Построение правобережной модели

Построение модели проводилось с привлечением методики построения структурных поверхностей. Предварительно были оценены размеры создаваемой модели с целью определения наилучшей конфигурации модели.

Моделирование велось отдельно по пластам AC 10 , AC₁₁. Пласт AC₁₂ был разбит на верхнюю и нижнюю часть структурной поверхностью АС12_1top. Обе части моделировались отдельно по причине большого размера получаемой трехмерной сетки. Еще одним подтверждением правильности подобного решения явился характер геостатистических разрезов, созданных по скважинным данным для всего пласта AC₁₂. В области перехода, разделяемой структурной поверхностью АС12_1top присутствует мощная глинистая перемычка, позволяющая четко разделить верхнюю и нижнюю части пласта AC₁₂.

Таким образом, было создано 4 трехмерных сетки для условных пластов AC10, AC11, AC12верх, AC12низ. При создании сеток использовались структурные поверхности, созданные с учетом данных сейсморазведки и описанные ниже [1].

Создание модели производилось с использованием геометрии XY-регулярная, то есть размер ячеек в плане постоянен для всей 3D-сетки. Геометрия слоев была выбрана пропорциональной между кровлей и подошвой для каждого пласта. Количество слоев выбиралось с таким расчетом, чтобы средний размер ячейки был порядка 1 метра, в действительности размер ячеек колеблется от 0,2 до 1,8 метров, оставаясь преимущественно равным 1 м.

Распределение песчанистости после ремасштабирования дискретной кривой песчанистости до размеров ячеек трехмерной сетки производился методом «Последовательного Гауссового моделирования» (Sequential Gaussian Simulation) отдельно по каждому пласту [2].

Ремасштабирование данных пористости производилось методом среднего арифметического в зонах, характеризующихся присутствием коллектора, где значения коэффициента пористости превышает 0,145. Предварительно по каждому пласту был проведен варио-граммный анализ с целью выявления характера ключевых неоднородностей пласта и определения их зависимости от расстояния. Анализ производился с использованием алгоритма uvw-трансформации пластов. Данный подход позволяет точнее определять зависимости при негоризонтальных залеганиях пластов, рассчитывая экспериментальные вариограммы параллельно напластованию. Расчет велся как в вертикальном направлении, так и в горизонтальном, причем во втором случае вариограммы вычислялись через каждые 30 градусов для анализа анизотропии свойств резервуара.

В результате на основании экспериментальных вариограмм были получены их теоретические аппроксимации отдельно для свойств песчанистости и пористости по каждому пласту [3]. Во всех случаях наиболее приемлемым оказался экспоненциальный тип вариограмм. Радиусы корреляции изменялись для каждого пласта, но среднее значение как для свойств песчанистости, так и пористости составило для пластов АС10, АС11 порядка 3,2 км, для пласта AC12 порядка 2,7 км в горизонтальном напрвлении и 20 и 16 м соответственно в вертикальном.

Создание реализации песчанистости контролировалось на всех уровнях, начиная с соответствия результатов модели скважинным данным. Кроме того, по результатам моделирования строились карты эффективных толщин по каждому из пластов. Эти карты сравнивались с их детерминистическими аналогами, построенными с использованием метода крайгинг на основании данных об эффективных толщинах в точках скважин и геологическом представлением о строении пластов. Общий характер сравниваемых карт должен был быть сходен. Кроме того, отбраковывались реализации с экстремальными значениями в областях отсутствия скважин. Следует отметить, что также осуществлялся контроль данных по объемам запасов с таким расчетом, чтобы запасы, полученные по секторным моделям, соответствовали с некоторой погрешностью официальным цифрам, числящимся на РФГФ.

На основе выбранной в итоге реализации песчанистости, удовлетворяющей всем требованиям качества, определялась в соответствии с выбранным алгоритмом моделирования, зона коллектора, в которой и производилось распределение свойства пористости из ремасштабированной с учетом размеров ячейки интерпретации пористости по ГИС.

Распределение производилось с использованием метода «Последовательного Гауссового моделирования» (Sequential Gaussian Simulation) с учетом варио-граммных зависимостей, выявленных на этапе их анализа. Для получения свойства проницаемости производился пересчет из полученного распределения пористости с использованием имеющихся зависимостей [4]. Для дополнительного контроля качества были построены карты значений KH (произведения проницаемости на эффективную толщину) по каждому пласту с последующим их сравнением детерминистическими аналогами, построенными с использованием метода крайгинг по значениям в точках скважин.

Построение детальных секторных геологических моделей на разбуренных участках месторождения с привлечением геофизической информации по эксплуатационным скважинам позволяют обеспечить контроль за разработкой, перевод скважин из эксплуатационных в нагнетательные, перевод с одного объекта на другой, а также приобщение объектов разработки.