озміщення горизонтальних стовбурів, зарезок та ін.).
Сучасні вимоги до побудови моделей визначають необхідність аналізу невизначеностей і ризиків на основі оцінки достовірності параметрів поклади і методів багатоваріантного моделювання. Результати останнього, представлені у вигляді карт і кубів геологічних параметрів, є основою для буріння розвідувальних і видобувних свердловин, а також для планування геолого-технічних заходів (ГТМ) з метою збільшення коефіцієнта вилучення нафти (КІН).
Кількісна оцінка невизначеностей параметрів поклади Першочерговим завданням аналізу невизначеностей і ризиків при оцінці запасів є кількісна оцінка варіації параметрів, які впливають на підрахунок запасів. Головний спосіб кількісної оцінки невизначеностей заснований на обчисленні випадкових похибок, методи розрахунку яких різняться в залежності від досліджуваного параметра. Випадкові похибки на відміну від систематичних неминуче присутні Ключові слова: аналіз невизначеностей і ризиків, багатоваріантне моделювання, невизначеності параметрів поклади, похибки, оцінка запасів, аналіз чутливості, підрахунок запасів об'ємним методом.
У даній статті оцінка випадкових похибок параметрів поклади розглядається як оцінка невизначеності для проведення статистичного моделювання методом Монте-Карло або побудови багатоваріантної геологічної моделі.
Точність структурних побудов за даними сейсморозвідки оцінюється за допомогою методів, викладених у Методичних рекомендаціях. Основним способом оцінки похибок структурних побудов є обчислення стандартного відхилення абсолютних глибин, визначених за сейсмічної карті в точках пластопе-ресеченія з траєкторіями свердловин, від абсолютних відміток відповідних маркерів Z0 ??по свердловинним даними. Можливо також застосування способу оцінки середнього квадратичного відхилення від лінії регресії при використанні лінійної регресійної залежності Z0 (Т0) або DZ (Т0) для структурних побудов. Поширеними способами оцінки похибки є методи cross-validation (еталонної вибірки) і jack-knife (почергового відкидання контрольних точок з усього безлічі пар). Точність позначки водонефтяного контакту (ВНК), прийнятого за результатами випробування свердловин, може бути оцінена шляхом визначення максимальної абсолютної позначки підошви нафтового пласта і мінімальної позначки покрівлі водоносного пласта за даними геофізичних досліджень свердловин (ГІС), що дали в результаті випробування нафту з водою. Похибки визначення ефективних товщин, коефіцієнтів пористості, нефтенасищенності, проникності, перерахункових коефіцієнта, густини нафти найчастіше визначаються як похибки середніх арифметичних значень.
Крім того, доцільно використовувати оцінку похибок коефіцієнтів пористості і нефтенасищенності, що враховує як дисперсію параметра по всій вибірці, так і дисперсію середніх значень параметра по свердловинах. Підсумкова оцінка похибки визначення запасів об'ємним методом являє собою среднегеомет рическую суму похибок подсчетних параметрів. Похибка визначення видобутих запасів може бути отримана додаванням в середньогеометричні суму члена, відповідного похибки визначення КІН.
Таким чином, застосування апарата теорії помилок дозволяє провести кількісну оцінку невизначеностей параметрів поклади для використання при двох- і тривимірному моделюванні або при статистичному аналізі методом Монте-Карло.
Аналіз чутливості оцінки запасів до неопределенностям параметрів поклади
Перед побудовою багатоваріантної геологі- чеський моделі або проведенням аналізу методом Монте-Карло невизначеності параметрів поклади ранжуються за ступенем впливу на оцінку геологічних запасів. На цьому етапі необхідно визначити, які подсчетних параметри найбільш сильно впливають на величину геологічних запасів нафти. Розглянемо, від чого залежать подсчетних параметри (за винятком густини нафти і перерахункових коефіцієнта) і способи їх варіювання при тривимірному багатоваріантному моделюванні.
На площу нафтоносності в основному впливають конфігурація структурних поверхонь по покрівлі і підошві пласта, положення ВНК і обсяг колектора. Варіювання площі нафтоносності в тривимірній моделі досягається наступними способами:
варіаціями структурних поверхонь в межскважинном просторі на величину, яка визначається на основі оцінки точності структурних побудов;
зміною положення ВНК в межах від нижньої (за абсолютною величиною) відмітки водоносного пласта до верхньої позначки підошви нафтового пласта за даними ГДС, випробувань та аналізу керна;
стохастичним моделюванням куба літології (або NTG).
На ефективну нефтенасищенних товщину впливають варіації літології в межскважинном просторі і положення ВНК. Моделювання варіацій ефективн...
