ої нефтенасищенной товщини може бути проведено тими ж способами, що і моделювання варіацій площі нафтоносності. Варіювання коефіцієнта пористості нефтенасищенной частини колектора проводиться за допомогою зміни висотного положення ВНК і стохастичним моделюванням безперервного параметра пористості. Аналогічно виконується варіювання коефіцієнтів нафто- і водонасиченому. Для обліку варіацій густини нафти і перерахункових
Результатом ранжирування невизначеностей іаналіза чутливості є визначення параметрів, найбільш сильно впливають на оцінку запасів. Найзручнішим графічним способом представлення результатів аналізу чутливості є торнадо-пліт.
Аналіз невизначеностей і ризиків при 3D геологічному моделюванні
Сучасне програмне забезпечення геологічного моделювання дозволяє автоматично будувати безліч рівноймовірно реалізацій геологічної моделі, а також проводити статистичний аналіз безлічі реалізацій для визначення зон найбільшого ризику для планування буріння розвідувальних та експлуатаційних свердловин. При оцінці невизначеностей моделі методом багатоваріантного стохастичного моделювання виконується багаторазове перестроювання моделі на основі варіацій структурних поверхонь по покрівлі і підошві пласта, поверхні ВНК, параметрів пористості і літології. У результаті по безлічі реалізацій геологічної моделі будується карта середнього квадратичного відхилення параметра. Результатами побудови тривимірної геологічної моделі з урахуванням невизначеностей є:
карти середніх квадратичних відхилень параметрів (в першу чергу ефективних нефтенасищенних товщин і нефтенасищенной порового обсягу);
імовірнісна крива розподілу запасів з визначенням квантилів Р10, Р50, Р90
Ефективність застосування методики Розглянемо застосування описаної методики на
двох родовищах Юганске регіону. Завданням проекту було оперативно (протягом не більше трьох днів) оновити секторну геологічну модель за результатами буріння трьох свердловин і дати рекомендації щодо подальшого бурінню двох свердловин. Складність поставленого завдання полягала в тому, що необхідно було оцінити ризики буріння в приконтурної зоні, де велика ймовірність буріння свердловини у водоносному шарі.
На першому етапі були детально проаналізовані сейсмогеологічних дані та виявлено параметри, найбільш значущі для вирішення поставленого завдання: положення ВНК; положення покрівлі пласта. На основі побудованої багатоваріантної (100 реалізацій) секторної геологічної моделі дані рекомендації з буріння двох свердловин з прогнозною ефективної товщиною колектора, що дорівнює відповідно 4,8 і 6,9 м. Одночасно з багатоваріантним моделюванням будувалися карти ефективних нефтенасищенних товщин, з використанням яких отримана карта середнього квадратичного відхилення.
Для оптимізації відбору запасів нафти необхідно розглянути можливість оперативного зміни системи розробки на площі для двох кущів свердловин.
Після виконаного сейсмогеологічного аналізу та побудови в результаті аналізу невизначеностей та багатоваріантного моделювання карт середнього квадратичного відхилення по нефтенасищенних поровому обсягом прийнято рішення про зміну системи розробки шляхом буріння горизонтальних свердловин замість похило спрямованих.
За результатами аналізу, виконаного на основі геолого-гідродинамічної моделі, прийнято рішення про закладення додаткових шести горизонтальних свердловин.
У процесі роботи проводилася постійна коректування положення горизонтальних ділянок свердловин з урахуванням даних багатоваріантного моделювання (оптимістичних, песимістичних і найбільш вірогідних характеристик резервуара) і вибиралася найбільш оптимальна траєкторія, узгоджена з ТОВ «РН-Юганскнефтегаз». В результаті виконаних робіт додатковий видобуток нафти з цієї ділянки перевищила 600 тис. Т.
Висновок
RMS включає в себе самі передові технологічні розробки у галузі геологічного моделювання, гідродинамічного моделювання та проектування свердловин, що дозволяє оптимізувати розробку покладів і істотно підвищити економічний ефект на всіх стадіях життя родовища, починаючи від вибору регіону розвідувальних робіт і закінчуючи витяганням залишкових запасів.
TEMPEST програмний комплекс, для інженерів розробників дозволяє робити детальні гідродинамічні моделі економічно ефективними, технологічними і оперативними. Користувач TEMPEST може вирішувати практично весь комплекс основних і допоміжних завдань гідродинамічного моделювання родовищ, залишаючись при цьому в рамках єдиної моделі даних і користуючись уніфікованим для користувача інтерфейсом.
