Оценка точности определения коэффициента пористости при выполнении трехмерных геологических построений

Abstract

Актуальность исследования обусловлена необходимостью повышения точности прогнозирования технологических показателей разработки месторождений углеводородного сырья. Это позволит подбирать оптимальное оборудование для подготовки сырья, сдвигать сроки ввода промышленных мощностей для достижения максимального экономического эффекта от разработки месторождений. Цель: определить точность расчета коэффициента пористости месторождения, принятую при подсчете запасов и проектировании разработки; оценить вариации коэффициента пористости во всем объеме месторождения; оценить степень снижения точности определения коэффициента пористости при переходе от этапа керновых исследований до трехмерной геологической модели; установить причины снижения точности определения коэффициента пористости при трехмерном геологическом моделировании. Объекты: сеноманская залежь нефтегазоконденсатного месторождения на севере Западной Сибири. Методы: вариограммный анализ, трехмерное геологическое моделирование, оценка точности определения коэффициента пористости. Результаты. Для корректного выполнения подсчета запасов и подготовки проектного документа требуется определить коэффициент пористости с погрешностью не более 5 %. В работе оценена вероятность достижения требуемого уровня точности расчета коэффициента пористости при подсчете запасов только по данным геофизических исследований скважин, по результатам данных геофизических исследований скважин, но с учетом расположения скважин по площади месторождения, а также с учетом пространственного распространения коэффициента пористости. Выполнена оценка границ изменения коэффициента пористости по всему объему породы-коллектора, что в дальнейшем может послужить основой для адаптации гидродинамической модели. Рассчитано снижение соотношения объемов исследованного керна к объему породы по геофизическим исследованием скважины, к общему объему породы-коллектора, а также проведена оценка точности определения коэффициента пористости при переходе от лабораторных исследований к среднему коэффициенту пористости по всему объему породы-коллектора.

The relevance of the study is caused by the need to improve the accuracy of forecasting technological indicators of development of hydrocarbon deposits. This will allow us to select the optimal equipment for preparation of raw materials, to shift the timing of commissioning of industrial capacities, to achieve the maximum economic effect from the development of deposits. The aim of the research is to determine the accuracy of calculation of the porosity coefficient of the field, adopted in the calculation of reserves and design development; to estimate the variation of the porosity coefficient in the entire volume of the deposit; to assess the degree of decrease in the accuracy of determining the porosity coefficient during the transition from the stage of core studies to a threedimensional geological model; to establish the reasons of decrease in accuracy of determination of porosity coefficient at threedimensional geological modeling. Object: Cenomanian reservoir oil and gas condensate field located in the North of Western Siberia. Methods: variogram analysis, three-dimensional geological modeling, estimation of porosity coefficient determination accuracy. Results. For correct calculation of stocks and preparation of the project document it is required to define porosity coefficient with an error no more than 5 %. The authors have estimated the probability of achieving the required level of accuracy in calculation of porosity when assessing the reserves only according to geophysical researches of wells, the results of geophysical researches of wells data, but given the location of wells in the field area and also taking into account the spatial distribution of porosity. The boundaries of the porosity coefficient change in the entire volume of the deposit were estimated. This can serve as a basis for adaptation of the hydrodynamic model in the future. The ratio of the volume of the studied core to the volume of the studied geophysical researches of wells rock to the total volume of the reservoir rock is calculated, and the accuracy of determining the porosity coefficient during the transition from laboratory studies to the average porosity coefficient in the field volume is estimated.