Методика построения карт эффективных газонасыщенных толщин в условиях недостатка информации

Abstract

Актуальность. Газо(нефте)насыщенная толщина - важнейший геологический параметр. Во-первых, он используется в задаче подсчете запасов. Точность модели этого параметра в значительной мере определяет точность оценки запасов. Во-вторых, карта газо(нефте)насыщенных толщин является основой при проектировании скважин и методов воздействия на залежь. Сказанное определяет актуальность работы. Цель исследования: создание алгоритма моделирования газонасыщенных толщин в условиях малого объёма скважинных данных, причём крайне неравномерно расположенных по области моделирования, и при отсутствии замеров в куполе залежи. Методы исследования: методы статистического анализа, локальной интерполяции, комплексирования замеров с косвенной информацией, методы детальной корреляции, детерминистические и стохастические методы моделирования геологических параметров. Результаты. Показано, что в верхней части разреза пласта ПК1 Ямбургского месторождения довольно надёжно прослеживаются глинистые и алевролитовые прослои; на этапах ранней разведки (число скважин не велико, не превышает 4 шт.) при крайне неравномерной сетке скважин, особенно в случаях, когда купол структуры не освещён скважинными данными, существующие методики моделирования карт не позволяют построить модель с приемлемой точностью. Для пласта ПК1 Ямбургского месторождения выявлена регрессионная зависимость эффективных толщин от общих. Предложена методика моделирования эффективных газонасыщенных толщин, в которой в качестве дополнительной косвенной информации используется регрессионная зависимость эффективных толщин от общих. По этой методике построена модель эффективных газонасыщенных толщин пласта ПК1 Восточно-Харвутинского участка Ямбургского месторождения. Сопоставление моделей газонасыщенных толщин по предложенной методике и на основе трёхмерной модели, построенной стохастическим методом с использованием расширенного набора замеров, показало хорошую внутреннюю сходимость.

The relevance. Gas(oil)height is the major geological parameter. Firstly, it is used to calculate reserves. The accuracy of reserve estimation strongly depends on the accuracy of this parameter model. Secondly, the map of gas(oil)height is the base to plan wells and recovery methods. This determines the relevance of the work. The aim of the research is to develop the algorithm of effective gas heights modeling in conditions of small number of well data. Particularly when the well data extremely uneven arranged in the modeling area and there is no measurements in the dome of the deposit. Research methods: methods of statistical analysis, local interpolation, aggregation measurements with indirect information, methods of detailed correlation, deterministic and stochastic methods for modeling geological parameters. Results. It is shown that in the upper part of the PK1 reservoir of Yamburg field the clay and silt interlayers are strongly observed. The existing methods of modeling do not allow simulating a model with an acceptable accuracy, for example when the grid of wells is extremely irregular (there are not many wells, less than or equal to 4) on the early stages of exploration. Especially in the cases when the dome of the reservoir is worse represented with well data. For the reservoir PK1 of Yamburg field the authors have revealed the regressive dependence of the effective height on the general ones. The authors proposed the technique of modeling gas effective heights, where the regressive dependence of the effective height on the general ones is used as additional indirect information. The model of gas effective heights of PK1 reservoir in Vostochno-Kharvutinskaya area of Yamburg field was built according to the technique. The comparison of the models of gas effective heights by the proposed technique and by the model based on three/dimensional model built by the stochastic method using an extended set of measurements showed good internal convergence.