Уточнение геологических запасов с использованием быстрого стохастического симулятора

Год публикации
Аннотация

Тезисы докладов заседания секции "Геологоразведочные работы и геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений" Научно-технического совета ОАО "Газпром" "Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки", 22-24 ноября 1999 г., ВНИИгаз ( Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка),№27.

В последние годы возрастает значение применения геостатистических методов для описания месторождений углеводородов. Суть этих методов сводится к тому, что с помощью стохастики создается множество равновероятных реализаций важных параметров месторождения, таких как проницаемость, нефтенасыщенность и пористость. Месторождения могут быть очень неоднородными и численные модели, построенные для их представления, могут состоять из большого числа блоков. Таким образом, на выходе первого шага стохастического моделирования месторождения углеводородов мы имеем большое количество равновероятных реализаций месторождения, состоящих из большого количества блоков с заданными значениями интегральной величины, учитывающей эффективную толщину, пористость, проницаемость, углеводородонасыщенность.

Полное математическое моделирование процесса разработки каждой такой реализации требует больших затрат машинного времени и предъявляет высокие требования к характеристикам компьютеров. Поэтому на первой стадии отбора правдоподобных реализаций может быть использовано упрощенное моделирование, необходимое для выделения наиболее близких к реальной реализаций.

Предлагаемая программа БСС (Быстрый Стохастический Симулятор) моделирует поведение флюидов в месторождении простейшим образом и служит для первичной оценки близости рассматриваемой реализации к реально существующей в месторождении путем сравнения имеющихся данных по истории разработки с модельными. Таким образом, могут быть быстро и легко оценено влияние таких параметров как распределение пористости, проницаемости, остаточной насыщенности на совпадение с расчетной при восстановлении их историй разработки, оценку остаточных балансовых и текущих извлекаемых запасов углеводородов.

Запасы категорий А, В, C1, относимые к группе разведанных сопоставимы с категорией «доказанных» запасов по классификации Горного бюро и геологической службы США. Они имеют сложную структуру и не каждые из них могут быть извлечены из недр при современном развитии науки и техники. Поэтому они, в свою очередь, подразделяются на «балансовые» - запасы месторождений, вовлечение в разработку которых экономически целесообразно и «забалансовые» - вовлечение в разработку которых экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно. Нерентабельность разработки «забалансовых» разведанных запасов определяется многими факторами: малой величиной запасов, особой сложностью условий эксплуатации, низким качеством нефти и газа и др. Поскольку современный уровень промышленного развития не обеспечивает полного извлечения из недр балансовых запасов нефти, газа и конденсата, выделяются «извлекаемые запасы», которые можно получить при рациональном использовании современных технических средств экономически рентабельным способом и «неизвлекаемые запасы».

В США и некоторых других странах, извлекаемые запасы иногда подразделяются на первичные, добыча которых осуществляется за счет первичных (естественных) условий разработки, и вторичные, добываемые дополнительно за счет воздействия на пласт на поздней стадии разработки месторождений.

Балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата и сопутствующих компонентов подразделяются, в свою очередь, на «начальные запасы», существовавшие в залежи до начала разработки, «накопленную добычу» по состоянию на определенную дату и «остаточные запасы», составляющие разность между начальными запасами и накопленной добычей.

Разведанные запасы по их промышленной значимости и выработанности подразделяются, как известно, на три периода разработки. Первый, соответствующий период растущей добычи, в течение которого добывается 20-30 % начальных извлекаемых запасов, является непродолжительным. В наиболее большой период стабилизации разработки извлекается основной объем запасов. Значительно более длительное время приходится на период падающей добычи, в течение которого наиболее целесообразно выбрать эффективные методы воздействия на пласт и систему размещения скважин.

В этой связи актуальным становится вопрос выбора оптимальных вариантов разработки на газоконденсатных месторождениях - гигантах севера Западной Сибири: Ямбургским, Уренгойским, Медвежьем, которые находятся на третьей стадии разработки с падающей добычей газа и конденсата.