Существующие подходы к созданию гидродинамической модели, основанные на единственной реализации геологической модели, приводят к сложностям при адаптации - необходимости применения дополнительных искусственных корректировок исходных данных и, как следствие, неточной оценке прогнозных технологических показателей разработки. Для принятия взвешенных инвестиционных решений по разработке месторождений необходимо комплексно подходить к оценке возможной степени неопределенности. Для решения данной задачи в ПАО «НК «Роснефть» используется подход итерационного моделирования, который обеспечивает комплексную оценку возможных вариантов геолого-технологических моделей и позволяет варьировать параметры модели для оценки неопределенности и рисков в процессе расчетов.
В статье рассмотрен процесс создания и выбора наиболее вероятной реализации геологической модели пласта ПК1, обеспечивающей наилучшую адаптацию к истории разработки и минимальную неопределенность при прогнозировании технологических показателей на среднесрочную и долгосрочную перспективу. Реализации модели включают вариации сейсмической основы, распределения параметра литологии, фильтрационно-емкостных свойств неколлекторов, объема водоносного горизонта и его активности. В процессе работ специалистами ПАО «НК «Роснефть» на первом этапе созданы базовые реализации геологической модели, на втором этапе из них на основе разработанного комплексного параметра, характеризующего степень адаптации гидродинамической модели, выбрана наиболее вероятная. Для проверки соответствия геологической реализации фактическим показателям работы скважин применялись современные программные модули компании RFD. Настроен автоматический алгоритм перебора параметров и расчета чувствительности адаптации к их изменению. Выполнен итеративный расчет фильтрационных моделей на базе полученных геологических реализаций с вариацией основных параметров, имеющих высокую степень неопределенности. Комплексный параметр позволил выбрать оптимальную геолого-гидродинамическую основу.
Список литературы
1. Объяснительная записка к атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000 / под ред. И.И. Нестерова. – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. – Вып. 93. – 85 с.
2. Кудаманов А.И., Потапова А.С., Карих Т.М. Специфика седиментации сеноманских отложений на примере Русского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – C. 30–34.
3. Комплексный подход к изучению газовой шапки в пласте ПК1-3 / А.В. Поднебесных, К.А. Мальшевская [и др.] // Нефть и газ. – 2014. – № 6. – C. 5–10.
4. Закревский К.Е. Об оценке горизонтального радиуса вариограмм // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – C. 32–33.
5. Rezvandehy M., Deutsch C.V. Horizontal variogram inference in the presence of widely spaced well data // Petroleum Geoscience. – 2018. – V. 24. – P. 219–235.
6. Анализ пространственного изменения геологической неоднородности и газоносности по данным геофизических исследований скважин / В.В. Черепанов, С.Н. Меньшиков, С.А. Варягов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – C. 32–34.
7. Шилов Г.Я., Захаров А.И. Применение седиментационно-фациального моделирования для оптимизации системы размещения добывающих скважин при разработке сеноманской залежи газа морского Северо-Каменномысского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 7. – C. 39–43.
