Оценка достоверности геологической модели

В процессе моделирования контролировалось соответствие результатов распространения литологии и ФЕС исходным скважинным данным по ГИС.

Одним из показателей корректности распределения коллектор-неколлектор является сравнение ГСР по модели и скважинам. На рисунке 4.8 приведено сравнение ГСР по модели и скважинам по отложениям среднего карбона. В таблице 4.3 приведено соотношение литотипов по скважинам и кубу для этого же объекта. Приведенная иллюстрация и данные таблицы указывают на хорошую сходимость модели и скважинных данных.

Таблица 4.3 – Соотношение литотипов по скважинам и кубу литологии

Пласт	Литотип	Процентное соотношение параметров	Расхождение по скважинам и 3D, % (3D – скв.) *100/ скв.
по скважинам	по 3D
B-II	неколлектор	56.48	53.14	-3.9
коллектор	43.52	46.86	4.5
B-III	неколлектор	80.05	78.87	-1.5
коллектор	19.95	21.13
A4	неколлектор	45.52	46.45
коллектор	54.48	53.55	1.7

Рисунок 4.8 –Сравнение ГСР по скважинам и модели (верейский+башкирский объекты)

Полученные трехмерные параметры пористости, проницаемости и нефтенасыщенности анализировались визуально, а также путем сравнения их статистических характеристик с данными ГИС. В таблицах 4.4 и 4.5 приведены статистические показатели распределения пористости и нефтенасыщенности по ГИС и модели.

Таблица 4.4 – Статистические показатели пористости по скважинам и кубу пористости

	Кп по ГИС, д. ед.	Кп по 3D, д.ед.	Расхождение среднего значения Кп по скважинам и 3D, % (3D – скв.) *100 / скв.
мин.	макс.	среднее	мин.	макс.	среднее
B- II	0.095	0.276	0.181	0.095	0.276	0.177	-2.2
B- III	0.073	0.240	0.157	0.073	0.240	0.157	-
A4	0.07	0.318	0.176	0.07	0.318	0.169	-3.9
C-I+II	0.140	0.258	0.192	0.140	0.258	0.192	-
C-III	0.141	0.275	0.199	0.141	0.275	0.197	-1.0
C-IV	0.146	0.259	0.197	0.146	0.259	0.197	-
C-V	0.143	0.265	0.195	0.143	0.265	0.193	-1.0
C-VI	0.140	0.263	0.200	0.140	0.263	0.200	-
Ct-II+III	0.076	0.311	0.136	0.076	0.311	0.133	-2.2
Ct-IV	0.080	0.311	0.116	0.080	0.311	0.114	-1.7

Таблица 4.5 – Статистические показатели нефтенасыщенности по скважинам и кубу нефтенасыщенности

Пласт		Значения Кн, %
мин.	макс.	сред.	расхождение среднего Кн по скважинам и 3D, % (3D – скв.) *100 / скв.
B-II	скважины		92.2	72.3
3Д		92.2	71.9	-0.6
B-III	скважины		91.6	63.8
3Д		91.6	63.7	-0.2
A4	скважины		99.6	84.3
3Д		99.6	84.0	-0.4
C-I+II	скважины		86.8	69.2
3Д		86.8	71.5	3.3
C-III	скважины		85.3	67.9
3Д		85.3	70.2	3.4
C-IV	скважины		86.0	63.1
3Д		86.0	65.8	4.3
C-V	скважины		81.3	62.8
3Д		81.3	65.1	3.7
C-VI	скважины		88.6	65.6
3Д		88.6	66.5	1.4
Ct-II+III	скважины		90.9	78.2
3Д	53.5	90.9	78.9	0.9
Ct-IV	скважины	58.6	91.4	72.9
3Д		91.4	74.4	2.1

На начальном этапе работ по пересчету запасов была выполнена предварительная оценка запасов нефти по 2D модели. Результаты оценки запасов по 3D модели и их сопоставление с подсчитанными ранее по 2D модели представлены в таблице 4.6

Расхождение запасов, подсчитанных по 2D и 3D модели, практически по всем объектам составляет не более 5%, что находится в пределах допустимых норм. Исключение составляют запасы отложений турнейского яруса. Расхождение выше допустимых норм, в основном, связано с недостаточным объемом и зачастую неоднозначным характером фактического материала по этому объекту. Следует отметить, что запасы турнейских залежей незначительны, и даже небольшое абсолютное расхождение величины запасов дает большой относительный процент.

Таблица 4.6 – Сопоставление подсчетных параметров и запасов нефти, подсчитанных по результатам 2D моделирования, с подсчитанными на основе трехмерной (3D) геологической модели

	Пласт	Площадь нефтеноc­ности, м2	Средняя нефтенасыщенная толщина, м	Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3	Коэффициенты	Плотность нефти, г/см3	Начальные геологические запасы нефти
открытой пористости, д.ед.	нефтенасыщенности, д.ед.	пересчетный
3D модель	B-II		2.68		0.18	0.72	0.980	0.915
2D модель		2.61		0.18	0.74
% расхо-ждения		-0.9	2.7	1.6		-2.7			-0.1
3D модель	B-III		1.44		0.16	0.64	0.982	0.915
2D модель		1.49		0.16	0.66
% расхо-ждения		2.1	-3.3	-1.8		-3			-4.8
3D модель	A4		23.2		0.18	0.85	0.982	0.918
2D модель		23.1		0.18	0.86
% расхо-ждения		-0.4	0.4	-0.3		-1.2			-1.6
3D модель	С-I+II		2.31		0.193	0.715	0.990	0.911
2D модель		2.25		0.20	0.71	0.990	0.911
% расхо-ждения *)		-3.2	2.6	-0.5	-3,6	0.7			-3.3
3D модель	C-III		2.32		0.202	0.702	0.990	0.911
2D модель		2.20		0.20	0.70
% расхо-ждения *)		-1.8	4.9	3.4	1.2	0.3			4.7
3D модель	C-IV		1.53		0.196	0.658	0.990	0.911
2D модель		1.48		0.20	0.68
% расхо-ждения *)		-0.6	3.1	2.4	-2.0	-3.2			-2.0
3D модель	C-V		2.20		0.198	0.651	0.990	0.911
2D модель		2.13		0.20	0.66
% расхо-ждения *)		-0.3	3.3	2.9	-1.2	-1.4			0.6
3D модель	C-VI		2.24		0.198	0.665	0.990	0.911
2D модель		2.15		0.20	0.70
% расхо-ждения *)		-0.4	4.1	3.5	-1.2	-5.0			-2.6
3D модель	Ct-II+III		2.22		0.134	0.789	0.978	0.919
2D модель		2.3		0.13	0.78
% расхо-ждения *)		-	-	2,1	3,1	1.1			6.5
3D модель	Ct-IV		2.55		0.122	0.744	0.989	0.962
2D модель		2.52		0.12	0.73
% расхо-ждения *)		-	1.2	1.4	1.7	1.9			4.5
*) % расхождения = 100*(Параметр по ЗD модели- Параметр по 2D модели)/ Параметр по 2D модели

Вышеизложенное позволяет сделать заключение, что геолого-геофизические параметры месторождения, определяемые выполненными геологическими моделями, находятся в пределах допустимых норм и могут служить основой для гидродинамической модели.

Цифровые фильтрационные модели