Под литологической моделью понимается набор объемных сеток, в каждую ячейку которых занесен код индекса литологии или признака коллектор-неколлектор, а также коды или численные значения коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости (при необходимости и других петрофизических или геофизических параметров, включая показания зондов).
Приводятся сведения о методах определения значений параметров в межскважинном пространстве. При расчете "кубов" ФЕС с использованием результатов сейсморазведки дается необходимое обоснование использования того или иного сейсмического атрибута с приведением статистических оценок в графическом или табличном видах.
Для оценки достоверности "кубов" литологии используются построенные по этим "кубам" карты эффективных толщин, пористости и проницаемости, которые сравниваются с двухмерными картами, построенными по данным скважин. Отклонения в определении параметров не должны превышать +/- 5%.
На границах зон замещения и выклинивания коллекторов эффективные толщины должны быть равными нулю, а значения пористости и проницаемости согласованы с граничными значениями коллекторов - неколлекторов для этих параметров в соответствии с принятым принципом осадконакопления: постепенное замещение, резкий размыв и т.д.
Значения пористости, проницаемости и любых других параметров в ячейках объемных сеток должны быть согласованы между собой по петрофизическим зависимостям.
На основе литологической модели приводятся выводы об особенностях распределения различных типов коллекторов как по площади, так и по разрезу залежей. Выявленные закономерности должны корреспондироваться с результатами детальной корреляции геофизических разрезов скважин.
К выходной информации литологической модели рекомендуется относить:
- литологические разрезы в субширотном и субмеридиональном направлениях;
- численные характеристики трехмерных (фрагменты "куба") и двухмерных (разрезы) распределений пористости и проницаемости;
- геолого-статистические разрезы и гистограммы пористости и проницаемости, полученные на модели. Они приводятся в табличном или графическом видах по усмотрению исполнителя проектной работы.
ix. Построение моделей насыщения пластов флюидами
Насыщение пласта флюидами представляет из себя набор объемных сеток следующих параметров: коэффициентов начальных нефте- и газонасыщенностей, коэффициентов остаточных нефте-, газо- и водонасыщенностей. За пределами контуров нефте- и газоносностей значения указанных коэффициентов должны быть равны нулю.
Насыщение объекта флюидами проводится с учетом контактов: водонефтяного, газонефтяного, уровня зеркала воды, а также зависимостей изменения указанных коэффициентов от расстояния до ВНК (ГНК), от пористости и проницаемости коллекторов. Рекомендуется также строить зависимости по данным ГИС, капиллярометрии, кривых ОФП.
Положение ВНК (ГНК) увязывается с граничными значениями нефте- и газонасыщенности в зависимости от ФЕС. Значения этих параметров в ячейках, соответствующих скважинам, должны совпадать со значениями, определенными в этих скважинах.
Результаты моделирования представляются в графических приложениях на картах с нанесенной проектной сеткой скважин: абсолютной проницаемости, начальной нефтенасыщенности, начальной газонасыщенности; на наиболее принципиальных разрезах начальные величины абсолютной проницаемости, нефтенасыщенности, газонасыщенности; в виде карт геолого-статистических разрезов по параметрам пористости, абсолютной проницаемости, начальной нефте(газо)насыщенности.
x. Подсчет геологических запасов УВС
Трехмерная геологическая модель позволяет проводить определение начальных геологических запасов нефти и газа с любой степенью детальности (месторождение в целом, по эксплуатационным объектам, зонам различного насыщения флюидами, по литотипам пород и т.д.). Результаты сопоставления запасов УВС, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе ГМ, представляются в таблице 22.
xi. Оценка достоверности геологической модели
Приводится оценка достоверности созданной ГМ путем сравнения начальных геологических запасов УВС, объема нефте(газо)насыщенных пород, площади нефтеносности (газоносности), средней эффективной нефте(газо)насыщенной толщины, среднего коэффициента пористости нефте(газо)насыщенной частей, среднего коэффициента начальной нефте(газо)насыщенности, а также параметров макронеоднородности (расчлененности и песчанистости, объемы коллекторов и неколлекторов) нефте(газо)насыщенной частей (табл. 23).
Созданная модель считается достоверной, если расхождение при определении подсчетных параметров и оценке начальных геологических запасов углеводородов не превышает +/- 5%. В случае превышения погрешности дается подробный анализ причин такого несовпадения.
xii. Ремасштабирование геологической модели
К процессу ремасштабирования геологической модели и преобразования ее в фильтрационную предъявляются следующие требования: сохранение особенностей геометрии продуктивных пластов, их связности, неоднородности, определенных на стадии детального геологического моделирования.
При уменьшении размерности геологической модели по вертикали или латерали особые требования предъявляются к методам осреднения фильтрационно-емкостных свойств (пористости, проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности, связанной и критической водо(газо)насыщенностей), модифицированных ОФП.
Указанные требования необходимо соблюсти на стадии импорта детальной геологической модели в фильтрационную модель любого вида путем упрощения данных о количестве геологических слоев по вертикали, размере элементарной расчетной ячейки в горизонтальной плоскости и распределения фильтрационно-емкостных параметров в них (пористости, проницаемости и начальной нефте(газо)насыщенности).
Оценка корректности ремасштабирования проводится путем визуального (геометрия пластов) и количественного сравнения основных характеристик фильтрационной модели с геологической: параметров макронеоднородности (расчлененности, песчанистости), объемов коллектора и неколлектора, объемов углеводородов. Расхождение не может превышать +/- 1% (табл. 23).
xiii. Цифровая фильтрационная модель месторождения
В разделе обосновывается выбор типа модели фильтрации (двух- или трехфазная, изотермическая, многокомпонентная, при физико-химическом заводнении) в соответствии с поставленными в техническом задании задачами.
Дается обоснование:
- размеров и размерности фильтрационной модели по осям x, y, z в соответствии с условиями гидродинамической связности залежей, пластов, объектов разработки;
- начальных и граничных условий;
- использованных методов, приемов и результатов адаптации параметров фильтрационной модели, которые должны быть представлены в виде таблиц и графических приложений по каждому объекту.
1. В разделе состояние разработки месторождения рассматриваются:
i. Основные этапы проектирования разработки месторождения
В разделе приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных технологических документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования. Изложение материала рекомендуется направлять на выявление проблемных вопросов проектирования разработки месторождения.
Формулируются выводы о состоянии проектирования разработки месторождения: своевременность составления и надежность проектных технологических документов, эффективность проектных решений.
Представляется постановляющая часть протокола утверждения ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра последнего проектного технологического документа.
ii. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Сравнение проектных и фактических показателей проводится за последние 5 лет. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24. При наличии за указанный период нескольких проектных документов проектные показатели по ним приводятся последовательно.
На рисунках приводится сравнительная динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды).
Выявляются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти.
2. Состояние реализации проектного фонда скважин
Состояние реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату проектирования приводятся в таблицах 25, 26.
С позиций соответствия фактического использования фонда скважин их проектному назначению анализируются следующие основные положения:
- обоснованность переводов скважин на другие объекты;
- возможность совместной эксплуатации различных по параметрам объектов в одной скважине;
- коэффициенты использования и эксплуатации скважин;
- технологическая обоснованность временной консервации скважин, переводов скважин в другой фонд.
3. Фактические показатели разработки
Основные фактические показатели разработки представляются в таблице 27. Данные приводятся по всем утвержденным эксплуатационным объектам.
По фактическим показателям разработки:
- анализируются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам;
- оценивается технологическая эффективность разработки отдельных объектов и месторождения в целом.
4. Выполнение проектных решений
Анализ выполнения проектных решений рекомендуется проводить в соответствии с протоколом утверждения последнего проектного технологического документа ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.
Рекомендуется обратить особое внимание на следующие принципиальные положения: