Особенности вероятностной петрофизической оценки пластов с использованием подходов концепции cвязанности порового пространства

Введение. Представлена технология проведения вероятностной петрофизической оценки параметров с использованием попластовой интерпретации данных ГИС, что позволяет наряду с вертикальным процессингом, использовать горизонтальный.

Цель. Адаптация технологии вероятностной оценки параметров при проведении попластовой интерпретации данных ГИС с использованием подходов концепции связанности порового пространства, которые позволяют снизить вариативность оценок продуктивных толщин коллекторов по сравнению с традиционными подходами подсчетов геологических запасов с использованием фиксированных граничных значений коэффициента пористости.

Материалы и методы. Рассмотрены основные особенности моделирования неопределенностей входных параметров и способы их представления в виде различных распределений с описанием обобщенного алгоритма проведения вероятностной оценки геологических запасов. В качестве входных параметров при выполнении алгоритма привлекаются распределения площади залежи, плотности нефти и пересчетного коэффициента, базовый вариант результатов попластовой интерпретации данных ГИС в виде непрерывной по глубине таблицы с отсчетами показаний с кривых методов ГИС в однородных по литологии интервалах. Кроме того, на вход алгоритма подаются распределения, отражающие варьирования неопределенностей геофизических параметров, констант петрофизических моделей, граничных отсечек для выделения коллекторов и оценки их характера насыщенности.

Результаты. В качестве примера использования подхода приводится способ вероятностной оценки для условной залежи пласта БВ8 одного из месторождений в Западной Сибири. По результатам проведенной оценки был выполнен анализ чувствительности получаемых результатов относительно входных параметров.

Заключение. Разработан алгоритм вероятностной петрофизической оценки, учитывающий использование петрофизического моделирования в рамках концепции связанности порового пространства и попластовый режим интерпретации данных геофизических исследований скважин. Показано, что дополнительная петротипизация, позволяющая уточнить параметр связанности порового пространства, снижает погрешность результирующих оценок, что может уменьшить риск принятия неэффективных решений.

1. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1986. — 120 с.

2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. М. — Тверь: ВНИГНИ — НПЦ «Тверьгеофизика». 2003. — 258 с.

3. Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров МИ 1317-86. ВНИИМС. — М.: Издательство стандартов,1986. — 30 с.

4. Беляков Е.О. Базовые закономерности концепции связанности порового пространства для петрофизического моделирования фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных терригенных пород // PROнефть. Профессионально о нефти. — 2020. — № 2 (16). — С. 25–30.

5. Беляков Е.О. Практические аспекты моделирования переходных нефтеводонасыщенных зон в терригенных коллекторах Западной Сибири по данным анализа керна и геофизических исследований скважин // PROНефть. Профессионально о нефти. — 2018. — № 1 (7). — С. 38–43.