Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России (Сборник научных трудов), страница 21

близкими, но по эффективности, оперативности и экономичности данная методика оказывалась более предпочтительной.

Таблица 1

Относительное влияние в % сейсмических параметров в составе факторов для отражений Р1-СЗ (?)

В настоящее время мы также пользуемся усовершенствованной методикой совместного использования факторного и кластерного анализа для решения подобных задач [7]

2. Расчет полезных объемов резервуаров и экспресс-оценка запасов У В

Исходя из имеющегося опмта,на морских месторождениях после бурения 1-2 скважин часто не удается определить такой важный па­раметр для подсчета запасов, как положение ГВК или ВПК, Поэтому все оперативные оценки запасов выполняются, как правило, до како­го-либо условного уровня. Да и другие важные подсчетные парамет­ры: полезная площадь, эффективная мощность, пористость, нефтена-сыщенность часто меняются в результате многократной переинтер­претации данных ГИС с учетом петрофизических измерений. Все это не может не отразиться на качестве оперативных оценок запасов У В, которые требуют постоянных корректировок. Поэтому весьма жела­тельно располагать такой технологией, которая позволяла бы произ­водить быструю переоценку при изменении любого параметра и, кроме того, изначально предусматривала бы многовариантность оце­нок в заданных пределах изменения подсчетных параметров. При этом целесообразно предусмотреть использование модели неравно46

мерного распределения пористости и других параметров по плошали, о чем шла речь в предыдущем разделе. Элементы такой технологии уже разработаны нами и частично используются. Последовательность работ предусматривает три обычных этапа:

1)  Оцифровка структурных карт (если она не выполнена до это­
го).

2)  Расчет эффективных нефтепасыщенных объемов.

3)  Оценка запасов.

4)  Оценка точности.

Имея оцифрованные структурные карты, послойно по формуле Симпсона на компьютере рассчитываем объемы для различных ко­эффициентов заполнения ловушки и различных толшин, результатом чего являются своеобразные номограммы-палетки (рис.2). Перемен­ными величинами для палетки являются эффективная нефте- и (или) газонасыщенная толщина и коэффициент заполнения ловушки. При­чем отметим, что палетки индивидуальны для каждого резервуара, поскольку "помнят" свою структурную карту. При этом геометрия резервуара учтена полностью. (Примечание: вместо коэффициента заполнения "ключом" такой палетки может быть глубина ВНК). Те­перь с помощью этих палеток можно в течение нескольких секунд определить эффективный нефтенасыщенный объем резервуара.

Пример. В результате уточненной интерпретации ГИС выясни­лось, что эффективная нефтенасыщенпая толщина на месторождении М составляет для гурнейских отложений 28 м. Определить эффектив­ный нефтенасыщенный объем, если коэффициент заполнения ловуш­ки по аналогичным месторождениям составляет 0,9.

Решение. По палетке (рис.2.) по оси абсцисс ищем 28 м. Видно, что по оси ординат этому соответствует 5 значений объема для коэф­фициентов заполнения 0,8 до 1 с шагом 0,5. Берем значение для 0,9. Получаем 1130 тыс.куб.м. Умножив эту величину на пористость, неф-тенасыщенность. плотность нефти, коэффициент приведения и коэф­фициент извлечения, получим величину извлекаемых запасов. Анало­гично можно получить эти данные и для других резервуаров место­рождения.