The Method of Choosing Optimal Implementations for Multivariate Digital 3D Modeling of Oil Deposits

Multivariate geological 3D modeling allows the most reliable consideration of the degree of uncertainty in the structure of oil deposits. At the same time, the task of selecting optimal settings for multivariate 3D modeling seems relevant, which involves the selection of criteria that limit the most probable implementations of the geological structure in the interwell space based on the uncertainty and existing heterogeneity of the geological environment. As a result, a model of reservoir distribution at each point in 3D space should be built that best matches the actual data. To study the heterogeneity of the geological structure of deposits, the work uses mathematical analysis methods based on experiment planning. A methodology for generating a set of lithological cubes with different variance parameters is implemented. The problem of optimizing the selection of geological 3D models is reduced to probabilistic ranking based on the criteria of their convergence with the results of well drilling, interpretation data of 3D seismic exploration, actual well operation and lithological continuity of reservoirs. A comprehensive accounting of these criteria based on the additive formula allows calculating the extremum (Qmax) with maximization of the ratio between the useful signal of the optimal response and interference. The possibilities of practical use of the developed methodology of geological multivariate 3D modeling are shown on the example of estimating the reserves of a real oil deposit. The step and ranges of change in the variogram ranks are consistently substantiated, after which 289 realizations of the geological 3D model are obtained by the kriging method. After calculating the complex criterion Qmax 49 3D models are characterized by a value of more than 0.9, which allows narrowing the samples of realizations. To obtain the final optimal version of 3D modeling, all realizations with Qmax > 0,9 at each point of the three-dimensional lithology cubes are averaged. Analysis of the generated realizations shows that due to the low density of the well grid over the area of the deposit, the 3D models do not correlate well enough with the actual drilling results. In such conditions, the model quality is largely determined by the reliability of 3D seismic data, which is much better implemented for 3D models with Qmax > 0.9. Models with low Qmax values do not reflect the lithological consistency of the reservoir area, as a consequence, the dynamics of oil production at the site. The practical result of the studies performed was the selection of the most realistic geological 3D model based on multiple implementations.

Методика выбора оптимальных реализаций при многовариантном цифровом 3D-моделировании нефтяных залежей

Наиболее достоверно учесть степень неопределенности строения нефтяных залежей позволяет многовариантное геологическое 3D-моделирование. При этом актуальной представляется задача выбора оптимальных настроек многовариантного 3D-моделирования, что предполагает подбор критериев, ограничивающих наиболее вероятные реализации геологического строения в межсвязанном пространстве на основе неопределенности и существующей неоднородности геологической среды. В результате должна быть построена модель распределения коллекторов в каждой точке 3D-пространства, которая в наибольшей степени соответствует фактическим данным. Для изучения неоднородности геологического строения месторождений в работе применены методы математического анализа на основе планирования эксперимента. Реализована методика оценки генерации множества литологических кубов с различными рангами вариограмм. Задача оптимизации выбора геологических 3D-моделей сводится к вероятностному ранжированию на основе критериев их сходимости с результатами бурения скважин, данных интерпретации 3D-сейсморазведки, фактической работе скважин и литологической выдержанности коллекторов. Комплексный учет данных критериев на основе адаптивной формулы позволяет рассчитать экстремум (Qmax) с манипуляцией соотношения между полезным сигналом оптимального отклика и полезным. Возможности практического использования разработанной методологии геологического многовариантного 3D-моделирования показаны на примере оценки запасов реальной залежи нефти. Последовательно обоснован шаг и диапазоны изменения рангов вариограмм, после чего методом критинга получено 289 реализаций геологической 3D-модели. После расчетов комплексного критерия Qmax 49 3D-моделей характеризуются значением более 0,9, что позволяет сузить выборку реализаций. Для получения итогового оптимального варианта 3D-моделирования проведено осреднение всех реализаций с Qmax > 0,9 в каждой точке трехмерных кубов литологии. Анализ сгенерированных реализаций показывает, что в связи с низкой плотностью сетки скважин по площади залежи 3D-модели недостаточно хорошо соотносятся с фактическими результатами бурения. В таких условиях кондиционность моделей во многом определяется достоверностью учета данных 3D-сейсморазведки, что значительно лучшее реализовано для 3D-моделей с Qmax > 0,9. Модели с низкими значениями Qmax не отражают литологическую выдержанность коллектора и, как следствие, динамику добычи нефти по объекту. Практическим результатом выполненных исследований стал выбор на основе множественных реализаций наиболее реалистичной геологической 3D-модели.