Reservoar modellering - Reservoir modeling

Skjermbilde av et strukturkart generert av Contour-kartprogramvare for et 8500ft dyp gass- og oljereservoar i Erath-feltet, Vermilion Parish , Erath, Louisiana . Gapet fra høyre til høyre, nær toppen av konturkartet, indikerer en feillinje . Denne feillinjen er mellom de blå / grønne konturlinjene og de lilla / røde / gule konturlinjene. Den tynne røde, sirkulære konturlinjen midt på kartet indikerer toppen av oljereservoaret. Fordi gass flyter over olje, markerer den tynne røde konturlinjen gass- / oljekontaktsonen.

I olje- og gassindustrien involverer reservoarmodellering konstruksjon av en datamaskinmodell av et petroleumsreservoar , med det formål å forbedre estimering av reserver og ta beslutninger om utvikling av feltet, forutsi fremtidig produksjon, plassere ytterligere brønner og vurdere alternativ scenarier for reservoarstyring.

En reservoarmodell representerer reservoarets fysiske rom ved en rekke separate celler, avgrenset av et rutenett som kan være regelmessig eller uregelmessig. Utvalget av celler er vanligvis tredimensjonalt, selv om 1D- og 2D-modeller noen ganger brukes. Verdier for attributter som porøsitet , permeabilitet og vannmetning er assosiert med hver celle. Verdien av hvert attributt antas implisitt å gjelde ensartet i hele volumet av reservoaret som er representert av cellen.

Typer reservoarmodell

Reservoarmodeller inngår vanligvis i to kategorier:

• Geologiske modeller er laget av geologer og geofysikere og tar sikte på å gi en statisk beskrivelse av reservoaret før produksjon.
• Simuleringsmodeller for reservoar er laget av reservoaringeniører og bruker endelige forskjellsmetoder for å simulere flyt av væske i reservoaret, over produksjonslevetiden.

Noen ganger brukes en enkelt "delt jordmodell" til begge formål. Mer ofte er en geologisk modell konstruert med relativt høy (fin) oppløsning. Et grovere rutenett for reservoarsimuleringsmodellen er konstruert, med kanskje to størrelsesordrer færre celler. Effektive verdier av attributter for simuleringsmodellen blir deretter avledet fra den geologiske modellen ved en oppskaleringsprosess. Hvis ingen geologisk modell eksisterer, kan attributtverdiene for en simuleringsmodell alternativt bestemmes av en prosess med prøvetaking av geologiske kart.

Usikkerhet i de sanne verdiene til reservoaregenskapene blir noen ganger undersøkt ved å konstruere flere forskjellige erkjennelser av settene med attributtverdier. Oppførselen til de resulterende simuleringsmodellene kan da indikere det tilhørende nivået av økonomisk usikkerhet.

Uttrykket "reservoarkarakterisering" brukes noen ganger for å referere til reservoarmodelleringsaktiviteter fram til punktet når en simuleringsmodell er klar til å simulere flyt av væsker.

Kommersiell tilgjengelig programvare brukes i konstruksjon, simulering og analyse av reservoarmodellene.

Seismikk til simulering

Prosessene som kreves for å konstruere reservoarmodeller er beskrevet av uttrykket Seismic to simulation . Prosessen er vellykket hvis modellen nøyaktig gjenspeiler de opprinnelige brønnloggene , seismiske data og produksjonshistorie.

Reservoarmodeller er konstruert for å få en bedre forståelse av undergrunnen som fører til informert brønnplassering, estimering av reserver og produksjonsplanlegging . Modeller er basert på målinger som er gjort i feltet, inkludert brønnlogger, seismiske undersøkelser og produksjonshistorie.

Seismisk til simulering muliggjør kvantitativ integrering av alle feltdata i en oppdaterbar reservoarmodell bygget av et team av geologer, geofysikere og ingeniører. Nøkkelteknikker brukt i prosessen inkluderer integrert petrofysikk og bergfysikk for å bestemme spekteret av litotyper og bergegenskaper, geostatistisk inversjon for å bestemme et sett av plausibel seismisk avledet bergegenskapsmodeller med tilstrekkelig vertikal oppløsning og heterogenitet for flyt simulering, stratigrafisk rutenettoverføring til flytte seismisk-avledede data nøyaktig til den geologiske modellen, og flyt simulering for modellvalidering og rangering for å bestemme modellen som passer best for alle dataene.

Bergfysikk og petrofysikk

Det første trinnet i seismikk til simulering er å etablere et forhold mellom petrofysiske nøkkelbergegenskaper og bergens elastiske egenskaper . Dette er nødvendig for å finne felles grunn mellom brønnloggene og seismiske data.

Brønnlogger måles i dybden og gir vertikale data med høy oppløsning, men ingen innsikt i mellomrommet. Seismikk måles i tid og gir store sideretninger, men er ganske begrenset i sin vertikale oppløsning. Når de er korrelert, kan brønnlogger og seismikk brukes til å lage en finskala 3D-modell av undergrunnen.

Innblikk i bergens egenskaper kommer fra en kombinasjon av grunnleggende geologisk forståelse og velborede målinger. Basert på en forståelse av hvordan området ble dannet over tid, kan geologer forutsi hvilke bergarter som sannsynligvis vil være til stede, og hvor raskt de varierer romlig. Brønnlogg- og kjernemålinger gir prøver for å bekrefte og finjustere forståelsen.

Seismiske data brukes av petrofysikere for å identifisere toppen av forskjellige litotyper og fordelingen av bergegenskaper i mellombrønnrommet ved hjelp av seismiske inversjonsegenskaper som impedans . Seismiske undersøkelser måler akustisk impedansekontrast mellom fjellag. Når forskjellige geologiske strukturer blir møtt, reflekterer og bryter lydbølgen som en funksjon av impedanskontrasten mellom lagene. Akustisk impedans varierer etter bergart og kan derfor korreleres med bergegenskaper ved bruk av bergfysikkforhold mellom inversjonens attributter og petrofysiske egenskaper som porøsitet , litologi , vannmetning og permeabilitet .

Når brønnlogger er korrekt kondisjonert og redigert, genereres en petrofysisk bergartmodell som kan brukes til å utlede de effektive elastiske bergegenskapene fra væske- og mineralparametere samt informasjon om bergstruktur. Modellparameterne blir kalibrert ved å sammenligne det syntetiske til de tilgjengelige elastiske soniske logger. Beregninger utføres etter en rekke av steinfysikk- algoritmer inkludert: Xu & White, Greenberg og Castagna, Gassmann, Gardner, modifisert øvre og nedre Hashin-Shtrikman, og Batzle & Wang.

Når den petrofysiske bergartmodellen er fullført, opprettes en statistisk database for å beskrive bergartene og deres kjente egenskaper som porøsitet og permeabilitet. Litotyper er beskrevet, sammen med deres distinkte elastiske egenskaper.

MCMC geostatistisk inversjon

I det neste trinnet av seismikk til simulering kombinerer seismiske inversjonsteknikker brønn og seismiske data for å produsere flere like sannsynlige 3D-modeller av reservoarets elastiske egenskaper. Seismiske data transformeres til elastiske eiendomslogger ved hvert spor. Deterministiske inversjonsteknikker brukes for å gi et godt helhetsbilde av porøsiteten over feltet og tjene som en kvalitetskontroll. For å oppnå større detaljer som trengs for kompleks geologi benyttes deretter ytterligere stokastisk inversjon.

Geostatistiske inversjonsprosedyrer oppdager og avgrenser tynne reservoarer som ellers er dårlig definert. Markov-kjeden Monte Carlo (MCMC) -basert geostatistisk inversjon adresserer det vertikale skaleringsproblemet ved å lage seismiske avledede bergegenskaper med vertikal sampling som er kompatible med geologiske modeller.

Alle feltdata er integrert i den geostatistiske inversjonsprosessen gjennom bruk av sannsynlighetsdistribusjonsfunksjoner (PDF-er). Hver PDF beskriver bestemte inndata i geostatistiske termer ved hjelp av histogrammer og variogrammer , som identifiserer oddsen for en gitt verdi på et spesifikt sted og den samlede forventede skala og tekstur basert på geologisk innsikt.

Når de er konstruert, blir PDF-ene kombinert ved hjelp av Bayesian-inferanse , noe som resulterer i en posterior PDF som samsvarer med alt som er kjent om feltet. Et vektingssystem brukes i algoritmen, noe som gjør prosessen mer objektiv.

Fra den bakre PDF-filen genereres erkjennelser ved hjelp av en Markov-kjede Monte Carlo-algoritme. Disse erkjennelsene er statistisk rettferdige og produserer modeller med høy detalj, nøyaktighet og realisme. Bergegenskaper som porøsitet kan kosimuleres fra de elastiske egenskapene som bestemmes av den geostatistiske inversjonen. Denne prosessen blir iterert inntil en best fit-modell blir identifisert.

Inversjonsparametere er innstilt ved å kjøre inversjonen mange ganger med og uten brønndata. Uten brønndata kjører inversjonene i blind-brønn-modus. Disse inversjonene med blind-brønnmodus tester påliteligheten til den begrensede inversjonen og fjerner potensiell skjevhet.

Denne statistiske tilnærmingen skaper flere likestilte modeller som stemmer overens med seismikk, brønner og geologi. Geostatistisk inversjon inverterer samtidig for impedans og diskrete egenskaper, og andre petrofysiske egenskaper som porøsitet kan deretter koimuleres i felleskap.

Utgangsvolumene er i en samplingshastighet som er i samsvar med reservoarmodellen, fordi det å lage syntetiske stoffer for finprøvde modeller er det samme som fra brønnlogger. Inverteringsegenskaper er i samsvar med brønnloggegenskaper fordi histogrammer som brukes til å generere utgangsbergegenskapene fra inversjonen er basert på brønnloggverdier for disse bergegenskapene.

Usikkerhet blir kvantifisert ved å bruke tilfeldige frø for å generere litt forskjellige erkjennelser, spesielt for områder av interesse. Denne prosessen forbedrer forståelsen av usikkerhet og risiko i modellen.

Stratigrafisk nettoverføring

Etter geostatistisk inversjon og i forberedelse til historikk matching og flyt simulering, blir den statiske modellen revet opp og skalert opp. Overføringen konverterer samtidig tid til dybde for de forskjellige egenskapene og overfører dem i 3D fra det seismiske nettet til et hjørnepunktnett . De relative stedene til egenskapene er bevart, noe som sikrer at datapunkter i det seismiske rutenettet ankommer riktig stratigrafisk lag i hjørnepunktnettet.

Den statiske modellen bygd fra seismikk er typisk ortogonal, men flytsimulatorer forventer raster på hjørnepunktet. Hjørnepunktnettet består av terninger som vanligvis er mye grovere i horisontal retning, og hvert hjørne av kuben er vilkårlig definert for å følge de viktigste funksjonene i rutenettet. Konvertering direkte fra ortogonalt til hjørnepunkt kan forårsake problemer som å skape diskontinuitet i væskestrømmen.

Et mellomstratigrafisk rutenett sørger for at viktige strukturer ikke blir feilrepresentert i overføringen. Det stratigrafiske rutenettet har samme antall celler som det ortogonale seismiske rutenettet, men grensene er definert av stratigrafiske overflater og cellene følger den stratigrafiske organisasjonen. Dette er en stratigrafisk fremstilling av de seismiske dataene ved bruk av den seismiske tolkningen for å definere lagene. Den stratigrafiske rutenettet blir deretter kartlagt til hjørnepunktnettet ved å justere sonene.

Ved å bruke porøsitets- og permeabilitetsmodellene og en metningshøydefunksjon, bygges innledende metningsmodeller. Hvis volumetriske beregninger identifiserer problemer i modellen, blir det gjort endringer i den petrofysiske modellen uten å få modellen til å avvike fra de opprinnelige inndataene. For eksempel blir forseglingsfeil lagt til for større avdeling.

Validering og rangering av modeller

I det siste trinnet av seismikk til simulering, fortsetter flytsimulering integrasjonsprosessen ved å hente inn produksjonshistorien. Dette gir en ytterligere validering av den statiske modellen mot historien. Et representativt sett av modellrealiseringene fra den geostatistiske inversjonen er historie matchet med produksjonsdata. Hvis egenskapene i modellen er realistiske, bør simulert oppførsel av bunnhullstrykk samsvare med historisk (målt) bunnhullstrykk. Produksjonsstrømningshastigheter og andre ingeniørdata skal også stemme overens.

Basert på kvaliteten på kampen blir noen modeller eliminert. Etter den første historiske matchingsprosessen, blir dynamiske brønnparametere justert etter behov for hver av de gjenværende modellene for å forbedre kampen. Den endelige modellen representerer det beste samsvaret med originale feltmålinger og produksjonsdata og blir deretter brukt i borevedtak og produksjonsplanlegging.

Se også

• Utvinning av petroleum
• olje ingeniør
• Datasimulering
• Reservo simulator
• Rise in Core

referanser

Videre lesning