ИПС "Әділет"

В соответствии с подпунктом 2) статьи 62 Кодекс Республики Казахстан "О недрах и недропользовании", ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить:

1) нормативный технический документ по проведению независимой экспертизы геологических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектных документов и анализов разработки согласно приложению 1 к настоящему приказу;

2) нормативный технический документ по проведению независимой экспертизы гидродинамических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектных документов и анализов разработки согласно приложению 2 к настоящему приказу.

2. Департаменту государственного контроля в сферах углеводородов и недропользования Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) в течение пяти рабочих дней со дня подписания настоящего приказа направление его копии в электронном виде на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Институт законодательства и правовой информации Республики Казахстан" Министерства юстиции Республики Казахстан для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Исполняющий обязанности
Министра энергетики
Республики Казахстан

Е. Аккенженов

Приложение 1 к приказу
исполняющего обязанности
Министра энергетики
Республики Казахстан
от 16.08.2024 года № 294

Нормативный технический документ по проведению независимой экспертизы геологических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектных документов и анализов разработки

Глава 1. Основные положения

1. Настоящий нормативный технический документ по проведению независимой экспертизы геологических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектных документов и анализов разработки составлен в соответствии с подпунктом 2) статьи 62 Кодекс Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" для регулирования процесса предоставления и экспертизы геологических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектов по разведке и разработке месторождений углеводородов, предоставляемых на рассмотрение Центральной комиссии по разведке и разработке Республики Казахстан (далее – ЦКРР РК).

2. Согласно подпункту 2) пункта 81 Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 15 июня 2018 года № 239 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 28 июня 2018 года № 17131) ввод месторождений углеводородов в разработку допускается если построены статические геологические модели залежей углеводородного сырья для месторождений с извлекаемыми запасами до 3 миллионов тонн нефти и 3 миллиардов кубических метров сырого газа.

3. Геологическая модель, выполненная в рамках базового проектного документа и актуальная на дату составления отчета, передается на цифровом носителе либо посредством защищенных сетей файлообмена в формате программного обеспечения, на которой модель выполнена и в открытых форматах для всех необходимых свойств и параметров в ЦКРР РК вместе с отчетом базового проектного документа.

4. В случае отсутствия геологической модели, геологическая модель строится на основе имеющихся двумерных карт и данных подсчета (пересчета) запасов углеводородов, прошедшего положительную государственную экспертизу Государственной комиссии по запасам углеводородов Республики Казахстан (далее - ГКЗ РК).

5. При составлении базового проектного документа на дату позднее, утвержденного протокола Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан, такая геологическая модель создается/обновляется согласно всей имеющейся информации на дату составления базового проектного документа.

6. Экспертиза геологической модели проводится в рамках экспертизы базовых проектных документов по разработке экспертами ЦКРР РК, имеющими опыт в области компьютерного геологического моделирования.

7. По результатам экспертизы создается экспертное заключение в соответствии с представленной геологической моделью, утвержденное на балансе ГКЗ РК промышленных запасов, а также о надежности и достоверности созданной геологической модели и возможности ее использования для расчета прогнозных технологических показателей, рекомендуемого к утверждению варианта разработки месторождения углеводородов для достижения принципов и целей рационального использования недр Республики Казахстан.

Глава 2. Требования для предоставления геологической модели на экспертизу при составлении базовых проектов разработки

8. При предоставлении геологической модели в рамках составления базового проекта по разработке, автором базового проектного документа к экспертизе представляется набор данных для проведения государственной экспертизы. Проект геологической модели составляется в специализированном программном обеспечении. В проекте загружаются следующие исходные данные актуальные на дату составления:

1) данные по геометрии скважин (назначение скважины по фонду на дату составления отчета, координаты устьев, альтитуда стола ротора, инклинометрия скважины, забой скважины);

2) данные результатов интерпретации геофизических исследований скважин (кривая эффективной пористости, кривая водонасыщенности, кривая глинистости);

3) данные кровли и подошвы выделенных коллекторов в скважинах в виде кривой дискретной каротажной кривой с определением типа флюида интервала (неколлектор, газ, нефть, вода);

4) данные анализа керна по скважинам (проницаемость по воздуху, проницаемость по воде, проницаемость по газу, пористость по керну, глинистость по керну);

5) данные по раскрытости, длине, плотности, проницаемости (X,Y,Z) трещин/каверн в виде значений полученных при интерпретации данных Formation micro imager (далее - FMI) по каждой скважине в случае моделирования двойной среды; При наличии карстовых образовании должны быть предоставлены данные о кровле и подошве выделенных карстовых интервалов в виде дискретной каротажной кривой (флаги) с определением типа карста;

6) данные опробования по скважинам (интервалы опробования и результаты опробования по нефти, жидкости, газу);

7) данные границ отбивок кровли и подошвы продуктивных горизонтов;

8) результаты интерпретации данных сейсморазведки 2D/3D (глубинный домен);

9) поверхности основных отражающих горизонтов, приуроченных к продуктивным залежам месторождения;

10) 2D полигоны разломов, соответствующий каждому отражающему горизонту;

11) разломная модель представленная в виде каркаса (fault-stick) или 3D поверхности нарушений;

12) тренды использованные при петрофизическом моделировании свойств (фации, доля коллектора, пористость);

13) данные административных границ:

границы геологического отвода в виде замкнутого полигона, причем глубина указанного полигона должна быть равна максимальной разрешенной глубине согласно имеющемуся горному отводу;

границы утвержденных ГКЗ РК категорий запасов (А, В, С1, С2) в виде замкнутых полигонов по каждому подсчетному горизонту.

9. Геологическая модель (GeoGrid):

1) структурная 3D сетка геологической модели со следующими параметрами:

1.1) модель разломов;

1.2) структурные поверхности кровли и подошвы подсчетных горизонтов;

1.3) горизонты модели;

1.4) сегменты залежей;

1.5) абсолютные глубины отметок флюидных контактов (газонефтяной контакт/водонефтяной контакт/газоводяной контакт) для каждого горизонта/сегмента модели.

2) петрофизические свойства матрицы:

2.1) свойство литологии (0-неколлетор, 1- коллектор);

2.2) свойства фации в случае моделирования;

2.3) свойство доли коллектора (Net to Gross - NTG);

2.4) свойства пористости (Porosity - Poro);

2.5) свойство начальной водонасыщенности (Water saturation - Sw);

2.6) свойство проницаемости по направлению X (Permeability - PermX);

2.7) свойство проницаемости по направлению Y (Permeability - PermY);

2.8) свойство проницаемости по направлению Z (Permeability - PermZ);

2.9) свойство административного региона с кодом соответствия геологического отвода (1-в пределах, 2 – за пределами)

2.10) свойство категорий запасов с кодом соответствия каждой категории (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

При предоставлении геологической модели двойной пористости/проницаемости отдельно предоставляется в свойствах следующие параметры по трещинам/кавернам:

1) свойство флага трещин/каверн (0-матрица, 1- нематрица);

2) свойство пористости (PoroF);

3) свойство доли трещин в общем объеме (NTGF);

4) свойство водонасыщенности (SwF);

5) свойство проницаемости по направлению X (PermXF);

6) свойство проницаемости по направлению Y (PermYF);

7) свойство проницаемости по направлению Z (PermZF);

8) коэффициент взаимодействия матрицы и трещин (Sigma);

9) свойство административного региона с кодом соответствия геологического отвода (1-в пределах, 2 – за пределами);

10) свойство категорийного региона с кодом соответствия каждой категории (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

10. Гидродинамический грид (SimGrid)

1.1) структурная 3D сетка геологической модели со следующими параметрами:

1.2) модель разломов;

1.3) структурные поверхности кровли и подошвы подсчетных горизонтов;

1.4) горизонты модели;

1.5) сегменты залежи;

1.6) абсолютные глубины отметок флюидных контактов (ГНК/ВНК/ГВК) для каждого горизонта/сегмента модели.

2) петрофизические свойства матрицы:

2.1) свойство литологии (0-неколлетор, 1- коллектор);

2.2) свойства фации в случае моделирования;

2.3) свойство доли коллектора (NTG);

2.4) свойства пористости (Poro);

2.5) свойство начальной водонасыщенности (Sw);

2.6) свойство проницаемости по направлению X (PermX);

2.7) свойство проницаемости по направлению Y (PermY);

2.8) свойство проницаемости по направлению Z (PermZ);

2.9) свойство административного региона с кодом соответствия геологического отвода (1-в пределах, 2 – за пределами);

2.10) свойство категорийного региона с кодом соответствия каждой категории (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

В случае предоставления геологической модели двойной пористости/проницаемости отдельно предоставляется в свойствах следующие параметры по трещинам/кавернам:

3.1) свойство флага трещин/каверн (0-матрица, 1- нематрица);

3.2) свойство пористости (PoroF);

3.4) свойство доли трещин в общем объеме (NTGF);

3.5) свойство водонасыщенности (SwF);

3.6) свойство проницаемости по направлению X (PermXF);

3.7) свойство проницаемости по направлению Y (PermYF);

3.8) свойство проницаемости по направлению Z (PermZF);

3.9) коэффициент взаимодействия матрицы и трещин (Sigma);

3.10) свойство административного региона с кодом соответствия геологического отвода (1-в пределах, 2 – за пределами);

3.11) свойство категорийного региона с кодом соответствия каждой категории (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

11. Отчет по геологической модели

11.1 В геологической модели должен быть приготовлен отчет, который рекомендуется наличие следующих разделов:

11.2 Общие сведения об исходных данных, включая, траекторию скважин, полноту загрузки кривых РИГИС (пористость, глинистость, доля коллектора, водонасыщенность, кривая литологии);

11.3 Представленность данными РИГИС каждой зоны модели (75% и более по траектории скважины);

11.4 Анализ данных РИГИС, включая статистику по количеству и толщине пропластков коллектора и коллектора по каждой зоне модели, статистику средних значений пористости, доли коллектора, водонасыщенности в коллекторах по зоне;

11.5 Информацию по геологическом гриде, включая кол-во разломов использованных для процесса создания сетки (gridding), общая размерность грида по I,J,K, средний горизонтальный размер ячеек, кол-во активных ячеек, кол-во сегментов, кол-во зон, отметки флюидных контактов по зонам/сегментам, гистограмму расстояний (в ячейках) между скважинами (включая проектные) по каждой зоне грида, гистограмму средней замеренной толщины ячеек по горизонтам грида и в зонах, где проводился перенос каротажа на сетку скважины (scaleup well logs);

11.6 Анализ качества построения горизонтов грида должен включать гистограммы и кросс-плоты невязок стратиграфических границ пересечения траектории скважин и модели с границами пластов, выделенными по данным, ГИС по каждому горизонту модели;

11.7 Анализ качества переноса данных РИГИС на секту скважин по кривым литологии, доли коллектора, пористости, водонасыщенности должен включать гистограммы по каждому горизонту модели и построением геолого-статистического разреза (далее – ГСР), в случае применимости ГСР, в целом по всей модели;

11.8 Анализ качества моделирования куба доли коллектора должен включать описание метода моделирования куба доли коллектора, а также качественную оценку включая, но не ограничиваясь, гистограммами по зонам модели, ГСР в целом по модели. На гистограммах и ГСР сравниваются исходные значения по РИГИС, в ячейках скважин и по свойству модели. Также приводится таблица процентного соотношения коллектор/неколлектор по РИГИС, по ячейкам в скважинах и свойству по горизонтам и в целом по модели;

11.9 Анализ качества моделирования куба доли коллектора должен включать описание метода моделирования куба доли коллектора, а также качественную оценку включая, но не ограничиваясь, гистограммами по зонам модели, ГСР в целом по модели. На гистограммах и ГСР сравниваются исходные значения по РИГИС, в ячейках скважин и по свойству модели. Также приводится таблица средних значений доли коллектора по РИГИС, по ячейкам в скважинах и свойству по горизонтам и в целом по модели, таблица значений вариограмм при распределении свойств;

11.10 Анализ качества моделирования куба пористости должен включать описание метода моделирования, а также качественную оценку включая, но не ограничиваясь, гистограммами по зонам модели, ГСР в целом по модели (при технической возможности). На гистограммах и ГСР сравниваются исходные значения по РИГИС, в ячейках скважин и по свойству модели в коллекторе. Также приводится таблица средних значений пористости в коллекторе по РИГИС, по ячейкам в скважинах и свойству по горизонтам и в целом по модели, таблица значений вариограмм при распределении свойств (при наличии);

11.11 Анализ качества моделирования водонасыщенности включает описание метода моделирования. В описании приводится параметры на котором строилась J-функция и обосновывается выбор параметра. Приводится обоснование выбора отметки ВНК или уровня свободной воды (далее – УСВ) при моделировании капиллярных давлений. В разделе приводится качественная оценка включая, но не ограничиваясь, гистограммы по зонам модели, ГСР в целом по модели (в случае технической возможности). На гистограммах и ГСР сравниваются исходные значения по РИГИС, в ячейках скважин и по свойству модели в коллекторе и выше принятой отметки ВНК или УСВ. Также приводится таблица средних значений водонасыщенности в коллекторе и выше ВНК или УСВ, по РИГИС, по ячейкам в скважинах и свойству по горизонтам и в целом по модели.

Описание процесса моделирования проницаемости с приведением полученных зависимостей по лабораторным данным, а также сопоставление полученных по керновым зависимостям KH (гидропроводность) с аналогичными полученными при проведении гидродинамических исследований (далее – ГДИ).

Если моделируется двойная среда, то приводится подробное описание методики моделирования, а также полученные результаты по основным параметрам вторичной среды, таким как доля вторичной среды, пористость вторичной среды, проницаемость вторичной среды, водонасыщенность вторичной среды, сигма.

Отчет начальных объемов углеводородов в условиях резервуара включает таблицу с объемами углеводородов, разделенными на регионы по горизонту, зоне насыщения, типу флюида, категории запасов, административному положению выше принятых отметок флюидных контактов. В таблице по каждому региону приводится площадь (103 m2), средняя абсолютная глубина, взвешенная по поровому объему (м), общий объем породы (103 rm3), эффективный объем породы (103 rm3), эффективный поровый объем породы (103 rm3), углеводородо-насыщенный эффективный поровый объем (103 rm3).

В случае, когда моделируется вторичная среда приводится отчет начальных объемов углеводородов в нематрице в условиях резервуара, который включает таблицу с объемами углеводородов, разделенными на регионы по горизонту, зоне насыщения, типу флюида, категории запасов, административному положению выше принятых отметок флюидных контактов. В таблице по каждому региону приводится площадь (103 m2), средняя абсолютная глубина, взвешенная по поровому объему (м), общий объем породы (103 rm3), эффективный объем породы (103 rm3), эффективный поровый объем породы (103 rm3), углеводородо-насыщенный эффективный поровый объем (103 rm3).

Процесс ремасштабирования (далее – апскейлинг) геологического грида в гидродинамический описывается в разделе отчета. Также раздел включает сравнение ГСР начального и исходного грида по доле коллектора, пористости, проницаемости. По зонам гридов приводится сравнение общего, эффективного, порового объемов грида до апскейлинга и после.

Отчет включает графические приложения включая, но не ограничиваясь, структурными картами по кровле/подошве горизонтов с нанесением границ внешних и внутренних линий флюидных контактов, границ категорий запасов, а также административных границ. Карты эффективных толщин по каждому подсчетному горизонту с нанесением границ внешних и внутренних линий флюидных контактов, границ категорий запасов, а также административных границ. На карты наносятся существующие скважины, а также проектные скважины рекомендуемого варианта.

Глава 3. Оценка качества построения геологической модели

13. Оценка достоверности построенной геологической модели подразумевает анализ соответствия результатов моделирования исходным данным, утвержденным запасам на балансе ГКЗ РК.

13.1 Оценка качества каркаса модели (Skeleton):

проверка включения всех нарушений (разломов) согласно утвержденной ГКЗ РК тектонической модели подсчета запасов;

исключение наличия пересечений ячеек более чем одной траекторией скважины;

выбранный размер ячеек сетки обеспечивает минимум 3 ячейки между ближайшими добывающими/нагнетательными скважинами, эксплуатируемыми одновременно в указанном горизонте модели;

размерность каркаса обеспечивает сохранение правила 3 ячеек при последующими разбуривании месторождения в рамках прогнозных вариантов;

запас ячеек законтурной области обеспечивает необходимый поровый объем для задач будущего гидродинамического моделирования (минимум 5 ячеек от линии ВНК по латерали);

в случае, когда масштаб модели не обеспечивает правило 3 ячеек (большое количество добывающих скважин, большой период истории, термические модели) необходимо дополнительное обоснование для принятия такого каркаса.

13.2 Оценка качества структурных построений (Horizons).

Контроль расхождений отметок в точках скважин осуществляется сопоставлением стратиграфических границ пересечения траектории скважин в модели с границами пластов, выделенными по данным, ГИС. Расхождения не должны превышать ±0,2 м. Значение невязки может быть больше, если скважины с существенно разными значениями находятся на расстоянии меньше 3-х ячеек грида модели или в области тектонических нарушений, где существуют ограничения геометрии каркаса в силу размера ячейки грида.

Контроль качества структурных построений осуществляется просмотром структурных карт, построением карт углов наклона горизонтов структурного каркаса. Особое внимание следует обратить на структурный каркас в зонах выклинивания, вблизи тектонических нарушений, в плотно разбуренных зонах.

13.3 Оценка качества геометрии грида.

Количество и наименование горизонтов соответствует утвержденной геометрии и номенклатуре на балансе ГКЗ РК;

Количество и наименование сегментов (блоков) соответствует утвержденной геометрии и номенклатуре на балансе ГКЗ РК;

Положение флюидных контактов по горизонтам/сегментам соответствует утвержденной модели на балансе ГКЗ РК;

В случае расхождения представленного грида с утвержденным на балансе ГКЗ РК эксперт дает заключение о целесообразности такого несоответствия.

13.4 Выбор вертикального масштаба грида (Layering).

Анализируется тип расслоения зон грида и дается экспертное заключение о приемлемости выбранного подхода.

Рекомендуется использовать стратиграфическую толщину ячейки составляющую не более 0,5 м., что соответствует 3 (три) записям значений каротажа при стандартном шаге квантования. В случае если размер стратиграфической толщины ячеек составляет более 0,5 м. приводиться обоснование такого подхода.

Анализ качества выбранного алгоритма расслоения проводятся на дискретных кривых РИГИС с анализом распределений толщин коллекторов и неколлекторов по РИГИС и ячейкам модели в скважинах.

Толщины ячеек должны быть меньше, чем подавляющее большинство толщин пропластков по РИГИС.

13.5 Оценка качества переноса данных каротажа на ячейки вдоль траектории скважины (Scaleup well logs).

Для дискретных кривых анализируются данные РИГИС и ячеек модели, через которые прошли траектории скважин. При этом сопоставляется эффективная толщина, доля коллектора, расчлененность, толщины проницаемых прослоев. Строятся гистограммы по зонам модели, а также ГСР в целом по гриду и проводиться визуальных контроль качества переноса.

Для непрерывных кривых анализируются данные результатов интерпретации ГИС и ячеек модели, через которые прошли траектории скважин. При этом анализируются минимальные, максимальные и средние значения данных кривых по РИГИС и по ячейкам в скважинах. Строятся гистограммы по зонам модели, а также ГСР, в случае применимости, в целом по гриду и проводится визуальный контроль качества переноса. Относительная погрешность по средним значениям кривой в зонах модели не должна превышать 5% от исходного среднего значения параметра по РИГИС.

Из анализа исключаются горизонтальные скважины.

В случае выявления значительных расхождений (более 5%) рекомендуется проводить анализ не только интегрально, но и по каждой скважине в отдельности.

13.6 Оценка качества построения модели коллектора (Ntg, Lito).

Свойства коллектора, установленные как стохастическими методами, так и другими, используемые как правило в коллекторах, где латеральная анизотропия высокая. Любой из методов используется при моделировании доли коллектора или типа фации с соблюдением условий качества моделирования.

Контроль качества построения свойства коллектора включает следующие пункты:

проводится общее сравнение исходных данных по ячейкам около скважины и свойства модели, включая сравнение средних значения доли коллектора или процента фации по данным апскейлиных ячеек, РИГИС и свойства модели. Строятся гистограммы по зонам модели. В случае наличия зон глинизации, скважины и объем зоны глинизации исключаются из анализа. Допустимая погрешность доли коллектора или процента фации в пределах каждой зоны грида не должна превышать 5% от исходных данных по ячейкам;

проводится анализ выбранных параметров направлений, размера по латерали и горизонтали, при обосновании радиуса анизотропии и азимута поиска;

проводится контроль вертикального строения пласта путем сопоставления ГСР по ячейкам около скважин и свойства модели. Построение ГСР необходимо осуществлять в соответствии с принятой схемой разбиения сеточной области на слои. Контролируется степень подобия кривых ГСР, сохранение цикличности, наличие глинистых перемычек, сопоставляется послойная песчанистость по модели и скважинам;

проводится визуальный анализ 2D карт эффективных толщин, разрезов геологической модели. Особое внимание уделяется распределению коллектора вблизи зон замещения и выклинивания. Оценивается согласованность распределения эффективных толщин и имеющейся фациальной модели;

проводится анализ послойной латеральной связности коллекторов модели, а также наличие несвязанных со скважинами и коллекторов. В случае наличия большого количества несвязанных по латерали коллекторов эксперт делает заключение о целесообразности использованного алгоритма.

13.7 Оценка качества построения модели пористости (Poro).

Свойство пористости строиться в пределах ячеек грида, указанных как коллектора. Для моделирования пористости используются как непрерывные, так и стохастические методы. Любой из методов используется при моделировании доли коллектора с соблюдением условий качества моделирования.

Контроль качества построения куба пористости включает следующие пункты:

проводится контроль вертикального строения куба пористости в коллекторе путем сопоставления ГСР по ячейкам около скважин и свойства модели в случае технической возможности. Построение ГСР необходимо осуществлять в соответствии с принятой схемой разбиения сеточной области на слои. Контролируется степень подобия кривых ГСР, сохранение цикличности по модели и скважинам.

13.8 Оценка качества построения модели водонасыщенности (Sw).

Свойство водонасыщенности строится в пределах ячеек грида, указанных как коллектора и имеющих положительную высоту от линии принятого водяного контакта или УСВ. Для построения модели водонасыщенности строится функция зависимости водонасыщенности от пористости/проницаемости и капиллярного давления. Для построения зависимости исходные данные по водонасыщенности могут быть использованы как данные РИГИС, так и данные специальных анализов по капиллярометрии. Корректность выбора исходных данных для функции анализируется экспертом.

Контроль качества построения куба водонасыщенности проводится общее сравнение исходных данных по ячейкам около скважины и свойства модели, включая сравнение минимальных, максимальных, средних значений водонасыщенности по данным апскейлиных ячеек, РИГИС и свойству модели,строится гистограммы по зонам модели,так как модель водонасыщенности зависит от капиллярных давлений качество модели проверятся только по начальным ячейкам около скважин и рассчитанным значениям водонасыщенности этих скважинах. Допустимая погрешность средней водонасыщенности в пределах каждой зоны грида по среднему значению не должна превышать 5% от исходных данных по ячейкам в скважинах.

13.9 Оценка начальных геологических запасов углеводородов.

По геологической модели подсчитываются начальные геологические запасы нефти, растворенного газа, свободного газа, конденсата и подсчетные параметры отдельно по горизонту, зоне насыщения, типу флюида, категории запасов, административному положению выше принятых отметок флюидных контактов и проводиться сопоставление с запасами и подсчетными параметрами утвержденными и поставленные на балансе ГКЗ РК. В случае отклонений более 10% по каждому объекту разработки от начальных геологических запасов нефти или свободного газа (сухого) для мелких и средних месторождений и более 5% для крупных месторождений выдается заключение эксперта о целесообразности использования полученных начальных запасов для дальнейших гидродинамических расчетов.

Список сокращений:

2D – двухмерные;

3D – трехмерные;

ВНК – водонефтяной контакт;

ГВК – газоводяной контакт;

ГНК – газонефтяной контакт;

ГДИ – гидродинамические исследования;

ГДМ или SimGrid – гидродинамическая модель;

ГИС – геофизические исследования скважин;

ГКЗ РК – Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан;

ГМ или GeoGrid - геологическая модель;

ГСР - геолого-статистический разрез;

НТД - нормативный технический документ;

РИГИС - результаты интерпретации геофизических исследований скважин;

УСВ - уровень свободной воды;

ЦКРР РК - Центральная комиссия по разведке и разработке Республики Казахстан;

FMI - азимутальный электрический микроимиджер;

J-функция – функция Леверетта;

KH – гидропроводность.

Приложение 2 к приказу
исполняющего обязанности
Министра энергетики
Республики Казахстан
от 16.08.2024 года № 294

Нормативный технический документ по проведению независимой экспертизы гидродинамических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектных документов и анализов разработки

Глава 1. Основные положения

1. Настоящий нормативный технический документ по проведению независимой экспертизы гидродинамических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектных документов и анализов разработки составлен в соответствии с подпунктом 2) статьи 62 Кодекс Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" для регулирования процесса предоставления и экспертизы гидродинамических моделей в рамках разрабатываемых базовых проектов по разведке и разработке месторождений углеводородов, предоставляемых на рассмотрения Центральной комиссии по разведке и разработке Республики Казахстан (далее – ЦКРР РК).

2. Согласно пункту 160 Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр утвержденные приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 15 июня 2018 года № 239 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 28 июня 2018 года № 17131) гидродинамическая модель месторождения - комплекс картографических, графических, табличных и других материалов, отражающих на определенную дату состояние разработки объектов эксплуатации на месторождении. Гидродинамическую модель рекомендуется составить и использовать при проектировании и анализах разработки месторождений углеводородов с геологическими запасами нефти более 100 миллионов тонн и природного газа - более 50 миллиардов кубических метров. Данная модель может обновляться недропользователем ежегодно.

3. Гидродинамические модели, выполненные в рамках базового проектного документа и актуальные на дату составления отчета, передаются на цифровом носителе на цифровом носителе либо посредством защищенных сетей файлообмена в формате программного обеспечения, на котором они выполнены вместе с расчҰтными файлами прогноза, в ЦКРР РК вместе с отчетом базового проектного документа.

4. Гидродинамическая модель передается отдельно на период истории, а также отдельно по каждому рассмотренному варианту разработки в рамках представленного базового проектного документа.

Допускается построение гидродинамической модели на основе модели утвержденного подсчета (пересчета) запасов углеводородов прошедшего положительную государственную экспертизу Государственной комиссии по запасам Республики Казахстан (далее – ГКЗ РК) без утвержденной трехмерной геологической модели.

5. Гидродинамическая модель создается на основе геолого-геофизической и промысловой информации, накопленной на дату создания отчета по подсчету запасов.

6. Экспертиза гидродинамической модели проводится в рамках экспертизы базовых проектных документов по разработке экспертами ЦКРР РК, имеющими опыт в области компьютерного геологического и гидродинамического моделирования.

7. По результатам экспертизы создается экспертное заключение о соответствии представленной гидродинамической модели утвержденным на балансе ГКЗ РК промышленным извлекаемым запасам, а также о достоверности созданной гидродинамической модели и возможности ее использования для расчета прогнозных технологических показателей рекомендуемого к утверждению варианта разработки месторождения углеводородов для достижения принципов и целей рационального использования недр РК.

Глава 2. Требования для предоставления гидродинамической модели на экспертизу при составлениях базовых проектов разработки

8. В случае обязательного предоставления гидродинамической модели в рамках составлении базового проекта по разработке, автором базового проектного документа к экспертизе представляется набор данных для проведения государственной экспертизы. Проект гидродинамической модели составляется в специализированном программном обеспечении. Пакет предоставляемых документов для проведения экспертизы гидродинамической модели включает:

1) проект гидродинамической модели, состоящий из скрипта модели и входных данных, написанного в открытых форматах;

2) расчетные бинарные файлы на период истории и по каждому прогнозному варианту;

3) отчет по построению гидродинамической модели (Word);

4) таблицы целевых показателей по объектам разработки и в целом по залежи в табличных приложениях (Excel).

8.1 Скрипт модели содержит:

1) данные о типе, размерности модели и свободных флюидных фазах модели; секция сетка модели (GRID) содержит данные о геометрии сетки модели, кубы статистических петрофизических свойств модели, модификаторы проницаемости, проводимости геометрии структурных нарушений и другие свойства необходимые для расчета начального порового объема и пространственной проводимости ячеек модели;

2) геометрию отчетных регионов модели по равновесию, насыщению, свойствам пластового флюида, регионам породы;

3) геометрию отчетных регионов по запасам модели в обязательном порядке соответствующую утвержденным объектам разработки и категориям запасов, а также по запасам, находящимся в пределах горного отвода;

4) данные начальной инициализации модели, включая данные для расчета начальных давлений, положений флюидных контактов, граничных условий расчета капиллярных давлений, расчета свойств породы;

5) данные фазовых проницаемостей свободных фаз, свойств пластового флюида включая давление насыщения, газосодержания, вязкость, свойств фаз в поверхностных условиях плотность;

6) данные работы скважин на месячном интервале на период истории, включая, но не ограничиваясь, подключением скважины к сетке модели, динамику добычи/закачки фаз, данные по геолого-техническим мероприятиям (далее – ГТМ);

7) данные работы скважин по прогнозным вариантам включая, но не ограничиваясь, подключение скважины к сетке модели, динамику добычи/закачки фаз, данные по ГТМ, экономическим ограничениям работы/закрытия скважины.

В случае предоставления термической модели также указывается термические и теплоемкие свойства породы и пластового флюида.

В случае предоставления модели с композиционным типом пластового флюида предоставляется компонентный состав, молярная масса, показатели взаимодействия компонентов состава и использованное уравнение состояния.

В случае предоставления модели двойной среды, дополнительно секция должна содержать геометрию грида вторичной среды, петрофизические свойства грида, относительную фазовую мобильность (проницаемость) пластовых флюидов вторичной среды.

В случае предоставления модели с применением химических рабочих агентов указываются динамические свойства жидкости закачки и породы.

8.2 Расчетные бинарные файлы.

На период истории гидродинамическая модель содержит следующие бинарные файлы:

1) период расчета включат расчет с начала разработки месторождения до даты составления проектного документа;

2) геометрию сетки в формате EGRID (формат записи сетки в файл);

3) начальные свойства в формате INIT (формат записи начальных свойств пласта и флюида);

4) расчетные динамические свойства пластового флюида на момент инициализации в пластовых условиях: плотность (нефть, газ, вода), объемный коэффициент (нефть, газ, вода), вязкость (нефть, газ, вода), газосодержание/ конденсатосодержание. При стандартных условиях: плотность (нефть, газ, вода), вязкость (нефть, газ, вода), вязкость (нефть, газ, вода);

5) расчетные файлы по векторам в формате (SMSPEC, UNSMRY);

6) расчетные динамические свойства сетки в формате (RSSPEC, UNRST);

На период прогноза модель содержит следующие бинарные файлы соответствующие каждому отдельному варианту разработки:

Период расчета отдельного варианта включат расчет с начала разработки месторождения до конца прогнозного периода варианта;

Расчетные динамические свойства пластового флюида по сетке грида на каждый шаг расчета;

Расчетные показатели динамики работы скважин по отбору/закачке флюида, а также динамике пластового/забойного давления.

8.3 Отчет по гидродинамической модели.

К предоставляемой гидродинамической модели должен быть предоставлен отчет, который рекомендуется наличие следующих обязательных разделов отчета:

1) общие сведения о модели, включая размерность модели, тип среды грида модели, тип свободных фаз модели, тип модели пластового флюида, количество скважин действующего фонда на каждый объект разработки, период расчета истории модели, период расчета прогнозных вариантов модели;

2) обоснование выбора типа модели пластового флюида, с подробным описанием свойств пластовой жидкости (нефти, газа воды) в пластовых условиях в зависимости от газосодержания, свойств пластового флюида в поверхностных условиях на условиях выбранного типа сепаратора, а также сопоставление модельных и фактических данных результатов анализа проб отбора пластового флюида;

3) обоснование выбора количества сред для описания динамических свойств. В случае применения двойной среды пористости/проницаемости обосновываются основные параметры, такие как проницаемости трещин/каверн, объем вторичной пористости, насыщенность по нефти/газу, а также параметр сигма, отвечающий за взаимодействия между средами;

4) в случае использования термической опции обосновываются основные параметры для породы, такие как теплоемкость и теплопроводность, а также динамические свойства пластовой нефти от температуры. В разделе приводятся расчетные и фактические данные анализа керна и проб пластового флюида;

5) указываются использованные модификаторы проводимостей и порового объема с обоснованием использованных отклонений от начального геологического грида;

6) приводится анализ инициализации начальных свойств насыщения, пластового давления. Производится сравнение начальных запасов углеводородов и подсчетных параметров гидродинамической модели по объектам разработки и категориям с соответствующими в геологической модели, а также с соответствующими запасами, утверждҰнными на балансе ГКЗ РК;

7) приводится обоснование использованных кривых фазовых проницаемостей по каждому региону насыщения и сравнение с фактическими данными специальных анализов керна по вытеснению;

8) приводится обоснование свойств пластовой воды и пластовой породы;

9) в разделе описание работы скважин приводится список действующего фонда на весь период расчета истории по объектам модели, тип скважины по фонду на дату составлении проектного документа, контроль добывающей скважины на отбор пластового флюида, контроль нагнетательной скважины на закачку нагнетательного агента;

10) в разделе анализ динамики настройки отборов скважин приводится кросс-плот фактических и накопленных показателей отборов каждой скважины на период расчета истории по жидкости, нефти, воде, газу. Приводится таблица с указанием номера скважины, периода расчета истории (дни), накопленного отбора типа флюида на период истории, накопленного отбора флюида на период истории рассчитанного по модели, процентное отклонение расчетных данных от фактических;

11) в разделе анализ динамики настройки закачки скважин приводится кросс-плот фактических и накопленных показателей закачки каждой скважины на период расчета истории по закачиваемой фазе. Приводится таблица с указанием номера скважины, периода расчета истории (дни), фактической накопленной закачке каждого типа фазы на период истории, расчетной накопленной закачке типа фазы на период истории рассчитанного по модели, процентное отклонение расчетных данных от фактических;

12) в разделе описываются использованные модификаторы продуктивности скважин и барьеров в гидродинамическом гриде;

13) в разделе анализа динамики настройки давлений (динамическое забойное или устьевое) приводятся графики фактических и рассчитанных забойных давлений по добывающим/нагнетательным скважинам. На графиках указывается допустимых коридор, составляющий ± 20% от замеренного значения забойного давления. В случае отклонения расчетных показателей от фактических, приводится анализ таких отклонений;

14) анализ динамики настройки отборов по объектам разработки/месторождению выполняется путем сопоставления динамики фактических и расчетных отборов по жидкости, нефти, газу в целом по объектам разработки на каждый шаг расчета модели. Анализ проводится как в графическом виде, так и с предоставлением таблицы выполняемой по каждому объекту разработки и месторождению, в целом содержащую шаг расчета, накопленную фактическую месячную добычу нефти, жидкости, газа, расчетную добычу нефти, жидкости, газа, процентное отклонение расчетных данных от фактических. Накопленные отборы фаз по объектам разработки расчет/история. Накопленная закачка фаз по объектам разработки расчет/история;

15) анализ расхождений по отбору жидкости, нефти, воды и газа проводится по объектам разработки путем сопоставления накопленных показателей на период истории фактических и расчҰтных;

16) анализ динамики настройки закачки по объектам разработки/месторождению выполняется путем сопоставления динамики фактической и расчетной закачки по типам флюида в целом по объектам разработки на каждый шаг расчета модели. Анализ проводится как в графическом виде так и с предоставлением таблицы выполняемой по каждому объекту разработки и месторождению в целом содержащую шаг расчета, накопленную фактическую закачку каждого агента, жидкости, газа, расчетную закачку каждого агента, процентное отклонение расчетных данных от фактических данных;

17) анализ расхождений по закачки фаз проводится по объектам разработки путем сопоставления накопленных показателей на период истории фактических и расчҰтных;

18) анализ динамики пластового давления проводится по каждому объекту разработки с указанием фактичного исторического пластового давления и расчҰтного пластового давления в зоне отбора/закачки действующих скважин. Анализ проводится как в графическом виде, так и с предоставлением таблицы выполняемой по каждому объекту разработки и месторождению в целом. Таблица содержит шаг расчета, среднее пластовой давление по истории, среднее пластовое давление по каждому объекту разработки. Процентное отклонение показывается только по зоне отбора/закачки действующего фонда скважин. В случае значительных расхождений (20% и более) указываются причины такого отклонения;

19) анализ текущего газового фактора по каждому объекту разработки и месторождению в целом с указанием фактичного исторического газового фактора и расчҰтного газового фактора по действующим добывающим скважинам. Дополнительно по объектам разработки указывается утвержденное начальное газосодержание;

20) анализ выработки запасов проводится на конец периода истории с указанием остаточных дренируемых запасов углеводородов по каждой категории по каждому объекту разработки и по месторождению в целом (методом простого вычисления или методами трессеров);

21) по каждому варианту разработки приводится карта расположения фактических и проектных скважин, дата включения фактической/проектной скважины на каждый объект разработки, коэффициент эксплуатации, контроль по добыче/закачке, технологические ограничения добывающих/нагнетательных скважин, экономические ограничения закрытия добывающих/нагнетательных скважин;

22) по каждому варианту по объектам и месторождению в целом приводится динамика месячной либо годовой (для месторождений с периодом прогнозирования более 50 лет) добычи жидкости, нефти, воды, закачки агента, обводненности, газового фактора, среднего пластового давления;

23) месторождению в целом приводится накопленная динамика месячной либо годовой (для месторождений с периодом прогнозирования более 50 лет) добычи, нефти, газа, коэффициенты извлечения нефти, растворенного газа, свободного газа на весь период прогноза;

24) в случае использования химических рабочих агентов обосновываются основные параметры изменения жидкости закачки и породы в динамике от концентрации агента.

Глава 3. Оценка качества построения гидродинамической модели

9. Оценка достоверности построенной гидродинамической модели выполняется экспертом по следующим основным показателям:

1) оценка качества геометрии гидродинамического грида (размерность ячеек по горизонтали, вертикали, количество активных ячеек в водоносной зоне);

2) оценка качества проведения процедуры ремасштабирования сетки геологического грида до масштаба гидродинамического;

3) оценка корректности применения типа (мертвая нефть, живая нефть, сухой газ, жирный газ, композиционная модель) модели пластового флюида;

4) оценка корректности выбора динамического типа модели (одинарная/двойная среда пористости, одинарная/двойная среда пористости проницаемости);

5) оценка корректности выбора термической опции модели (изотермическая/термическая);

6) оценка петрофизических свойств породы и относительных фазовых проницаемостей пластовых флюидов и соответствие утвержденным коэффициента вытеснения по объектам разработки;

7) оценка корректности начальных условий инициализации модели по давлению и насыщению углеводородных фаз;

8) оценка полноты загрузки данных по скважинам, траектории, перфорация, отборы/закачка флюида, забойные давления, ГТМ;

9) оценка качества настройки модели по отбору пластового флюида на период истории по объектам разработки;

10) оценка качества модели по закачке агентов на период истории по объектам разработки;

11) оценка качества настройки модели по воспроизведению фактического пластового / забойного давления по результатам ГДИС; анализ газового фактора;

12) оценка полноты и качества параметров фактических/проектных (параметры в соответствии с главой 4. Основные критерии качества геологических и гидродинамических моделей для предоставления в ЦКРР РК);

13) оценка скважин на период прогноза по условиям технических ограничений и экономических ограничений для закрытия скважин;

14) возможные рекомендации по улучшению модели в части получения дополнительных необходимых данных по данным пластового флюида, породы, замерам забойного/пластового давления;

15) возможные рекомендации по улучшению модели в части использованных подходов и методов настройки параметров для лучшего результата адаптации расчҰтных и исторических показателей;

16) оценка корректности выбора типа модели по закачке рабочего агента и их параметров.

Глава 4. Основные критерии для оценки качества геологических и гидродинамических моделей для предоставления в ЦКРР РК

№п/п	Наименование	Примечание
1	Полнота загрузки исходной информации по скважинам (координаты, траектории, РИГИС, геологические отбивки)	геология
2	Соответствие контуров горного/геологического отвода (лицензионного участка)	геология
3	Соответствие стратиграфических разбивок (отбивки) в скважинах структурным поверхностям (трендовым сейсмическим поверхностям)	геология
4	Соответствие отбивок положения флюидных контактов в скважинах флюидным контактам. Обоснование флюидных контактов.	геология
5	Качество переноса данных РИГИС на геологическую сетку модели	геология
6	Оценка качества моделирования петрофизических свойств (фации, литологии, пористость, проницаемость)	геология
7	Оценка качества моделирования водонасыщенности (данные РИГИС, капиллярометрия, J-функция)	геология
8	Сопоставление начальных подсчетных параметров модели с утвержденными ГКЗ РК	геология
9	Оценка качества перехода от статической модели к фильтрационной	разработка
10	Соответствие начальных запасов углеводородов в геологических и гидродинамических моделях	разработка
11	Полнота загрузки исходной информации по скважинам (дебиты, приемистость, перфорация, события, давление)	разработка
12	Оценка качества соответствия PVТ модели, построенной на фактических лабораторных экспериментах и параметрам, принятым при утверждении отчета по подсчету запасов углеводородного сырья	разработка
13	Оценка корректности принятых в модели ОФП (концевые точки), кривых капиллярного давления	разработка
14	Оценка качества воспроизведения ГДМ модели по отборам жидкости по группе скважин или по объекту разработки	разработка
15	Оценка качества воспроизведения ГДМ модели по отборам нефти по группе скважин или по объекту разработки	разработка
16	Оценка качества воспроизведения ГДМ модели по отборам газа по группе скважин или по объекту разработки	разработка
17	Оценка качества воспроизведения ГДМ модели по закачке по группе скважин или по объекту разработки	разработка
18	Оценка качества воспроизведения ГДМ модели по динамике забойного/пластового давления по скважинам	разработка

Список сокращений:

ГДИ – гидродинамические исследования;

ГДМ – геолого-гидродинамическая модель;

ГКЗ РК – Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан;

ГСР – геолого-статистический разрез;

КИН – коэффициент извлечения нефти;

НТД – нормативный технический документ;

ОФП – относительные фазовые проницаемости;

РИГИС – результаты интерпретации геофизических исследований скважин;

ЦКРР РК – Центральная комиссия по разведке и разработке Республики Казахстан;

EGRID – бинарный формат записи сетки ГДМ;

J-функция – функция Леверетта;

INIT – бинарный формат записи начальных свойств пласта и флюида;

PVT – физико-химические свойства пластовых флюидов (таблицы).

"Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 62-бабының 2) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

1. Мыналар:

1) осы бұйрыққа 1-қосымшаға сәйкес әзірленетін базалық жобалау құжаттары және әзірлеуді талдау шеңберінде геологиялық модельдерге тәуелсіз сараптама жүргізу жөніндегі нормативтік техникалық құжат;

2) осы бұйрыққа 2-қосымшаға сәйкес әзірленетін базалық жобалау құжаттары және әзірлеуді талдау шеңберінде гидродинамикалық модельдерге тәуелсіз сараптама жүргізу жөніндегі нормативтік техникалық құжат бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Көмірсутектер және жер қойнауын пайдалану салаларындағы мемлекеттік бақылау департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрыққа қол қойылған күннен бастап бес жұмыс күні ішінде оның қазақ және орыс тілдеріндегі электрондық түрдегі көшірмелерін ресми жариялау және Қазақстан Республикасының Нормативтік құқықтық актілерінің эталондық бақылау банкіне енгізу үшін Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің "Қазақстан Республикасының Заңнама және құқықтық ақпарат институты" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнына жолдауды;

2) осы бұйрық ресми жарияланғаннан кейін Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің міндетін атқарушы

Е. Ақкенженов

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
міндетін атқарушының
2024 жылғы 16 тамыздағы
№ 294 бұйрығына
1-қосымша

Әзірленетін базалық жобалау құжаттары және әзірлеуді талдау шеңберінде геологиялық модельдерге тәуелсіз сараптама жүргізу жөніндегі нормативтік техникалық құжат

1-тарау. Негізгі ережелер

1. Осы әзірленетін базалық жобалау құжаттары және әзірлеуді талдау шеңберінде геологиялық модельдерге тәуелсіз сараптама жүргізу жөніндегі нормативтік техникалық құжат Қазақстан Республикасы барлау және әзірлеу жөніндегі орталық комиссиясының (бұдан әрі – БӘОК) қарауына ұсынылатын көмірсутек кен орындарын барлау және әзірлеу жөніндегі әзірленетін базалық жобалау шеңберінде геологиялық модельдері ұсыну және сараптау процесін реттеу үшін "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 62-бабының 2) тармақшасына сәйкес жасалды.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығымен бекітілген Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалардың 81-тармағының 2) тармақшасына сәйкес (Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде 2018 жылғы 28 маусымда № 17131 болып тіркелген) 3 миллион тонна мұнайдан немесе 3 миллиард текше метрге дейін шикі газдан қоры шығарылатын қорлары кен орындары үшін көмірсутек шикізаты кен орындарының статикалық геологиялық модельдері салынса көмірсутек кен орындарын игеруге енгізуге рұқсат етіледі.

3. Базалық жобалау құжаты шеңберінде орындалған және есепті жасау күніне өзекті геологиялық модель цифрлық жеткізгіште не базалық жобалау құжатының есебімен бірге модель орындалған бағдарламалық қамтамасыз ету форматында және барлық қажетті қасиеттер мен параметрлер үшін ашық форматтарда файл алмасудың қорғалған желілері арқылы ҚР БӘОК беріледі.

4. Геологиялық модель болмаған жағдайда, геологиялық модель қолда бар екі өлшемді карталар және Қазақстан Республикасының көмірсутек қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссиясының (бұдан әрі – ҚР ҚМК) оң мемлекеттік сараптамасынан өткен көмірсутек қорларын есептеу (қайта есептеу) деректері негізінде құрылады.

5. Қазақстан Республикасының пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссиясының бекітілген хаттамасынан кейінгі күнге базалық жобалау құжатын жасау кезінде, мұндай геологиялық модель базалық жобалау құжатын жасау күніне қолда бар барлық ақпаратқа сәйкес құрылады/жаңартылады.

6. Геологиялық модельге сараптама компьютерлік геологиялық модельдеу саласында тәжірибесі бар ҚР БӘОК сарапшыларының әзірлеуі бойынша базалық жобалау құжаттарын сараптау шеңберінде жүргізіледі.

7. Сараптама нәтижелері бойынша ұсынылған геологиялық модельге сәйкес ҚР ҚМК өнеркәсіптік қорларының теңгерімінде бекітілген, сондай-ақ құрылған геологиялық модельдің сенімділігі мен дұрыстығы және оны Қазақстан Республикасының жер қойнауын ұтымды пайдалану қағидаттары мен мақсаттарына қол жеткізу үшін көмірсутектер кен орнын игеру нұсқасын бекітуге ұсынылатын болжамды технологиялық көрсеткіштерді есептеу үшін пайдалану мүмкіндігі туралы сараптамалық қорытынды жасалады.

2-тарау. Әзірлеудің базалық жобаларын жасау кезінде геологиялық модельді сараптамаға ұсынуға қойылатын талаптар

8. Әзірлеу жөніндегі базалық жобаны жасау шеңберінде геологиялық модельді ұсынған кезде сараптамаға базалық жобалау құжатының авторы мемлекеттік сараптама жүргізу үшін деректер жиынтығын ұсынады. Геологиялық модель жобасы мамандандырылған бағдарламалық жасақтамада жасалады. Жобада құрастыру күніне қатысты мынадай бастапқы деректер жүктеледі:

1) ұңғымалардың геометриясы бойынша деректер (есепті жасау күніне қор бойынша ұңғыманың мақсаты, сағалардың координаттары, ротор үстелінің алтитудасы, ұңғыманың инклинометриясы, ұңғыманың кенжары);

2) ұңғымаларды геофизикалық зерттеуді түсіндіру нәтижелерінің деректері (тиімді кеуектілік қисығы, суға қанығу қисығы, саздауыт қисығы);

3) аралықтың флюид түрін (коллектор емес, газ, мұнай, су) анықтай отырып, дискретті каротаж қисығы түріндегі ұңғымалардағы бөлінген коллекторлардың төбесі мен табанының деректері;

4) ұңғымалар бойынша негізгі талдау деректері (ауа өткізгіштігі, су өткізгіштігі, газ өткізгіштігі, өзек кеуектілігі, өзек саздылығы);

5) қосарланған ортаны модельдеу жағдайында әрбір ұңғыма бойынша formation micro imager (бұдан әрі - FMI) деректерін интерпретациялау кезінде алынған мәндер түріндегі жарықтардың (X, Y, Z) ашықтығы, ұзындығы, тығыздығы, өткізгіштігі (X, Y, Z) бойынша деректер; карст түзілімдері болған кезде бөлінген карст интервалдарының төбесі мен табаны туралы деректер карст түрін анықтайтын дискретті каротаж қисығы (жалаушалар);

6) ұңғымалар бойынша сынау деректері (сынау аралықтары және мұнай, сұйықтық, газ бойынша сынау нәтижелері);

7) өнімді көкжиектердің төбесі мен табанының жиектерінің деректері;

8) 2D/3D сейсмикалық барлау деректерін интерпретациялау нәтижелері (тереңдік домені);

9) кен орнының өнімді кенжатындарына орайластырылған негізгі шағылысатын көкжиектердің беттері;

10) әрбір шағылысатын көкжиекке сәйкес келетін 2D ақаулық полигондары;

11) қаңқа (fault-stick) немесе бұзушылықтардың 3D беті түрінде ұсынылған бұзылу моделі;

12) қасиеттерді петрофизикалық модельдеуде қолданылатын трендтер (фациялар, коллектордың үлесі, кеуектілік);

13) әкімшілік шекаралардың деректері:

тұйық полигон түріндегі геологиялық бөлудің шекаралары, бұл ретте көрсетілген полигонның тереңдігі қолда бар тау-кен бөліміне сәйкес рұқсат етілген ең жоғары тереңдікке тең болуға тиіс;

әрбір есептеу көкжиегі бойынша тұйық полигондар түріндегі қор санаттарының (А, В, С1, С2) бекітілген ҚР ҚМК шекаралары.

9. Геологиялық модель (GeoGrid):

1) мынадай параметрлері бар геологиялық модельдің құрылымдық 3D торы:

1.1) ақаулық моделі;

1.2) есептеу көкжиектерінің шатыры мен табандарының құрылымдық беттері;

1.3) модель көкжиектері;

1.4) кенжатындар сегменттері;

1.5) модельдің әр көкжиегі/сегменті үшін флюид контактілері (газ-мұнай контактісі/су-мұнай контактісі/газ-су контактісі) белгісінің абсолютті тереңдігі.

2) матрицаның петрофизикалық қасиеттері:

2.1) литологияның қасиеті (0-коллектор емес, 1-коллектор);

2.2) модельдеу жағдайында фация қасиеттері;

2.3) коллектор үлесінің қасиеті (Net to Gross - NTG);

2.4) кеуектілік қасиеттері (Porosity-Poro);

2.5) бастапқы қанықтылық қасиеті (Water saturation-Sw);

2.6) X бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (Permeability-PermX);

2.7) Y бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (Permeability-PermY);

2.8) Z бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (Permeability-PermZ);

2.9) геологиялық бөлудің сәйкестік коды бар әкімшілік өңірдің қасиеті (1 – шегінде, 2-шегінен тыс);

2.10) әр санаттың сәйкестік коды бар қор санаттарының қасиеті (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

Қос кеуектіліктің/өткізгіштіктің геологиялық моделін ұсынған кезде жарықтар/каверналар бойынша мынадай параметрлер қасиеттерде бөлек беріледі:

1) жарықтар/каверн жалаушасының қасиеті (0-матрица, 1-матрица емес);

2) кеуектілік қасиеті (PoroF);

3) жалпы көлемдегі жарықтар үлесінің қасиеті (NTGF);

4) суға қанықтылық қасиеті (SwF);

5) X бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermXF);

6) Y бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermYF);

7) Z бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermZF);

8) матрица мен жарықтың өзара әрекеттесу коэффициенті (Sigma);

9) геологиялық бөлудің сәйкестік коды бар әкімшілік өңірдің қасиеті (1 – шегінде, 2-шегінен тыс);

10) әр санаттың сәйкестік коды бар санатты өңірдің қасиеті (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

10. Гидродинамикалық грид (SimGrid)

1.1) мынадай параметрлері бар геологиялық модельдің құрылымдық 3D торы:

1.2) ақаулық моделі;

1.3) есептеу көкжиектерінің шатыры мен табандарының құрылымдық беттері;

1.4) модель көкжиектері;

1.5) кенжатындар сегменттері;

1.6) модельдің әр көкжиегі/сегменті үшін флюид контактілері (ГМК/СМК/ГСК) белгісінің абсолютті тереңдігі.

2) матрицаның петрофизикалық қасиеттері:

2.1) литологияның қасиеті (0-коллектор емес, 1-коллектор);

2.2) модельдеу жағдайында фация қасиеттері;

2.3) коллектор үлесінің қасиеті (NTG);

2.4) кеуектілік қасиеттері (Poro);

2.5) бастапқы қанықтылық қасиеті (Sw);

2.6) X бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermX);

2.7) Y бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermY);

2.8) Z бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermZ);

2.9) геологиялық бөлудің сәйкестік коды бар әкімшілік өңірдің қасиеті (1 – шегінде, 2-шегінен тыс);

2.10) әр санаттың сәйкестік коды бар санатты өңірдің қасиеті (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

Қос кеуектіліктің/өткізгіштіктің геологиялық моделі берілген жағдайда, жарықтар/каверналар бойынша мынадай параметрлер қасиеттерде бөлек беріледі:

3.1) жарықтар/каверн жалаушасының қасиеті (0-матрица, 1-матрица емес);

3.2) кеуектілік қасиеті (PoroF);

3.4) жалпы көлемдегі жарықтар үлесінің қасиеті (NTGF);

3.5) суға қанықтылық қасиеті (SwF);

3.6) X бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermXF);

3.7) Y бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermYF);

3.8) Z бағыты бойынша өткізгіштік қасиеті (PermZF);

3.9) матрица мен жарықтың өзара әрекеттесу коэффициенті (Sigma);

3.10) геологиялық бөлудің сәйкестік коды бар әкімшілік өңірдің қасиеті (1 – шегінде, 2-шегінен тыс);

3.11) әр санаттың сәйкестік коды бар санатты өңірдің қасиеті (1-А, 2-В, 3-С1, 4-С2).

11. Геологиялық модель бойынша есеп

11.1 Геологиялық модельде есеп дайындалуға тиіс, онда мынадай бөлімдердің болуы ұсынылады:

11.2 Ұңғымалардың траекториясын, ҰГЗТН қисықтарының толықтығын (кеуектілігі, саздылығы, коллектордың үлесі, су қанықтылығы, литология қисығы) қоса алғанда, бастапқы деректер туралы жалпы мәліметтер;

11.3 Модельдің әр аймағынан ҰГЗТН деректерімен ұсыну (ұңғыма траекториясы бойынша 75% және одан көп);

11.4 Модельдің әрбір аймағы бойынша коллектор мен коллектордың пропластарының саны мен қалыңдығы бойынша статистиканы, кеуектіліктің орташа мәндерінің статистикасын, коллектордың үлесін, аймақ бойынша коллекторлардағы судың қанықтылығын қоса алғанда, ҰГЗТН деректерін талдау;

11.5 Торды құру (gridding) процесі үшін пайдаланылған ақаулар санын, I, J,K бойынша тордың жалпы өлшемділігін, ұяшықтардың орташа көлденең өлшемін, белсенді ұяшықтар санын, сегменттер санын, аймақтар санын, аймақтар/сегменттер бойынша флюидтік контактілер белгілерін, арақашықтық гистограммасын қоса алғанда, геологиялық тор бойынша ақпарат (ұяшықтарда) ұңғымалар арасында (жобалауды қоса алғанда) тордың әрбір аймағы бойынша, тордың горизонттары бойынша ұяшықтардың орташа өлшенген қалыңдығының гистограммасы және ұңғыма торына каротаж (scaleup well logs) ауыстырылған аймақтарда;

11.6 Грид көкжиектерін құру сапасын талдау ұңғымалар траекториясының қиылысуының стратиграфиялық шекараларының гистограммалары мен кросс-тақталарын және модельдің әр горизонты бойынша ҰГЗ деректері бойынша бөлінген қабат шекаралары бар модельдерді қамтуға тиіс;

11.7 ҰГЗТН деректерін литология, коллектор үлесі, кеуектілік, су қанықтылығы қисықтары бойынша ұңғымалар сектасына көшіру сапасын талдау модельдің әрбір көкжиегі бойынша гистограммаларды және геологиялық-статистикалық қиманы (бұдан әрі – ГСҚ) құруды қамтуы тиіс, егер ГСР қолданылса, тұтастай алғанда бүкіл модель бойынша;

11.8 Коллектор үлесінің текшесін модельдеу сапасын талдау коллектор үлесінің текшесін модельдеу әдісінің сипаттамасын, сондай-ақ модель аймақтары бойынша гистограммаларды қоса алғанда, бірақ олармен шектелмей, жалпы модель бойынша ГСҚ-ні сапалы бағалауды қамтуға тиіс. Гистограммалар мен ГСҚ-да ҰГЗТН бойынша, ұңғымалар ұяшықтарында және модельдің қасиеті бойынша бастапқы мәндер салыстырылады. Сондай-ақ, ҰГЗТН бойынша коллектор/коллектор емес, ұңғымалардағы ұяшықтар бойынша және горизонт бойынша және жалпы модель бойынша қасиет бойынша пайыздық арақатынасының кестесі келтірілген;

11.9 Коллектор үлесінің текшесін модельдеу сапасын талдау коллектор үлесінің текшесін модельдеу әдісінің сипаттамасын, сондай-ақ модель аймақтары бойынша гистограммаларды қоса алғанда, бірақ олармен шектелмей, жалпы модель бойынша ГСҚ-ны сапалы бағалауды қамтуға тиіс (техникалық мүмкіндік болған жағдайда). Гистограммалар мен ГСҚ-ны ҰГЗТН бойынша, ұңғымалар ұяшықтарында және модельдің қасиеті бойынша бастапқы мәндер салыстырылады. Сондай-ақ, ҰГЗТН бойынша коллектор үлесінің орташа мәндерінің кестесі, ұңғымалардағы ұяшықтар және көкжиек бойынша және жалпы модель бойынша қасиеті келтірілген, қасиеттерді бөлу кезіндегі вариограмма мәндерінің кестесі;

11.10 Кеуектілік текшесін модельдеу сапасын талдау модельдеу әдісінің сипаттамасын, сондай-ақ модель аймақтары бойынша гистограммаларды, жалпы модель бойынша ГСҚ-ны қоса алғанда, бірақ олармен шектелмей, сапалы бағалауды қамтуы тиіс (техникалық мүмкіндік болған жағдайда). Гистограммалар мен ГСҚ-ны ҰГЗТН бойынша, ұңғымалар ұяшықтарында және коллектордағы модельдің қасиеті бойынша бастапқы мәндер салыстырылады. Сондай-ақ, коллектордағы кеуектіліктің орташа мәндерінің кестесі ҰГЗТН бойынша, ұңғымалардағы ұяшықтар бойынша және көкжиек бойынша және жалпы модель бойынша қасиеті келтірілген, қасиеттерді бөлу кезіндегі вариограмма мәндерінің кестесі (бар болса);

11.11 Су қанықтылықты модельдеу сапасын талдау модельдеу әдісінің сипаттамасын қамтиды. Сипаттамада J-функциясы құрылған параметрлер келтірілген және параметрді таңдау негізделеді. Капиллярлық қысымды модельдеу кезінде СМК белгісін немесе бос су деңгейін (бұдан әрі – БСД) таңдау негіздемесі келтіріледі. Бөлімде модель аймақтары бойынша гистограммаларды, жалпы модель бойынша ГСҚ-ны қоса алғанда, бірақ олармен шектелмей, сапалы бағалау келтіріледі. Гистограммалар мен ГСҚ-да бастапқы мәндер ҰГЗТН бойынша, ұңғымалар ұяшықтарында және коллектордағы модельдің қасиеті бойынша және қабылданған СМК немесе БСД белгісінен жоғары салыстырылады. Сондай-ақ коллектордағы су қанықтылығының орташа мәндерінің кестесі және СМК немесе БСД-нен жоғары, ҰГЗТН бойынша, ұңғымалардағы ұяшықтар бойынша және горизонт бойынша және жалпы модель бойынша қасиеті келтірілген.

Зертханалық деректер бойынша алынған тәуелділіктерді келтіре отырып өткізгіштікті модельдеу процесінің сипаттамасы, сондай-ақ керн тәуелділіктер бойынша алынған KH (гидроөткізгіштік) гидродинамикалық зерттеулер (бұдан әрі – ГДЗ) жүргізу кезінде алынған ұқсас зерттеулермен салыстыру.

Егер қос орта модельденсе, онда модельдеу әдістемесінің егжей-тегжейлі сипаттамасы, сондай-ақ қайталама ортаның үлесі, қайталама ортаның кеуектілігі, қайталама ортаның өткізгіштігі, қайталама ортаның су қанықтылығы, сигма сияқты қайталама ортаның негізгі параметрлері бойынша алынған нәтижелер келтірілген.

Резервуар жағдайындағы көмірсутектердің бастапқы көлемінің есебіне көкжиек, қанығу аймағы, сұйықтық түрі, қорлар санаты, қабылданған флюид контактілерінің белгілерінен жоғары әкімшілік жағдайы бойынша өңірлерге бөлінген көмірсутектердің көлемі бар кесте кіреді. Кестеде әр өңір бойынша аудан (103 м2), кеуек көлемімен өлшенген орташа абсолютті тереңдік (м), жыныстың жалпы көлемі (103 rm3), жыныстың тиімді көлемі (103 rm3), жыныстың тиімді кеуек көлемі (103 rm3), көмірсутегімен қаныққан тиімді кеуек көлемі (103 rm3) келтірілген.

Қайталама орта модельденген жағдайда резервуар жағдайындағы матрицадағы көмірсутектердің бастапқы көлемінің есебі келтіріледі, оған көкжиек, қанықтыру аймағы, флюид түрі, қорлар санаты, қабылданған флюид контактілерінің белгілерінен жоғары әкімшілік жағдайы бойынша өңірлерге бөлінген көмірсутектердің көлемі бар кесте кіреді. Кестеде әр аймақ бойынша аудан (103 м2), кеуек көлемімен өлшенген орташа абсолютті тереңдік (м), жыныстың жалпы көлемі (103 rm3), жыныстың тиімді көлемі (103 rm3), жыныстың тиімді кеуек көлемі (103 rm3), көмірсутегімен қаныққан тиімді кеуек көлемі (103 rm3) келтірілген.

Геологиялық гридті гидродинамикалыққа қайта масштабтау (бұдан әрі – өрлеу) процесі есеп бөлімінде сипатталады. Сондай-ақ, бөлім коллектордың үлесі, кеуектілігі, өткізгіштігі бойынша бастапқы және бастапқы тордың ГСР-ін салыстыруды қамтиды. Грид аймақтары бойынша гридтің жалпы, тиімді, бу көлемін жоғарылатуға дейін және одан кейін салыстыру келтірілген.

Есепке сыртқы және ішкі флюид контактілерінің шекараларын, қор санаттарының шекараларын, сондай-ақ әкімшілік шекараларын сыза отырып, көкжиектердің төбесі/табаны бойынша құрылымдық карталарды қосқанда, бірақ олармен шектелмей, графикалық қосымшалар кіреді. Флюид контактілерінің сыртқы және ішкі желілерінің шекараларын, қорлар санаттарының шекараларын, сондай-ақ әкімшілік шекараларды сала отырып, әрбір санау көкжиегі бойынша тиімді қалыңдықтар карталары. Қолданыстағы ұңғымалар, сондай-ақ ұсынылған нұсқаның жобалық ұңғымалары карталарға салынады.

3-тарау. Геологиялық модельді құру сапасын бағалау

13. Құрылған геологиялық модельдің дұрыстығын бағалау модельдеу нәтижелерінің ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілген қорларға бастапқы деректерге сәйкестігін талдауды білдіреді.

13.1 Модель қаңқасының сапасын бағалау (Skeleton):

ҚР ҚМК бекіткен қорларды есептеудің тектоникалық моделіне сәйкес барлық бұзушылықтардың (ақаулардың) қосылуын тексеру;

ұңғыманың бірнеше траекториясымен ұяшықтардың қиылысуын болдырмау;

таңдалған тор ұяшықтарының өлшемі модельдің көрсетілген көкжиегінде бір уақытта жұмыс істейтін ең жақын өндіру / айдау ұңғымалары арасында кемінде 3 ұяшықты қамтамасыз етеді;

қаңқаның өлшемі болжамды нұсқалар шеңберінде кен орнын кейіннен бұрғылау кезінде 3 ұяшық қағидаларының сақталуын қамтамасыз етеді;

контурдан тыс аймақ ұяшықтарының қоры болашақ гидродинамикалық модельдеу міндеттері үшін қажетті кеуек көлемін қамтамасыз етеді (ВНК сызығынан бүйір жағынан кемінде 5 ұяшық);

егер модель масштабы 3 ұяшық ережесін қамтамасыз етпесе (өндіруші ұңғымалардың көп саны, тарихтың үлкен кезеңі, термиялық модельдер), мұндай қаңқаны қабылдау үшін қосымша негіздеме қажет.

13.2 Құрылымдық құрулардың сапасын бағалау (Horizons).

Ұңғымалар нүктелеріндегі белгілердің сәйкессіздігін бақылау модельдегі ұңғымалар траекториясының қиылысуының стратиграфиялық шекараларын ГАЖ деректері бойынша бөлінген қабаттардың шекараларымен салыстыру арқылы жүзеге асырылады. Сәйкессіздіктер ±0,2 м-ден аспауы керек. Егер айтарлықтай әртүрлі мәндері бар ұңғымалар модель гридінің 3 ұяшығынан аз қашықтықта болса немесе грид ұяшығының өлшеміне байланысты қаңқалық геометрияның шектеулері бар тектоникалық бұзылулар аймағында болса, байламның мәні үлкен болуы мүмкін.

Құрылымдық құрулардың сапасын бақылау құрылымдық карталарды қарау, құрылымдық қаңқаның көкжиектерінің көлбеу бұрыштарының карталарын құру арқылы жүзеге асырылады. Сыну аймақтарындағы, тектоникалық бұзылуларға жақын, тығыз бұрғыланған аймақтардағы құрылымдық қаңқаға ерекше назар аудару керек.

13.3 Грид геометриясының сапасын бағалау.

Көкжиектердің саны мен атауы ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілген геометрия мен номенклатураға сәйкес келеді;

Сегменттердің (блоктардың) саны мен атауы ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілген геометрия мен номенклатураға сәйкес келеді;

Көкжиектер/сегменттер бойынша флюид контактілерінің жағдайы ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілген модельге сәйкес келеді;

Ұсынылған грид ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілгенмен сәйкес келмеген жағдайда сарапшы осындай сәйкессіздіктің орындылығы туралы қорытынды береді.

13.4 Тік грид шкаласын таңдау (Layering).

Грид аймақтарының стратификациясының түрі талданады және таңдалған тәсілдің жарамдылығы туралы сараптамалық қорытынды беріледі.

Ұяшықтың стратиграфиялық қалыңдығын 0,5 м-ден аспайтын етіп пайдалану ұсынылады, бұл стандартты кванттау қадамындағы каротаж мәндерінің 3 (үш) жазбасына сәйкес келеді. Егер жасушалардың стратиграфиялық қалыңдығының мөлшері 0,5 м-ден асатын болса, мұндай тәсілдің негіздемесі келтіріледі.

Таңдалған жіктелу алгоритмінің сапасын талдау дискретті ҰГЗТН қисықтарында ҰГЗТН және ұңғымалардағы модель ұяшықтары бойынша коллекторлар мен коллекторлардың қалыңдығының таралуын талдай отырып жүргізіледі.

Ұяшықтардың қалыңдығы ҰГЗТН пропластикасының қалыңдығының басым көпшілігінен аз болуға тиіс.

13.5 Ұңғыма траекториясы бойындағы ұяшықтарға каротаж деректерін тасымалдау сапасын бағалау (Scaleup well logs).

Дискретті қисықтар үшін ұңғымалардың траекториялары өткен модельдің РИГИС және ұяшық деректері талданады. Бұл жағдайда тиімді қалыңдығы, коллектордың үлесі, бөлшектелуі, өткізгіш қабаттардың қалыңдығы салыстырылады. Модель аймақтары бойынша гистограммалар, сондай-ақ жалпы тор бойынша ГСБ құрылады және тасымалдау сапасына визуалды бақылау жүргізіледі.

Үздіксіз қисықтар үшін ұңғымалардың траекториялары өткен модельдің ҰГЗ және ұяшықтарын түсіндіру нәтижелерінің деректері талданады. Бұл ретте ҰГЗТН бойынша және ұңғымалардағы ұяшықтар бойынша осы қисықтардың ең төменгі, ең жоғары және орташа мәндері талданады. Модель аймақтары бойынша гистограммалар, сондай-ақ жалпы грид бойынша ГСБ салынуда және тасымалдау сапасына визуалды бақылау жүргізіледі. Модель аймақтарындағы қисықтың орташа мәндері бойынша салыстырмалы қателік ҰГЗТН параметрінің бастапқы орташа мәнінің 5% аспауы керек.

Талдаудан көлденең ұңғымалар алынып тасталады.

Айтарлықтай сәйкессіздіктер анықталған жағдайда (5% - дан астам) талдауды тек интегралды түрде ғана емес, сонымен қатар әрбір ұңғыма бойынша жеке-жеке жүргізу ұсынылады.

13.6 Коллектор моделін құру сапасын бағалау (Ntg, Lito).

Әдетте бүйірлік анизотропия жоғары болатын коллекторларда қолданылатын стохастикалық әдістермен де, басқалармен де белгіленген коллекторлық қасиеттер. Әдістердің кез келгені модельдеу сапасының шарттарын сақтай отырып, коллектордың үлесін немесе фация түрін модельдеуде қолданылады.

Құру сапасын бақылау коллектордың қасиеттері мынадай тармақтарды қамтиды:

ұңғыманың жанындағы ұяшықтар бойынша бастапқы деректерді және модельдің қасиеттерін, соның ішінде коллектор үлесінің орташа мәнін немесе фация пайызын жоғарғы ұяшықтар деректері бойынша салыстыруды, ҰГЗТН пен модельдің қасиеттерін жалпы салыстыру жүргізіледі. Модель аймақтары бойынша гистограммалар салынуда. Глинизация аймақтары болған жағдайда, ұңғымалар мен глинизация аймағының көлемі талдаудан шығарылады. Әрбір грид аймағы шегіндегі коллектор үлесінің немесе фация пайызының рұқсат етілген қателігі ұяшықтар бойынша бастапқы деректердің 5% аспауға тиіс;

анизотропия радиусы мен іздеу азимутын негіздеу кезінде таңдалған бағыттардың параметрлеріне, бүйірлік және көлденең өлшемдерге талдау жасалады;

ұңғымаларға жақын ұяшықтар бойынша ГСБ-ні және модельдің қасиеттерін салыстыру арқылы қабаттың тік құрылымын бақылау жүргізіледі. ГСБ құру торлы аймақты қабаттарға бөлудің қабылданған схемасына сәйкес жүзеге асырылуы керек. ГСБ қисықтарының ұқсастық дәрежесі, циклділіктің сақталуы, сазды линтельдердің болуы бақыланады, модель мен ұңғымаларға сәйкес қабатты құмдылық салыстырылады;

тиімді қалыңдықтың 2D карталарын, геологиялық модельдің қималарын визуалды талдау жүргізіледі. Коллекторды алмастыру және сынау аймақтарына жақын бөлуге ерекше назар аударылады. Тиімді қалыңдықтар мен қолда бар фациалды модельдің бөліну дәйектілігі бағаланады;

модель коллекторларының қабатты бүйірлік байланысына, сондай-ақ ұңғымалармен байланысты емес және коллекторлардың болуына талдау жасалады. Бүйірлік байланыссыз коллекторлардың көп саны болған жағдайда, сарапшы пайдаланылған алгоритмнің орындылығы туралы қорытынды жасайды.

13.7 Кеуектілік моделін құру сапасын бағалау (Poro).

Кеуектілік қасиеті коллектор ретінде көрсетілген грид ұяшықтары шегіндеа салынады. Кеуектілікті модельдеу үшін үздіксіз және стохастикалық әдістер қолданылады. Кез-келген әдіс модельдеу сапасының шарттарын сақтай отырып, коллектордың үлесін модельдеуде қолданылады.

Кеуектілік текшесін құру сапасын бақылау мынадай тармақтарды қамтиды:

ұңғыманың жанындағы ұяшықтар бойынша бастапқы деректерді және модельдің қасиеттерін, соның ішінде коллектор үлесінің орташа мәнін немесе фация пайызын жоғарғы ұяшықтар деректері бойынша салыстыруды, ҰГЗТН пен модельдің қасиеттерін жалпы салыстыру жүргізіледі. Модель аймақтары бойынша гистограммалар салынуда. Глинизация аймақтары болған жағдайда, ұңғымалар мен глинизация аймағының көлемі талдаудан шығарылады. Әрбір тор аймағы шегіндегі коллектор үлесінің немесе фация пайызының рұқсат етілген қателігі ұяшықтар бойынша бастапқы деректердің 5% аспауға тиіс;

коллектордағы кеуектілік текшесінің тік құрылымын ұңғымаларға жақын ұяшықтар бойынша ГСБ және техникалық мүмкіндік болған жағдайда модельдің қасиеттерін салыстыру арқылы бақылау жүргізіледі. ГСБ құру торлы аймақты қабаттарға бөлудің қабылданған схемасына сәйкес жүзеге асырылуы керек. ГСБ қисықтарының ұқсастық дәрежесі, модель мен ұңғымалар бойынша циклділіктің сақталуы бақыланады.

13.8 Су қанықтылығы моделін (Sw) құру сапасын бағалау.

Суға қанықтылығы қасиеті коллектор ретінде көрсетілген және қабылданған су контактісі немесе БСД сызығынан оң биіктігі бар грид ұяшықтары шегінде құрылады. Су қанықтылығы моделін құру үшін су қанықтылығының кеуектілікке/өткізгіштікке және капиллярлық қысымға тәуелділігі функциясы құрылады. Тәуелділікті құру үшін су қанықтылығының бастапқы деректерін ҰГЗТН деректері де, капиллярометрия бойынша арнайы талдау деректері де пайдалануға болады. Функция үшін бастапқы деректерді таңдаудың дұрыстығын сарапшы талдайды.

Су қанықтылығы текшесінің құрылу сапасын бақылау ұңғыманың жанындағы ұяшықтар бойынша бастапқы деректерді және модельдің қасиеттерін жалпы салыстыру жүргізіледі, оның ішінде ең жоғары ұяшықтар, ҰГЗТН және модельдің қасиеті бойынша су қанықтылығының минималды, максималды, орташа мәндерін салыстыру, модель аймақтары бойынша гистограммалар құрылады, өйткені су қанықтылығы моделі капиллярлық қысымға байланысты модельдің сапасы тек ұңғымалар маңындағы бастапқы ұяшықтар бойынша тексеріледі және осы ұңғымалардың су қанықтылығының есептелген мәндері. Әрбір грид аймағы шегінде орташа су қанықтылығының жол берілетін қателігі орташа мәні бойынша ұңғымалардағы ұяшықтар бойынша бастапқы деректердің 5% аспауға тиіс.

13.9 Көмірсутектердің бастапқы геологиялық қорларын бағалау.

Геологиялық модель бойынша мұнайдың, еріген газдың, бос газдың, конденсаттың бастапқы геологиялық қорлары және есептеу параметрлері көкжиек, қанығу аймағы, флюид түрі, қорлар санаты, қабылданған флюидтік контактілердің белгілерінен жоғары әкімшілік жағдайы бойынша жеке есептеледі және ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілген және қойылған қорлармен және есептеу параметрлерімен салыстыру жүргізіледі. Әрбір игеру объектісі бойынша ұсақ және орта кен орындары үшін мұнайдың немесе бос газдың (құрғақ) бастапқы геологиялық қорларынан 5% - дан астам және ірі кен орындары үшін 1% - дан астам ауытқу жағдайында алынған бастапқы қорларды одан әрі гидродинамикалық есептеулер үшін пайдаланудың орындылығы туралы сарапшының қорытындысы беріледі.

Қысқартулар тізімі:

2D – екі өлшемді;

3D – үш өлшемді;

СМК – су-мұнай контактісі;

ГСК – газ-су контактісі;

ГМК – газ-мұнай контактісі;

ГДЗ – гидродинамикалық зерттеулер;

GDM немесе SimGrid – гидродинамикалық модель;

ҰГЗ – ұңғымаларды геофизикалық зерттеу;

ҚР ҚМК – Қазақстан Республикасының Пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссиясы;

GM немесе GeoGrid – геологиялық модель;

ГСБ – геологиялық-статистикалық бөлім;

НТҚ – нормативтік техникалық құжат;

ҰГЗТН – ұңғымаларды геофизикалық зерттеуді түсіндіру нәтижелері;

БСД – бос су деңгейі;

ҚР БӘОК – Қазақстан Республикасының барлау және әзірлеу жөніндегі орталық комиссиясы;

FMI – азимуттық электрлік микро-миджер;

J-функция – Леверетт функциясы;

KH – гидроөткізгіштік.

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
міндетін атқарушының
2024 жылғы 16 тамыздағы
№ 294 бұйрығына
2-қосымша

Әзірленетін базалық жобалау құжаттары және әзірлеуді талдау шеңберінде гидродинамикалық модельдерге тәуелсіз сараптама жүргізу жөніндегі нормативтік техникалық құжат

1-тарау. Негізгі ережелер

1. Осы әзірленетін базалық жобалау құжаттары және әзірлеуді талдау шеңберінде гидродинамикалық модельдерге тәуелсіз сараптама жүргізу жөніндегі нормативтік техникалық құжат Қазақстан Республикасы барлау және әзірлеу жөніндегі орталық комиссиясының (бұдан әрі – БӘОК) қарауына ұсынылатын көмірсутек кен орындарын барлау және әзірлеу жөніндегі әзірленетін базалық жобалау шеңберінде гидродинамикалық модельдері ұсыну және сараптау процесін реттеу үшін "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 62-бабының 2) тармақшасына сәйкес жасалды.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығымен бекітілген Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалардың 160-тармағына сәйкес (Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде 2018 жылғы 28 маусымда № 17131 болып тіркелген) кен орнының гидродинамикалық моделі – белгілі бір күнге кен орнындағы пайдалану объектілері әзірлемесінің жағдайын көрсететін картографиялық, графикалық, кестелік және басқа да материалдардың кешені. Гидродинамикалық модельді мұнайдың геологиялық қоры 100 млн. тоннадан жоғары және табиғи газ қоры – 50 млрд. текше метрден жоғары болатын көмірсутектер кен орындарын жобалау және игеруді талдау кезінде жасап, пайдалану ұсынылады. Аталмыш модельді жер қойнауын пайдаланушы жыл сайын жаңартуы мүмкін.

3. Базалық жобалау құжаты шеңберінде орындалған және есепті жасау күніне өзекті болатын гидродинамикалық модельдер цифрлық жеткізгіште цифрлық жеткізгіште не олар болжамды есептік файлдармен бірге орындалған бағдарламалық қамтамасыз ету форматында қорғалған файл алмасу желілері арқылы базалық жобалау құжатының есебімен бірге ҚР БӘОК беріледі.

4. Гидродинамикалық модель тарих кезеңіне жеке, сондай-ақ ұсынылған базалық жобалау құжаты шеңберінде әзірлеудің әрбір қаралған нұсқасы бойынша жеке беріледі.

Бекітілген үш өлшемді геологиялық модельсіз Қазақстан Республикасының қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссияның (бұдан әрі – ҚР ҚМК) оң Мемлекеттік сараптамасынан өткен көмірсутектер қорларын бекітілген есептеу (қайта есептеу) моделі негізінде гидродинамикалық модель құруға жол беріледі.

5. Гидродинамикалық модель қорларды есептеу жөніндегі есепті құру күніне жинақталған геологиялық-геофизикалық және кәсіптік ақпарат негізінде құрылады.

6. Гидродинамикалық модельге сараптама компьютерлік геологиялық және гидродинамикалық модельдеу саласында тәжірибесі бар ҚР БӘОК сарапшыларының әзірлеуі бойынша базалық жобалау құжаттарын сараптау шеңберінде жүргізіледі.

7. Сараптама нәтижелері бойынша ұсынылған гидродинамикалық модельдің ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілген өнеркәсіптік алынатын қорларға сәйкестігі туралы, сондай-ақ құрылған гидродинамикалық модельдің дұрыстығы және оны Қазақстан Республикасының жер қойнауын ұтымды пайдалану қағидаттары мен мақсаттарына қол жеткізу үшін көмірсутектер кен орнын игерудің бекітуге ұсынылатын нұсқасының болжамды технологиялық көрсеткіштерін есептеу үшін пайдалану мүмкіндігі туралы сараптамалық қорытынды жасалады.

2-тарау. Әзірлеудің базалық жобаларын жасау кезінде гидродинамикалық модельді сараптамаға ұсынуға қойылатын талаптар

8. Әзірлеу жөніндегі базалық жобаны жасау шеңберінде гидродинамикалық модельді міндетті түрде ұсынған жағдайда, базалық жобалау құжатының авторы сараптамаға мемлекеттік сараптама жүргізу үшін деректер жинағын ұсынады. Гидродинамикалық модель жобасы мамандандырылған бағдарламалық жасақтамада жасалады. Гидродинамикалық модельге сараптама жүргізу үшін ұсынылатын құжаттар топтамасына мыналар кіреді:

1) ашық форматта жазылған модель скрипті мен кіріс деректерінен тұратын гидродинамикалық модель жобасы;

2) тарих кезеңіне және әрбір болжамды нұсқа бойынша есептелген бинарлық файлдар;

3) гидродинамикалық модельді құру туралы есеп (Word);

4) әзірлеу объектілері бойынша және жалпы кестелік қосымшалардағы (Excel) кенжатындар бойынша нысаналы көрсеткіштер кестелері.

8.1 Модель скрипті мыналарды қамтиды:

1) үлгі торы (GRID) бөлімінде модель торының геометриясы, модельдің статистикалық петрофизикалық қасиеттерінің текшелері, өткізгіштік модификаторлары, құрылымдық бұзылу геометриясының өткізгіштігі және модель ұяшықтарының бастапқы кеуек көлемін және кеңістіктік өткізгіштігін есептеу үшін қажетті басқа қасиеттер туралы мәліметтер бар;

2) тепе-теңдік, қанықтыру, қабаттық флюидтіңқасиеттері, жыныс өңірлері бойынша модельдің есепті өңірлерінің геометриясы;

3) бекітілген игеру объектілері мен қорлар санаттарына, сондай-ақ тау-кен бөлу шегіндегі қорлар бойынша міндетті түрде сәйкес келетін модель қорлары бойынша есепті өңірлердің геометриясы;

4) модельдің бастапқы инициализациясының деректері, оның ішінде бастапқы қысымдарды, флюидті контактілерінің ережелерін, капиллярлық қысымдарды есептеудің шекаралық шарттарын, тау жыныстарының қасиеттерін есептеуге арналған деректер;

5) бос фазалардың фазалық өткізгіштігінің, қанығу қысымын, газ құрамын, тұтқырлығын, тығыздықтың беттік жағдайдағы фазалық қасиеттерін қоса алғанда, қабат сұйықтығының қасиеттерінің деректері;

6) ұңғымаларды модель торына қосуды, фазаларды өндіру/айдау динамикасын, геологиялық-техникалық іс – шаралар (бұдан әрі – ГТІШ) бойынша деректерді қоса алғанда, бірақ онымен шектелмей, тарих кезеңіне арналған ай сайынғы аралықтағы ұңғымалар жұмысының деректері;

7) ұңғымаларды модель торына қосуды, фазаларды өндіру/айдау динамикасын, ГТІШ, ұңғыманың жұмысының/жабылуының экономикалық шектеулері бойынша деректерді қоса алғанда, бірақ олармен шектелмей, болжамды нұсқалар бойынша ұңғымалар жұмысының деректері.

Термиялық модель берілген жағдайда тау жынысы мен қабат флюидінің термиялық және жылу сыйымды қасиеттері де көрсетіледі.

Қабат флюидінің композициялық түрі бар модель ұсынылған жағдайда компоненттік құрам, молярлық масса, құрам компоненттерінің өзара әрекеттесу көрсеткіштері және пайдаланылған күй теңдеуі беріледі.

Қосарланған орта моделін ұсынған жағдайда, қосымша бөлімде қайталама орта торының геометриясы, тордың петрофизикалық қасиеттері, қайталама ортаның қабат сұйықтықтарының салыстырмалы фазалық ұтқырлығы (өткізгіштігі) болуы тиіс.

Химиялық жұмыс агенттерін қолдана отырып модель берілген жағдайда айдау сұйықтығының және жыныстың динамикалық қасиеттері көрсетіледі

8.2 Есептелген бинарлық файлдар

Тарих кезеңінде гидродинамикалық модельде мынадай бинарлық файлдар бар:

1) есептеу кезеңі кен орнын игерудің басынан бастап жобалау құжатын жасау күніне дейінгі есептеуді қамтиды;

2) EGRID форматындағы тор геометриясы (файлға тор жазу форматы);

3) INIТ форматындағы бастапқы қасиеттер (қабаттың және флюидтің бастапқы қасиеттерін жазу форматы);

4) қабат жағдайында инициализациялау кезіндегі қабат сұйықтығының есептік динамикалық қасиеттері: тығыздық (мұнай, газ, су), көлемдік коэффициент (мұнай, газ, су), тұтқырлық (мұнай, газ, су), газ мөлшері/ конденсат мөлшері. Стандартты жағдайларда: тығыздық (мұнай, газ, су), тұтқырлық (мұнай, газ, су), тұтқырлық (мұнай, газ, су).

5) флюидті іріктеу/айдау бойынша ұңғымалардың жұмыс динамикасының, сондай-ақ қабат/кенжар қысымының динамикасының есептік/нақты көрсеткіштері;

Болжам кезеңінде модель игерудің әр жеке нұсқасына сәйкес келетін мынадай бинарлық файлдарды қамтиды:

Жеке нұсқаны есептеу кезеңі кен орнын игерудің басынан бастап нұсқаның болжамды кезеңінің соңына дейін есептеуді қамтиды;

Есептеудің әр қадамы үшін грид торындағы қабат флюидінің есептелген динамикалық қасиеттері;

Сұйықтықты іріктеу/айдау бойынша ұңғымалардың жұмыс динамикасының, сондай-ақ қабат/кенжар қысымының динамикасының есептік көрсеткіштері.

8.3 Гидродинамикалық модель бойынша есеп.

Ұсынылған гидродинамикалық модельге есеп берілуге тиіс, ол есептің мынадай міндетті бөлімдерінің болуын ұсынады:

1) модель туралы жалпы мәліметтер, оның ішінде модельдің өлшемі, модельдің грид ортасының түрі, модельдің бос фазаларының түрі, қабат флюиді моделінің түрі, игерудің әр объектісіне қолданыстағы қордың ұңғымаларының саны, модель тарихын есептеу кезеңі, модельдің болжамды нұсқаларын есептеу кезеңі;

2) қабаттық сұйықтықтың (мұнай, су газы) қасиеттерін, газ құрамына байланысты қабаттық жағдайларда қабаттық сұйықтықтың қасиеттерін, сепаратордың таңдалған түрі жағдайында жер үсті жағдайында қабаттық сұйықтықтың қасиеттерін егжей-тегжейлі сипаттай отырып, қабаттық сұйықтық моделінің түрін таңдаудың негіздемесі, сондай-ақ қабаттық сұйықтықты іріктеу сынамаларын талдау нәтижелерінің модельдік және нақты деректерін салыстыру;

3) динамикалық қасиеттерді сипаттау үшін орталар санын таңдау негіздемесі. Қос кеуектілік/өткізгіштік ортасы қолданылған жағдайда, жарықтар/каверн өткізгіштігі, қайталама кеуектілік көлемі, мұнай/газдың қанықтылығы, сондай-ақ орталар арасындағы өзара әрекеттесуге жауап беретін сигма параметрі сияқты негізгі параметрлер негізделеді;

4) термиялық опцияны қолданған жағдайда тау жыныстарының негізгі параметрлері, мысалы, жылу сыйымдылығы мен жылу өткізгіштік, сондай-ақ қабаттық мұнайдың температурадан динамикалық қасиеттері негізделеді. Бөлімде керн мен қабат флюидінің сынамаларын талдаудың есептік және нақты деректері келтірілген;

5) бастапқы геологиялық гридтен пайдаланылған ауытқуларды негіздей отырып өткізгіштік пен кеуек көлемінің пайдаланылған модификаторлары көрсетіледі;

6) қанықтылықтың, қабаттық қысымның бастапқы қасиеттерін инициализациялау талдауы келтірілген. Әзірлеу объектілері мен санаттары бойынша көмірсутектердің бастапқы қорлары мен гидродинамикалық модельдің есептік параметрлерін геологиялық модельге сәйкес келетін қорлармен, сондай-ақ ҚР ҚМК теңгерімінде бекітілген тиісті қорлармен салыстыру жүргізіледі;

7) әрбір қанығу өңірі үшін пайдаланылған фазалық өткізгіштік қисықтарының негіздемесі және ығыстырып шығару бойынша арнайы керн талдаулардың нақты деректерімен салыстыру келтірілген;

8) қабат суы мен қабат жыныстарының қасиеттерінің негіздемесі келтірілген;

9) ұңғымалар жұмысының сипаттамасы бөлімінде модель объектілері бойынша тарихты есептеудің барлық кезеңіне арналған қолданыстағы қордың тізімі, жобалау құжатын жасау күніне қор бойынша ұңғыманың түрі, қабат флюидін іріктеуге өндіруші ұңғыманы бақылау, айдау агентін айдауға айдау ұңғымасын бақылау келтіріледі;

10) ұңғымаларды іріктеуді баптау динамикасын талдау бөлімінде сұйықтық, мұнай, су, газ бойынша тарихты есептеу кезеңіне әрбір ұңғыманы іріктеудің нақты және жинақталған көрсеткіштерінің кросс-плоты келтіріледі. Ұңғыманың нөмірі, тарихты есептеу кезеңі (күндері), тарих кезеңіне жинақталған флюид түрін іріктеу, модель бойынша есептелген тарих кезеңіне жинақталған флюид іріктеу, есептік деректердің нақты деректерден пайыздық ауытқуы көрсетілген кесте келтіріледі;

11) ұңғымаларды айдауды баптау динамикасын талдау бөлімінде айдалатын кезең бойынша тарихты есептеу кезеңіне әрбір ұңғыманы айдаудың нақты және жинақталған көрсеткіштерінің кросс-плоты келтіріледі. Ұңғыманың нөмірі, тарихты есептеу кезеңі (күндер), тарих кезеңіне фазаның әрбір түрінің нақты жинақталған айдауы, модель бойынша есептелген тарих кезеңіне фазаның типінің есептік жинақталған айдауы, есептік деректердің нақты деректерден пайыздық ауытқуы көрсетілген кесте келтіріледі;

12) бөлімде гидродинамикалық гридтегі ұңғымалар мен тосқауылдардың өнімділігінің модификаторлары сипатталған;

13) қысымды баптау динамикасын талдау бөлімінде (динамикалық кенжар немесе сағалық) өндіру/айдау ұңғымалары бойынша нақты және есептелген кенжар қысымының графигі келтіріледі. Графиктерде кенжар қысымының өлшенген мәнінің ± 20% құрайтын рұқсат етілген дәліз көрсетіледі. Есептік көрсеткіштер нақты көрсеткіштерден ауытқыған жағдайда, осындай ауытқуларға талдау жасалады;

14) игеру/кен орны объектілері бойынша іріктеулерді баптау динамикасын талдау модельді есептеудің әрбір қадамы үшін игеру объектілері бойынша сұйықтық, мұнай, газ бойынша нақты және есептік іріктеулердің динамикасын салыстыру арқылы орындалады. Талдау графикалық түрде де, әрбір игеру объектісі мен кен орны бойынша орындалатын, тұтастай алғанда есептеу қадамы, жинақталған нақты айлық мұнай, сұйықтық, газ өндіру, мұнайды, сұйықтықты, газды есептік өндіру, есептік деректердің нақты деректерден пайыздық ауытқуы бар кесте ұсыныла отырып жүргізіледі. Есептеу/тарих әзірлеу объектілері бойынша жинақталған фазалық таңдау. Есептеу / тарих әзірлеу объектілері бойынша жинақталған фазалық айдау;

15) сұйықтықты, мұнайды, суды және газды іріктеу бойынша алшақтықтарды талдау нақты және есептік тарих кезеңіне жинақталған көрсеткіштерді салыстыру арқылы игеру объектілері бойынша жүргізіледі;

16) игеру/кен орны объектілері бойынша айдауды баптау динамикасын талдау модельді есептеудің әрбір қадамы үшін тұтастай алғанда игеру объектілері бойынша флюид түрлері бойынша нақты және есептік айдау динамикасын салыстыру арқылы орындалады. Талдау графикалық түрде де, әрбір игеру объектісі мен кен орны бойынша орындалатын кесте ұсыныла отырып, есептеу қадамы, әрбір агенттің, сұйықтықтың, газдың жинақталған нақты айдауы, әрбір агенттің есептік айдауы, есептік деректердің нақты деректерден пайыздық ауытқуы қамтылады;

17) фазаларды айдау бойынша сәйкессіздіктерді талдау нақты және есептік тарих кезеңіне жинақталған көрсеткіштерді салыстыру арқылы әзірлеу объектілері бойынша жүргізіледі;

18) қабат қысымының динамикасын талдау қолданыстағы Ұңғымаларды іріктеу/айдау аймағындағы нақты тарихи қабат қысымы мен есептелген қабат қысымын көрсете отырып, әрбір игеру объектісі бойынша жүргізіледі. Талдау графикалық түрде де, әрбір игеру объектісі мен жалпы кен орны бойынша орындалатын кестені ұсына отырып жүргізіледі. Кестеде есептеу қадамы, Тарих бойынша орташа қабат қысымы, әрбір даму объектісі бойынша орташа қабат қысымы бар. Пайыздық ауытқу тек қолданыстағы ұңғымалар қорын іріктеу/айдау аймағы бойынша көрсетіледі. Айтарлықтай сәйкессіздіктер болған жағдайда (20% және одан көп) мұндай ауытқудың себептері көрсетіледі;

19) нақты тарихи газ факторын және қолданыстағы өндіруші ұңғымалар бойынша есептік газ факторын көрсете отырып, әрбір игеру объектісі және жалпы кен орны бойынша ағымдағы газ факторын талдау. Қосымша әзірлеу объектілері бойынша бекітілген бастапқы газ мөлшері көрсетіледі;

20) қорларды өндіруді талдау тарих кезеңінің соңында әрбір игеру объектісі бойынша әрбір санат бойынша және жалпы кен орны бойынша көмірсутектердің қалдық құрғатылатын қорларын көрсете отырып жүргізіледі (жай есептеу әдісімен немесе тресстер әдістерімен);

21) әзірлеудің әрбір нұсқасы бойынша нақты және жобалық ұңғымалардың орналасу картасы, әрбір игеру объектісіне нақты/жобалық ұңғыманы қосу күні, пайдалану коэффициенті, өндіру/айдау бойынша бақылау, өндіруші/айдау ұңғымаларының технологиялық шектеулері, өндіруші/айдау ұңғымаларының жабылуының экономикалық шектеулері келтіріледі;

22) объектілер мен кен орны бойынша әрбір нұсқа бойынша тұтастай алғанда сұйықтықты, мұнайды, суды өндірудің, агентті айдаудың, суланудың, газ факторының, орташа қабат қысымының айлық не жылдық (болжау кезеңі 50 жылдан асатын кен орындары үшін) динамикасы келтіріледі;

23) объектілер мен кен орны бойынша әрбір нұсқа бойынша тұтастай алғанда болжамның бүкіл кезеңіне айлық өндірудің, мұнайдың, газдың жинақталған динамикасы, мұнайды, еріген газды, бос газды алу коэффициенттері келтіріледі;

24) химиялық жұмыс агенттерін пайдаланған жағдайда айдау сұйықтығы мен жыныстың агент концентрациясынан динамикадағы өзгеруінің негізгі параметрлері негізделеді.

3-тарау. Гидродинамикалық модельді құру сапасын бағалау

9. Салынған гидродинамикалық модельдің дұрыстығын бағалауды сарапшы негізгі көрсеткіштер бойынша орындайды:

1) гидродинамикалық гридтің геометриясының сапасын бағалау (көлденең, тігінен ұяшықтардың өлшемі, сулы аймақтағы белсенді ұяшықтардың саны);

2) геологиялық грид торын гидродинамикалық масштабқа дейін қайта масштабтау рәсімін жүргізу сапасын бағалау;

3) қабаттық флюид моделінің түрін (өлі мұнай, тірі мұнай, құрғақ газ, майлы газ, композициялық модель) қолданудың дұрыстығын бағалау;

4) модельдің динамикалық түрін таңдаудың дұрыстығын бағалау (бір / қос кеуекті орта, бір / қос кеуекті өткізгіштік орта);

5) модельдің термиялық опциясын таңдаудың дұрыстығын бағалау (изотермиялық/термиялық);

6) жыныстың петрофизикалық қасиеттерін және қабат сұйықтықтарының салыстырмалы фазалық өткізгіштігін бағалау және игеру объектілері бойынша бекітілгенесысу коэффициентіне сәйкестігі;

7) көмірсутек фазаларының қысымы мен қанықтылығы бойынша модельді инициализациялаудың бастапқы шарттарының дұрыстығын бағалау;

8) ұңғымалар, траекториялар, перфорация, флюидті іріктеу/айдау, кенжар қысымы, ГТІШ бойынша деректерді жүктеудің толықтығын бағалау;

9) игеру объектілері бойынша тарих кезеңіне қабат флюидін іріктеу бойынша модельді баптау сапасын бағалау;

10) игеру объектілері бойынша тарих кезеңіне агенттерді айдау бойынша модельдің сапасын бағалау;

11) ГТІШ нәтижелері бойынша нақты қабат / кенжар қысымын жаңғырту бойынша модельді баптау сапасын бағалау; газ факторын талдау;

12) нақты/жобалық параметрлердің толықтығы мен сапасын бағалау (4-тарауға сәйкес параметрлер. ҚР БӘОК ұсыну үшін геологиялық және гидродинамикалық модельдер сапасының негізгі критерийлері);

13) ұңғымаларды жабу үшін техникалық шектеулер мен экономикалық шектеулер шарттары бойынша болжау кезеңіне ұңғымаларды бағалау;

14) қабат сұйықтығы, тау жынысы, кенжар/қабат қысымын өлшеу деректері бойынша қосымша қажетті деректерді алу бөлігінде модельді жақсарту бойынша ықтимал ұсыныстар;

15) есептелген және тарихи көрсеткіштерді бейімдеудің жақсы нәтижесі үшін параметрлерді теңшеудің қолданылған тәсілдері мен әдістері бөлігінде модельді жақсарту бойынша ықтимал ұсыныстар;

16) жұмыс агентін жүктеу моделінің түрін және олардың параметрлерін таңдаудың дұрыстығын бағалау.

4-тарау. ҚР БӘОК ұсыну үшін геологиялық және гидродинамикалық модельдердің сапасын бағалаудың негізгі критерийлері

№п/п	Атауы	Ескерту
1	Ұңғымалар бойынша бастапқы ақпаратты жүктеудің толықтығы (координаттар, траекториялар, ҰГЗТН, геологиялық кесінділер)	геология
2	Тау-кен/геологиялық бөлу контурының сәйкестігі (лицензиялық учаске)	геология
3	Ұңғымалардағы стратиграфиялық сынықтардың (ұрудың) құрылымдық беттерге (трендтік сейсмикалық беттерге) сәйкестігі	геология
4	Ұңғымалардағы флюидтік контактілер орнының флюидтік контактілерге сәйкестігі. Флюидтік контактілердің негіздемесі.	геология
5	ҰГЗТН деректерін модельдің геологиялық торына тасымалдау сапасы	геология
6	Петрофизикалық қасиеттерді модельдеу сапасын бағалау (фация, литология, кеуектілік, өткізгіштік)	геология
7	Су қанықтылығын модельдеу сапасын бағалау (ҰГЗТН деректері, капиллярометрия, J-функция)	геология
8	Модельдің бастапқы есептеу параметрлерін бекітілген ҚР ҚМК-мен салыстыру	геология
9	Статикалық модельден сүзгіге көшу сапасын бағалау	әзірлеу
10	Гидродинамикалық модельдердегі көмірсутектердің бастапқы қорларының сәйкестігі	әзірлеу
11	Ұңғымалар бойынша бастапқы ақпаратты жүктеудің толықтығы (дебит, қабылдау, перфорация, оқиғалар, қысым)	әзірлеу
12	PVТ нақты зертханалық эксперименттерге негізделген модельге және көмірсутек шикізатының қорларын есептеу есебін бекіту кезінде қабылданған параметрлерге сәйкестігін бағалау	әзірлеу
13	ОФП моделінде қабылданған (соңғы нүктелер), капиллярлық қысым қисықтарының дұрыстығын бағалау	әзірлеу
14	Ұңғымалар тобы бойынша немесе әзірлеу объектісі бойынша сұйықтықты іріктеу бойынша ГДМ моделін жаңғырту сапасын бағалау	әзірлеу
15	Ұңғымалар тобы бойынша немесе әзірлеу объектісі бойынша мұнай іріктеу бойынша ГДМ моделін жаңғырту сапасын бағалау	әзірлеу
16	Ұңғымалар тобы бойынша немесе әзірлеу объектісі бойынша газ іріктеу бойынша ГДМ моделін жаңғырту сапасын бағалау	әзірлеу
17	Ұңғымалар тобы бойынша немесе әзірлеу объектісі бойынша айдау бойынша ГДМ моделін жаңғырту сапасын бағалау	әзірлеу
18	Ұңғымалар бойынша кенжар/қабат қысымының динамикасы бойынша GDM моделінің көбею сапасын бағалау	әзірлеу

Қысқартулар тізімі:

ГДЗ – гидродинамикалық зерттеулер;

ГДМ – геологиялық-гидродинамикалық модель;

ҚР ҚМК-Қазақстан Республикасының пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссиясы;

ГТІШ – геология-техникалық іс-шаралар;

ҰГЗ – ұңғымаларды геофизикалық зерттеу;

ГСБ – геологиялық-статистикалық бөлім;

МАК – мұнай алу коэффициенті;

НТҚ – нормативтік техникалық құжат;

СФӨ – салыстырмалы фазалық өткізгіштіктер;

ҰГЗТН – ұңғымаларды геофизикалық зерттеуді түсіндіру нәтижелері;

ҚР БӘОК – Қазақстан Республикасының барлау және әзірлеу жөніндегі орталық комиссиясы;

EGRID – ГДМ торын жазудың бинарлық форматы;

J-функция – Леверетт функциясы;

INIT – қабаттың және сұйықтықтың бастапқы қасиеттерін жазудың бинарлық форматы;

PVT – қабат сұйықтықтарының физика-химиялық қасиеттері (кестелер).