Estimation of reserves and resources using Monte-Carlo method in Uncertainty module of Roxar RMS software
Authors: Хисамов Р.С. , Сафаров А.Ф. , Калимуллин А.М. , Дрягалкина А.А. 
Published: July 2024

На сегодняшний день в нефтегазовой отрасли существует большое количество различных классификаций запасов и ресурсов углеводородного сырья, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки. Данная работа включает в себя анализ, сравнение, а также возможности сопоставления полученных результатов на первый взгляд, казалось бы, совершенно разных методик подхода к оценке запасов и ресурсов углеводородов. Цель работы заключается в рассмотрении особенностей подсчета запасов углеводородов разными методами и изучение возможности и целесообразности применения вероятностного метода при аудите запасов. Запасы нефти были подсчитаны объемным методом на основе геологической модели залежи, построенной с применением программного комплекса IRAP RMS. Вариативность подсчетных параметров задавалась в модуле «Uncertainty», с помощью которого можно построить геологическую модель с равновероятными реализациями, имея недостаточный объем данных по основным характеристикам месторождения. При расчете неопределенности дисперсия по значениям задавалась для следующих параметров: уровня водонефтяного контакта, пересчетного коэффициента, коэффициентов пористости и водонасыщенности. После вычислений и перебора возможных реализаций в пределах заданных параметров программа сгенерировала результат в виде трех значений запасов: P10 (вероятные), P50 (возможные), P90 (доказанные). Для сравнения результатов подсчета запасов использованы результирующие карты нефтенасыщенных толщин, с помощью которых возможно проследить распределение геологических запасов. На основе проведенного исследования выявлено, что на конечный результат в распределении доли коллектора и основных параметров формулы объемного метода влияют входные данные и различный подход в построении 3D геологической модели. Для корректной цифры запасов (ресурсов) углеводородов необходимо использовать многовариантное распределение подсчетных параметров в геологическом пространстве рассматриваемого объекта

Today, a large variety of petroleum reserves and resources classifications exist in the oil and gas industry, and each of them has its benefits and drawbacks. This paper presents analysis, comparison, and correlation of the results obtained from otherwise different methods of hydrocarbon reserves and resources estimation. The objective of this paper is to discuss details of reserves estimation by different methods and examine the possibility and practicability of application of probabilistic approach to reserves estimate. Oil reserves have been estimated by volumetric method based on the geological model generated by IRAP RMS software. Variation of volumetric parameters was assigned in Uncertainty module, which makes it possible to build a geologic model with equally probable implementations with limited data on key reservoir characteristics. In estimating the uncertainty, variations were assigned for the following parameters: oil-water level, correction factor, porosity and water saturation. After calculations and search of possible implementations, the software generated the result in three parameters: P10 (possible), P50 (probable), and P90 (proved). To compare the results of reserves estimation, generated net pay maps were used that allow analyzing distribution of in-situ reserves. The research suggests that input variables and different methods of 3D geological modelling affect the results in distribution of reservoir properties and key parameters for volumetric estimation of reserves. Multi-variant distribution of volumetric parameters in the geological environment provides consistent estimates of reserves (resources)