Геолого-гидродинамическая модель - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Построение трехмерной геологической модели Гагаринского месторождения нефти осуществлено в интегрированном программном комплексе IRAP RMS 2010.1.Она построена на основе данных бурения и сейсмических исследований по технологии 3D (2006 г.), использованы также данные предыдущего подсчета запасов, результаты интерпретации ГИС по 61 скважине, исследований керна, данные о траекториях скважин и координат устьев. Размер ячейки по вертикали определен расчлененностью и неоднородностью разреза и минимальными мощностями прослоев. Инкремент по латерали составляет для пласта Фм 5050 м исходя из плотности сетки скважин. Подсчет запасов нефти на основе трехмерной геологической модели проведен объемным методом.

Построение литологической модели залежи.

Целью этого этапа является получение представления о пространственном распределении пород. В данном случае это разделение пород на коллектор - неколлектор. Для литологического моделирования использован метод детерминистской технологии с применением трехмерной стратиграфической интерполяции.

Моделирование фильтрационно-емкостных свойств.

Целью данного этапа является определение значений петрофизических параметров продуктивных пластов. Для этого используется метод детерминистического взвешивания, при котором интерполяция значений параметра выполняется только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор.

Преобразование геологической модели в фильтрационную.

Для того, чтобы максимально сохранить геологическую неоднородность по разрезу, выделение слоев гидродинамической модели проводилось с учетом их выдержанности в соответствии с геолого-статистическим разрезом, построенном на основе геологической модели по параметру "литология". Перенос и осреднение параметров с детальной геологической сетки на гидродинамическую осуществлялся с использованием следующих алгоритмов:

    - параметр песчанистости в каждой ячейке рассчитывался путем осреднения с использованием взвешивания по геометрическому объему; - параметр пористости получался путем осреднения на основе взвешивания по эффективному объему, причем осреднение происходило только в пределах коллекторов. Рассчитывался поровый объем как произведение эффективного объема и коэффициента пористости. Эффективный объем находился как произведение геометрического объема ячейки и песчанистости; - насыщенность определялась путем взвешивания параметра по поровому объему; - абсолютная проницаемость определялась с использованием так называемого метода диагонального тензора.

Внешний вид гидродинамической модели нефтенасыщенности фаменского пласта Гагаринского месторождения изображен на рис. 9.

Рис. 9. Модельнефтенасыщенности пласта Фм Гагаринской залежи

Похожие статьи




Геолого-гидродинамическая модель - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Предыдущая | Следующая