Отображение геологической неоднородности при трехмерном геологическом моделировании

Геологическая модель (ГМ) базируется на использовании всей имеющейся по месторождению сейсмической, геофизической, промысловой, петрофизической информации, а также результатов исследований PVT пластовых флюидов.

В конечном итоге геологическая модель средствами визуализации представляется в виде комплекта рисунков, изображающих схемы детальной корреляции, структурные карты, параметры моделируемой области, 2D карты и фрагменты 3-х мерных распределений ФЕС, статистические, литологические и фильтрационные геологические разрезы.

При построении адресной цифровой 3-х мерной геологической модели используют следующие исходные данные:

Рисунок 6 – Геологическая трехмерная модель с блоками:

0- глинистость; 1-песчанистость; 2-углистость; 3-карбонатность

- результаты обработки сейсмических данных (структурные карты за-легания стратиграфической кровли и подошвы продуктивных пластов, а также структурные карты залегания границ резервуара для углеводородов (кровля верхнего коллектора, подошва нижнего));

- результаты обработки данных инклинометрии скважин, пробуренных в пределах границ лицензионного участка (координаты и абсолютная глубина точки входа ствола скважины в пласт);

- схемы выделения коллекторов с результатами интерпретации данных ГИС по пробуренным в пределах границ области моделирования эксплуатационным и разведочным скважинам;

- результаты анализа текстурно-структурных особенностей пород продуктивных пластов и гранулометрические характеристики их вещественного состава (литотипы);

- петрофизические алгоритмы определения ФЕС;

- карты общих, эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин;

- отметки реперных поверхностей;

- данные о водонефтяном контакте, а также границы категорий запасов нефти;

Структурные 2-х мерные карты залегания стратиграфической кровли и подошвы (а также кровли верхнего коллектора и подошвы нижнего) продуктивного пласта строятся по данным комплексирования сейсморазведки и ГИС и используются для создания 3-х мерного структурного каркаса месторождения.

Файл результатов интерпретации ГИС включает в себя следующие данные:

- абсолютные отметки границ залегания пропластков-коллекторов, значения в этих интервалах параметра насыщения и непрерывных параметров проницаемых пропластков (амплитуды собственной поляризации либо относительного параметра нейтронного (или гамма-) каротажа, а также сопроютивления породы);

- параметры, определяемые только в пропластках-коллекторах – коэффициенты пористости, проницаемости, начальной газо- нефтенасыщенности.

Отметки реперных поверхностей получают в результате детальной корреляции разрезов скважин (см. рис.8.1) и представляются в виде файла, в котором указываются номера скважин, название продуктивного пласта и абсолютные отметки корреляционных границ, участвующих в построении 3-х мерного структурного каркаса.

Рисунок 7 – Отображение геологической неоднородности при 3 D моделировании.

Рисунок 8 – 1, 2, 3, 4

Рисунок 9 – Отображение распределения параметра пористости в RMS (Reservoir Modeling System) Roxar, программном комплексе

Рисунок 10 – Отображение распределения параметра проницаемости в RMS (Reservoir Modeling System) Roxar, программном комплексе

Дата добавления: 2015-08-31