Трехмерное моделирование залежи нефти в программном обеспечении РН-ГЕОСИМ

Texto integral

Обоснование. Геологическое моделирование является важнейшим этапом при освоении месторождений. Программные обеспечения для геологического моделирования способны отобразить все возможные геологические осложнения, которые в последующем влияют на геометризацию залежи и на подсчет запасов моделируемого месторождения.

Цель — произвести подсчет запасов пласта Ю10 на основе полученных трехмерных моделей.

Методы. В процессе построений моделей было выявлено, что анализ данных геофизического исследования скважин (ГИС) оказывает непосредственное воздействие на подсчет запасов и построенные модели. В данной работе интерпретация велась по комплексу ГИС, который состоит из гамма-каротажа, гамма-гамма плотностного каротажа, каротажа потенциала собственной поляризации, и нейтронного каротажа. Так, построенный раннее структурный каркас [1] получен при помощи карты толщин пласта, на отбивки которого влияют данные интерпретации комплекса ГИС. По данным каротажей проведено выделение пластов коллекторов и не коллекторов.

После построения структурного каркаса был построен куб литологии, который строился с помощью переноса данных комплекса ГИС на трехмерную сетку. После куба литологии строится куб пористости, при построении которого учитывались данные нейтронного каротажа. Так как данный каротаж определяет значение пористости при помощи искусственного облучения нейтронами горных пород.

В работе моделируется пласт Ю10, осложненный тремя вертикальными разрывными нарушениями сбросового типа [1]. Вертикальные разрывные нарушения сбросового типа необходимо учитывать при геометризации залежи. Вследствие данных нарушений происходит изменение структуры и строения залежи. В данной модели считается, что разломы, находящиеся в центральной зоне, не влияют на геометризацию залежи, но разлом, проходящий на севере, изменяет структуру залежи. Таким образом, о наличии нефтенасыщенных толщин на северном блоке можем только предполагать, также наличие нефти в северном блоке не подтверждается бурением. Исходя из этого, северный блок не учитывается в подсчете запасов. После геометризации залежи был получен куб коэффициента нефтенасыщенности, который отображает объем нефтеносности (рис. 1). После данного построения был произведен подсчет запасов моделируемого участка пласта Ю10 по следующей формуле (1):

Q = V × m × K_нн × K_пер × ρ, (1)

где V — объем нефтенасыщенных пород, тыс. м³; m — значение пористости, д. ед.; K_нн — среднее значение нефтенасыщенности, д. ед.; K_пер — пересчетный коэффициент по нефти, д. ед.; ρ — плотность нефти, кг/м³.

Рис. 1. Куб коэффициента нефтенасыщенности пласта Ю10

Результаты. Построены кубы литологии, пористости, коэффициенты нефтенасыщенности. Таким образом, подсчет запасов по полученным моделям составил 21 589 тысяч тонн. Детали приводятся в табл. 1. Данный подсчет запасов получился с учетом геометризации залежи.

Таблица 1. Подсчет запасов пласта Ю10

Выводы. В результате проделанной работы была проведена геометризация залежи моделируемого пласта. Воспроизведены основные трехмерные модели пласта Ю10 с учетом интерпретации данных ГИС. Произведен подсчет его запасов. Также программное обеспечение для геологического моделирования РН-ГЕОСИМ позволяет отобразить детальное строение территории, тем самым способно решать сложнейшие задачи в области трехмерного моделирования.

Sobre autores

Autor responsável pela correspondência
Email: larinonov@inbox.ru

студент, группа 107, факультет Института нефтегазовых технологий

Bibliografia

Arquivos suplementares

Arquivos suplementares

Ação

1. JATS XML

Baixar

2. Рис. 1. Куб коэффициента нефтенасыщенности пласта Ю10

Baixar (298KB)

Metadados