Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора
Информация - География
Другие материалы по предмету География
»енных литотипов разреза, каждой геологической ячейки в зависимости от прогнозируемого типа слоистости (упорядоченная или хаотичная) могут быть назначены векторы анизотропии проницаемости.
Основой петрофизической модели является модель распределения классов коллектора (см. рис. 3, К), которая для каждой ячейки позволяет, с одной стороны, определить гидродинамические |аметры (капиллярные кривые, фазовые проницаемости), свойственные данному классу (см. рис. 2, В, Е), а с другой, -скорректировать проницаемость на основе значений пористости в ячейке (см. рис. 3, -0 и существующих зависимостей пористости и проницаемости от класса коллектора (см. рис. 2, Г).
Построенная геологическая модель позволяет решить вопросы корректировки гидродинамической модели по проницаемости в результате изменения значения класса коллектора ячейки при постоянной пористости (см. рис. 2, Г). При этом без изменения величины балансовых запасов углеводородов залежи можно при новых значениях проницаемости и гидродинамических параметров более объективно адаптировать результаты разработки к расчетным на модели данным.
Применение методики позволяет формализовать процесс адекватного отображения литолого-фациальных особенностей геологического объекта в цифровой модели. С учетом этого строятся карты пористости и проницаемости, рассчитываются гидравлические единицы потока. Реализуемый подход дает возможность построить корректную гидродинамическую модель, позволяющую обеспечить эффективную разработку месторождения с достижением максимальных коэффициентов охвата и нефтеотдачи. Методика была реализована при выполнении работы Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения и применяется слушателями, обучающимися в Томском политехническом университете по международным магистерским программам университета Heriot-Watt.
Список литературы
1. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. - М: Недра, 1973. - 200 с.
2. Enhanced Reservoir Description: Using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeability in uncored intervals wells, J.О Amaefule, M. Altunbay, D Tiab etc//SPE 26436, presented at 68th Ann. Tech. Conf. And Exhibit., Houston, Tx. -1993.
3. Ebanks W.J. The Flow Unit Concept - An Integrated Approach to Reservoir Description for Engineering Projects, Proc, AAPG Annual Convention. - 1987.
4. Kolodzie S. Jr. Analysis of Pore Throat Size and Use of Waxman-Smits Equation to Determine OOIP in Spindle Field, Colorado: SPE 9382 presented at 55th SPE Annual Fall Technology Conference.
5. Djebbar Tiab and Erie С Donoldson. Petrophysics. Houston, 1999. - P. 94-102.
6. Jude 0. Amaefule fnd Mehmet Fltunbay, Core Laboratories; Djebbar Tiab, U. of Oklahoma; David G. Kersey end Dare K. Keelan, Core Laboratories "Enhanced Reservoir Dis-cription: Using Core and Log Data To Identify (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells" SPE 26436. - P. 205-220.
7. Global Hydraulic Elements: Elementary Petrophysics for Reduced Reservoir Model-ling/P.W.M. Corbett, Y. Ellabad, K. Mohammed, A. Posysoev/VEAGE 65-th Conference & Exhbition - Stavanger, Norway. -2-5 June 2003. - Z-99.
8. Новые подходы к описанию пластов на сибирских нефтяных месторождениях (на примере Крапивинского и Малобалык-ского месторождений) П. Корбетт, А. Дятлов, Т. Кулагина и др.//Материалы международной научно-практической конференции Интенсификация добычи нефти. - Томск: ТомскНИПИнефть, 2004.-100 с.
Журнал Нефтяное хозяйство № 5, 2006