ОСНОВЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ИНФОРМАЦИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ

керн
2. испытания
при вторичном вскрытии пласта
(отбор глубинных проб на

разных режимах)

Косвенные методы исследования :
1. Геофизические исследования скважин (ГИС)
2. Гидродинамические методы

гравиразведки, магниторазведки,
ВСП, АК, СК (скважинная сейсмика)
структурные построения (каркас), учёт

тектонических разломов, увязка отражающих горизонтов (ОГ) с данными скважин, корреляция, сейсмофации,
прогноз общих толщин и зон коллекторов

Данные скважин: прямые-керн, испытания; косвенные ГИС

скважин, альтитуда, удлинение, инклинометрия, пластопересечения, маркеры, глубина забоя;
2 значение

картируемого параметров (данные ГИС, заключения РИГИС;
3 априорная информация (сетки сейсмических отражающих горизонтов ОГ);
4 полигоны лицензии, межфлюидные контакты (ГНК, ГВК, ВНК), тектонические нарушений,
5 зон замещения и выклинивания, зоны насыщения (ЧНЗ и ВНЗ), категорий запасов.

и удлинение скважины, глубина забоя
данные инклинометрии с результатами расчетов траектории

скважин, пластопересечения;
исходные и отредактированные кривые ГИС и их интерпретация (РИГИС) в LAS формате;
результаты интерпретации данных сейсморазведки;
уравнение петрофизических зависимостей для всех продуктивных объектов;
схемы обоснования положения флюидных контактов;
свойства флюидов;
полигоны лицензии, ВНК, нарушений, ЧНЗ и ВНЗ, зон замещения и выклинивания, категорий запасов.
Расчёт параметров сеток

исследований
от макроуровня до нано уровня
В опорных скважинах отбор керна 50-100%

от глубины скважины

В параметрических скважинах отбор керна 20% от глубины скважины
В поисковых скважинах
отбор керна 12 % от глубины скважины

микроуровень

вещественный состав
гранулометрический состав,
Параметры:
пористости,
проницаемости,
нефте- газонасыщенности,
остаточной водонасыщенности,
карбонатности
В исследуемые параметры вводиться поправочный коэффициент (В.М.Добрынин) для учёта пластовых условий)
Неопределённость петрофизических исследований

Классификация песчаников по В.Д. Шутову

Наноуровень – шлифы
Фациальная модель
(учёт условий осадконакопления)

шлиф песчаника мелкозернистого с цеолитом в цементе

Куб литологии

мкм.
Увеличение 1000×. Величина маркера 10 мкм.

кабеле (пробоотборник)
на трубах
Испытания в скважине при вторичном вскрытии пласта -
испытания

в эксплуатационной колоне
наиболее информативны глубинные пробы флюидов, отобранные на различных режимах работы скважины,
пробы на устье скважины менее информативны

ГИС
(ЯМК, определение пропластков коллекторов,
их фильтрационно-емкостные характеристики, насыщение),
гидродинамические

исследования ГДИ (определение фильтрационных параметров)

масштабе 1:10000
2 ОБЩАЯ
по всему разрезу скважин
в большом масштабе

1:1000
3 ДЕТАЛЬНАЯ
отдельные пласты в масштабе
1:500 1:200

ФЕС.
Структурный каркас

юры

модель
структура,
прогноз ФЕС, сейсмофациаль-ная модель
Данные макронеоднородности по ГИС
кровля, подошва пласта,
общая

толщина
эффективная толщиа,
эффективная продуктивная толщина, песчанистость, расчленённость, неоднородность

Данные микронеоднородности по керну и ГИС, ГДИ, пористость, проницаемость, нефте- газонасыщен-
ность, вещественный состав, литолого-фациальные характеристики

Данные испытаний
дебиты флюидов, геохимические характеристики флюидов,
пластовые параметры

подошве пласта;
2. Структурные карты по кровле и подошве коллектора

пласта;
3. Карта общих толщин;
4. Карта коэффициента песчанистости
5. Карта эффективных толщин;
6. Карта межфлюидных контактов (ГВК. ГНК, ВНК)
5. Карта эффективных нефте-, газонасыщенных толщин.

скважин.
- не учитывает геологические закономерности совместного поведения

поверхностей;
- не возможен контроль качества проведенных построений.

2. Построение с использованием трендовых сейсмических поверхностей,
с последующим контролем результата через карты толщин.
- учитывает геологические закономерности совместного поведения
поверхностей;
- контроль проведенных построений.

скважинным данным
с учетом трендовой поверхности по ближайшему сейсмическому
отражающему

горизонту.
построение всех остальных структурных поверхностей производится методом схождения от поверхности стратиграфической кровли пласта,
с последующей подсадкой на скважинные отбивки.

стратиграфическая кровля пласта → кровля коллектора пласта →
подошва коллектора пласта → стратиграфическая подошва пласта

нет пересечения структурных поверхностей в межскважинном пространстве

за нижнюю границу залежи принимают водонефтяной (газоводяной) контакт, являющийся границей,

ниже которой при опробовании
получают однофазный приток воды, а выше – приток нефти с водой.

Для определения положения флюидальных контактов в разрезе скважин используют:
прямую информацию о нефтегазонасыщенности разреза, получаемую в процессе проводки скважин (прямые определения на керне);
прямую информацию, получаемую при испытании пластов в эксплуатационной колоне;
результаты измерения пластового давления в открытом стволе;
результаты интерпретации данных ГИС.
Для обоснования положения флюидального контакта строится схема обоснования флюидальных контактов.
Типы флюидальных контактов:
горизонтальный;
наклонный.

отметок в отдельных точках залежи не превышает удвоенную среднеквадратичную погрешность

его определения в этих точках.

Если поверхность флюидального контакта наклонная, то строится карта поверхности контакта ВНК (ГВК, ГНК).
Для построения карты поверхности контакта проводят интерполяцию определений контакта в скважинах.
Восстановление поверхности наклонного контакта возможно по трем скважинам. Для пластовых залежей – это скважины межконтурной зоны, для массивных залежей – сводовые скважины.

Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности представляют собой линию пересечения поверхности контакта с поверхностью кровли и подошвы пласта-коллектора.

При горизонтальном положении флюидальных контактов контура нефтегазоносности параллельны изогипсам кровли/подошвы пласта.
При наклонном положении флюидальных контактов контура нефтегазоносности секут изогипсы кровли/подошвы пласта.