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:
Рис.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.
Рис.7 Отображение геологической неоднородности при 3 D моделировании.
Рис.8.1, 2, 3, 4
Рис. 9 Отображение распределения параметра пористости в RMS (Reservoir Modeling System) Roxar, программном комплексе
Рис.10 Отображение распределения параметра проницаемости в RMS (Reservoir Modeling System) Roxar, программном комплексе