5.3 Порядок выполнения задания

Отметим, что карта h^н_об для пластовых сводовых залежей строится по картам, построенным отдельно для чисто нефтяной (ЧНЗ) и для всей зоны нефтеносности (ЧНЗ + ВНЗ). Обозначим их соответственно: h_об^чнз и h_об^вся_. Отметим, что нижней границей залежи в ЧНЗ и ВНЗ являются разные поверхности (рис. 5.2): в ЧНЗ – структурная карта подошвы, а в ВНЗ – поверхность водонефтяного контакта. Окончательно карта общих толщин нефтенасыщенной части залежи получается по выражению:

h^н_{об =}h_об^вся-h_об^чнз. (5.2)

Схема возможного расположения чисто нефтяной и водонефтяной зон в плане для пластовой сводовой залежи показана на рис. 5.2.

В данной работе значения k_песч находятся по формуле (4.1).

Значение k_песч для формулы 5.1 находится двумя способами:

• как среднее арифметическое выборки, полученной по формуле 4.1,

• как цифровая сетка, построенная по значениям, вычисленным по формуле 4.1,

• цифровая сетка, построенная для случая резкого литолого - фациального замещения,

• цифровая сетка, построенная для случая выклинивания коллекторов.

Итак, схема алгоритма (порядок действий) такова:

1. Построить карту общих толщин h¹_об как разность карты ВНК и структурной карты кровли.

2. Так как карта h¹_об для рассматриваемой задачи актуальна только в контуре нефтеносности (рис. 5.2), надо удалить значения из цифровой сеточной модели за пределами внешнего контура нефтеносности. Т.к. в этой области значения h¹_об отрицательны, достичь этого можно формулой (3.1) в команде «Сетки/Операции над сетками», А – имя входной сетки. Полученная таким образом карта за внешним контуром нефтеносности содержит только нулевые значения, обозначим её h_об^вся.

Рис. 5.2 Схема расположения ЧНЗ и ВНЗ в плане

для пластовой сводовой залежи

3. Для получения карты h_об^чнз вначале следует вычислить карту h²_об как разность карт ВНК (в рассматриваемой модели залежи это горизонтальная плоскость, значит, она задаётся константой) и структурной карты подошвы.

4. Значения h²_об актуальны только в ЧНЗ, поэтому необходимо удалить значения из сеточной модели за внутренним контуром нефтеносности (рис. 5.2). Т.к. в этой области значения h²_об отрицательны, достичь этого можно формулой (3.1) в команде «Сетки/Операции над сетками». Полученная карта за внутренним контуром нефтеносности содержит только нулевые значения, обозначим её h_об^чнз.

5. Построить карту общих толщин нефтенасыщенной части пласта по формуле 5.2.

6. Вычислить значения kⁱ_песч, i=1,2,…,n по формуле (5.1). Выполняется это в окне «Данные». Затем найти среднее арифметическое значение k_песч командой «Данные/Колонка/Статистика» или в Excel.

7. Построить карту k_песч методом сплайн – аппроксимации с инвариантной моделью.

8. Построить четыре карты h_эф.н. по формуле (5.1), используя:

• k_песч как константу,

• k_песч как цифровую сетку, построенную по замерам (для случая отсутствия зон замещения),

• k_песч как цифровую сетку, построенную для случая зоны с резким литолого – фациальным замещением,

• k_песч как цифровую сетку, построенную для случая зоны с выклиниванием коллекторов.

9. Вывести на экран одновременно пять карты h_эф.н.: одну из задания 2 и четыре из задания 4 и написать вывод. В выводе:

• Описать алгоритм построения карт h_эф.н. по геометрии залежи;

• Сравнить карты h_эф.н., построенные разными алгоритмами. Найти различия между ними, объяснить причины этих различий и указать в каких геологических ситуациях, какую из карт необходимо использовать.