3.3 Порядок выполнения задания

1. Построить две карты h_эф.н.:

• только по замеренным значениям - h¹_эф.н.;

• по замеренным значениям и значениям нулей в ряде точек внешнего контура нефтеносности - h²_эф.н..

Для построения карты h²_эф.н. следует использовать два файла: файл с замерами и файл, в котором ряду точек внешнего контура присвоены значения нулей (или другой константе, например, 0,2).

Примечание. Для привлечения априорной информации при построении h_эф.н. необходимо создать файл, в котором ряде точек внешнего контура значения равны нулю. Для этого командой «Данные» из контекстного меню слоя «полилиний» создать новый столбец, в который занести требуемую константу. В данном случае достаточно занести только одно значение, т. к. этот файл содержит атрибутивные данные.

2. Вывести на экран одновременно обе оформленные карты h¹_эф.н. и h²_эф.н. Написать вывод, в котором отметить:

• чем принципиально отличаются исходные данные построенных карт h¹_эф.н и h²_эф.н.;

• какая из карт отвечает геологическим закономерностям об изменении эффективных нефтенасыщенных толщин и почему;

• перечислить свойства карты h_эф.н.

Примечание. При использовании формальных процедур интерполяции и аппроксимации в цифровых сеточных моделях могут появиться недопустимые значения, например, отрицательные значения в картах толщин. В картах толщин эти значения необходимо заменить на нулевые. Сделать это можно командой «Сетки/Операции над сетками», набрав формулу:

If(A<0,0,A) (3.1)

где А – сеточная модель.

3.4 Вопросы для самопроверки знаний по лабораторной работе №2

1. Какие алгоритмы построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин вы знаете?

2. Почему невозможно построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта только по значениям в скважинах?

3. Дайте определение понятия «априорная информация».

4. В чем отличие косвенной и априорной информации?

5. Приведите примеры использования косвенной информации.

6. Для каких целей и в каких случаях необходимо привлечение априорной информации при построении карты h_эф.н.?

7. Необходимо ли внесение априорной геологической информации в модель вариограммы?

8. Какие возможности имеются в пакете Isoline для привлечения априорной информации?

9. Как будут вести себя изопахиты эффективных нефтенасыщенных толщин в пределах внутреннего контура нефтеносности и между внутренним и внешним контурами нефтеносности?

10. Чему равны значения эффективных нефтенасыщенных толщин на внешнем контуре нефтеносности и за его пределами?

4. Задание 3 Построение карты эффективных толщин и карты песчанистости с использованием косвеНной

информации (данные о зоне литолого-фациального замещения)

4.1 Цель работы

Освоить методику моделирования карты эффективных толщин h_эф и карты песчанистости К_песч с использованием косвенной информации о закономерностях литологического и фациального строения пласта.

4.2. Основные теоретические положения

Коэффициент песчанистости используется для количественной оценки неоднородности и показывает соотношение коллекторских и неколлекторских пород в объеме пласта. Карта К_песч совместно с картой h_эф/ позволяет осуществлять геометризацию границ коллектор-неколлектор.

Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено выклиниванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими причинами. На стадии поисков, вид литологического замещения может быть установлен лишь в тех случаях, когда на залежи кроме непродуктивных есть хотя бы одна продуктивная скважина или при наличии какой-либо косвенной информации, например, сейсморазведочных данных.

В настоящее время геометризация пластов, подверженных литолого-фациальному замещению, представляется одной из наиболее сложных проблем. Это связано с тем, что замещение пластов может проявляться в различных формах. С одной стороны, литолого-фациальное замещение может происходить в пластах с неизменяющейся по площади общей толщиной (рис. 4.1а, 4.1в, 4.1г). С другой стороны, литолого-фациальное замещение может сопровождаться выклиниванием пласта, причем замещение непроницаемыми породами наступает значительно раньше, чем происходит выклинивание пласта или пропластка. При этом процесс замещения является постепенным по толщине, а изменение толщины коллектора подобно выклиниванию (рис. 4.1б). При резком литологическом замещении высокопродуктивные породы на очень коротком расстоянии, исчисляемом буквально метрами, могут смениться непроницаемыми (рис. 4.1в). При постепенном литологическом замещении высокопродуктивные породы замещаются низкопродуктивными, а те, в свою очередь - непроницаемыми. Естественно, эти переходы возможны в пластах и пропластках, как с неизменяющейся (рис.4.1г), так и с изменяющейся (рис.4.1д) толщиной.

На стадии поисков в связи с очень ограниченным объёмом данных при геометризации залежей можно использовать только модели а и б (рис. 4.1а и 4.1б). В обоих случаях граница замещения проводится через середину расстояния между продуктивной и непродуктивными скважинами.

- 1 - 2 - 3

Породы: 1 – высокопродуктивные; 2 – низкопродуктивные; 3 – непроницаемые

Рис. 4.1 Возможные схемы литолого-фациального замещения коллекторов

плохо проницаемыми и непроницаемыми породами

Особенности геометризации залежей, приуроченных к зонам выклинивания:

1. При геометризации залежей, приуроченных к зонам выклинивания коллектора, необходимо устанавливать природу выклинивания отложений, используя сведения о геологическом строении района и месторождения.

2. На ранней стадии изученности площади или месторождения линия выклинивания может быть определена на середине расстояния между скважинами, одна из которых вскрывает коллектор, другая попадает за его пределы. При детальном изучении и разработке месторождений карта модель залежи, в том числе и карта h_эф.н. заметно уточняется. Этот способ обуславливает значительные погрешности карты h_эф.н.

3. Если скважины фиксируют закономерное изменение толщины коллектора в сторону выклинивания, положение границы коллектор - неколлектор рассчитывается и строится по градиенту (скорости) изменения толщины. Этот метод определения линии выклинивания коллектора состоит в экстраполяции скорости изменения толщин пласта на участок вероятного распространения отложений. Граница распространения коллектора совпадает в этом случае с изолинией нулевой толщины. Градиент изменения толщины коллектора есть величина изменения толщины на заданном расстоянии, обычно на расстоянии между скважинами, в которых прослеживается это изменение. Иногда анализируется изменение толщин в пределах месторождения или целой территории.

4. Когда выклинивание отложений обусловлено трансгрессивным срезом или нарушением, положение линии выклинивания определяется пересечением поверхностей, ограничивающих пласт в кровле и подошве, с поверхностью трансгрессивного среза или нарушения.

5. Для комплекса сложно построенных отложений линия выклинивания представляет собой границу, составленную из проекций выклинивания пропластков, имеющих наибольшую площадь распространения в сторону выклинивания комплекса.

При построении карт эффективных толщин залежей, приуроченных к литологически изменчивым пластам необходимо выбрать тип границы литологического экранирования – выклинивание или замещение. От этого будет принципиально меняться поведение изопахит пласта на карте эффективных толщин в районе литологического экрана.

В случае выклинивания коллектора пласта, на линии глин задается нулевое значение эффективных толщин пласта, и изопахиты отрисовываются параллельно линии глинизации в соответствии с градиентом уменьшения толщин от значений эффективных толщин в скважине, в которой вскрыт продуктивный пласт до 0 на линии выклинивания (рис. 4.2).

В случае замещения коллектора пласта, критического значения на линии глин не задается и изопахиты «утыкаются» в линию глинизации (рис. 4.3).