4. Формы представления результатов
4.1. Выходные данные - результаты построения геологических моделей
Результаты построения геологических моделей представляются в следующем виде: в текстовой форме - в соответствующих разделах отчета по созданию ПДГТМ, в электронной форме - на магнитных носителях либо в компьютере в составе базы данных. В электронной форме должны храниться:
- - результаты обработки данных сейсморазведки - временные и глубинные разрезы (кубы);
- - результаты интерпретации данных сейсморазведки - разрезы (кубы) ПАК, амплитуд, фаз, мгновенных частот, сеточные карты изохрон, глубин, скоростей, динамических параметров, координаты нарушений, выклинивания и замещения пластов;
- - результирующие кубы объемных сеток всех параметров модели по всем промоделированным пластам - структурных, литологических, фильтрационно - емкостных насыщенностей;
- - результирующие сетки линейных запасов по каждому из объектов подсчета;
- - пространственное положение пробуренных скважин;
- - результаты обработки и интерпретации ГИС в попластовой или поточечной форме;
- - результаты определений, анализа и обобщения исследований кернов и проб пластовых флюидов;
- - результаты обработки и интерпретации методов разведочной геофизики и дистанционных методов;
- - результаты перфорации и испытаний пластов, включая данные ГДИ;
- - результаты построения геологических моделей - используемые граничные значения, зависимости «керн - керн», «керн - ГИС», «ГИС - ГИС», «ГИС - сейсморазведка»;
- - двухмерные и трехмерные сетки геологических параметров по всем моделируемым пластам;
- - результаты подсчета запасов углеводородов.
4.2. Выходные данные - результаты расчетов программ фильтрации
Результаты расчетов фильтрационных программ формируются и хранятся в виде таблиц, графиков, полей дискретных параметров и в изолиниях на заданные моменты времени:
- Технологические показатели разработки (в целом по месторождению, по группе скважин, для каждой скважины):
- - дебит нефти, газа, воды;
- - обводненность, водонефтяной, газонефтяной фактор;
- - накопленная добыча нефти, газа, воды;
- - коэффициент нефтеизвлечения;
- - остаточные запасы.
- Распределение давлений.
- Распределение насыщенностей.
- Рекомендации по геолого - технологическим мероприятиям.
- Уточнение геологической модели.
При выдаче результатов рекомендуется обеспечивать:
- - возможность визуализации 2D и 3D гидродинамических и геологических полей;
- - интерактивное редактирование полей;
- - возможность визуализации на полях скважин как горизонтальных, так и вертикальных;
- - послойный просмотр моделей, просмотр разрезов, выдача двухмерных изображений;
- - анимационный просмотр динамики разработки.
С заданным временным интервалом сохраняются следующие показатели разработки:
- Текущая добыча воды, нефти, газа по скважинам, группам скважин, по месторождению.
- Накопленная добыча воды, нефти, газа по скважинам, группам скважин, по месторождению.
- Текущая закачка воды или газа по месторождению.
- Накопленная закачка воды или газа по месторождению.
- Коэффициент нефтеотдачи.
- Водонефтяной фактор.
- Обводненность.
- Распределение насыщенностей (воды, нефти, газа) по пластам и профилям в виде массивов и карт.
- Распределение давления по пластам и профилям в виде массивов и карт.
Все показатели могут быть выданы в виде карт, таблиц или графиков.
Выходная информация представляется в следующем виде:
- Данные для экономического обоснования.
- Карты насыщенностей и давления.
- Карты и графики разработки.
- Карты остаточных запасов.
- План проведения ГТМ и других мероприятий по управлению процессом разработки.
Поскольку основной задачей создания ПДГТМ является уточнение запасов углеводородов, оценка эффективности выработки запасов и принятие решений по увеличению нефтегазоотдачи пластов, основным конечным материалом должны быть карты удельных запасов на различные даты разработки месторождений. Сопоставление их по времени дает полную картину выработки запасов по площади и разрезу.