4. Формы представления результатов

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.

Результаты расчетов фильтрационных программ формируются и хранятся в виде таблиц, графиков, полей дискретных параметров и в изолиниях на заданные моменты времени:

1. 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.
2. Распределение давлений.
3. Распределение насыщенностей.
4. Рекомендации по геолого - технологическим мероприятиям.
5. 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:

1. Текущая добыча воды, нефти, газа по скважинам, группам скважин, по месторождению.
2. Накопленная добыча воды, нефти, газа по скважинам, группам скважин, по месторождению.
3. Текущая закачка воды или газа по месторождению.
4. Накопленная закачка воды или газа по месторождению.
5. Коэффициент нефтеотдачи.
6. Водонефтяной фактор.
7. Обводненность.
8. Распределение насыщенностей (воды, нефти, газа) по пластам и профилям в виде массивов и карт.
9. 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:

1. Таблица 3.7, а также таблицы 3.1 - 3.6 и 3.8.
2. Данные для экономического обоснования.
3. Карты насыщенностей и давления.
4. Карты и графики разработки.
5. Карты остаточных запасов.
6. 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.

...Раздел 3. Назад. | Содержание | Заключение. Далее...