Разработка технологии построения геологической модели нефтяных и газовых залежей средствами интегрированной системы ГЕММА и пакета динамической визуализации DV Скрипникова, Галина Валерьевна

Краткое описание

Скрипникова, Галина Валерьевна.
Разработка технологии построения геологической модели нефтяных и газовых залежей средствами интегрированной системы ГЕММА и пакета динамической визуализации DV : диссертация ... кандидата технических наук : 04.00.12. - Москва, 2000. - 170 с. : ил.
ОГЛАВЛЕНИЕ ДИССЕРТАЦИИкандидат технических наук Скрипникова, Галина Валерьевна
ВВЕДЕНИЕ.
1.НАЗНАЧЕНИЕ ИНТЕГРИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ГЕММА И ЕЕ КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ.
1.1. Краткий обзор существующих систем.
1.2. Структура системы ГЕММА.
2.0ПИСАНИЕ БАЗЫ ДАННЫХ ГЕММЫ.
2.1. Структура базы данных ГЕММЫ.
2.2. Средства ввода данных в базу.
2.2.1. Ввод таблиц.
2.2.2. Ввод кривых ГИС.
З.ОРГАНИЗАЦИЯ ОБРАБОТКИ В СИСТЕМЕ ГЕММА.
4.0ПИСАНИЕ ПРОЦЕССА ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ В СИСТЕМЕ ГЕММА.
4.1. Геологический анализ. Стратификация отложений.
4.1.1. Решаемые задачи.
4.1.2. Входные данные.
4.1.3. Технология и методы решения.
4.1.4. Выходные данные.
4.2. Обработка данных гидродинамических исследований скважин.
4.3. Петрофизический анализ.
4.3.1. Решаемые задачи.
4.3.2. Входные данные.
4.3.3. Технология и методы решения.
4.3.3.1. Изучение петрофизической неоднородности.
4.3.3.2. Поиск алгоритмов оценки параметров по данным ГИС.
4.3.3.3. Оценка абсолютных глубин контактов флюидов.
4.3.3.4. Поиск алгоритмов выделения нефтенасыщенных коллекторов, не входящих в расчет эффективных нефтенасыщенных толщин.
4.3.3.5. Реализация в ГЕММЕ алгоритмов обработки ГИС.
4.3.3.6. Мультискважинная обработка ГИС.
4.3.5. Выходные данные.
4.4. Уточнение геологической модели на основе анализа промысловых данных.
4.4.1. Решаемые задачи.
4.4.2.Входные данные.
4.4.3.Технология и методы решения.
4.4.4.Выходные данные.
4.5. Обобщение данных и построение геологической модели.
4.5.1. Решаемые задачи.
4.5.2. Входные данные.
4.5.3. Технология и методы решения.
4.5.4. Выходные данные.ИЗ
5.ВЫДАЧА ИТОГОВЫХ ДОКУМЕНТОВ.
5.1. Вывод таблиц.
5.2. Вывод карт.
6.ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГЕММЫ ДЛЯ РЕШЕНИЯ КОНКРЕТНЫХ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ЗАДАЧ.
6.1. Обоснование методики определения ФЕС и обработка данных ГИС верхнемеловых отложений Лемпинского месторождения.
6.1.1. Петрофизическое обоснование методик интерпретации.
6.1.2. Алгоритмы выделения коллекторов и оценки ФЕС пластов.
Список иллюстраций
Рис. 2.1. Схема структур данных по скважине: ГИС, инклинометрии, керна, описания разреза, результатов испытаний.
Рис. 2.2. Схема структур данных гидродинамических исследований скважин.
Рис. 2.3. Схема структур полевой и скважинной сейсморазведки.
Рис. 2.4. Схема структур промысловых данных.
Рис. 2.5. Схема структур - результатов интерпретации данных разных подсистем.
Рис. 2.6. Элементы интерфейса программы ввода таблиц с клавиатуры.
Рис. 2.7. Элементы интерфейса программы ввода таблиц из внешних файлов.
Рис. 2.8. Элементы интерфейса программы ввода кривых ГИС.
Рис. 3.1. Главное окно Монитора ГЕММЫ.
Рис. 3.2. Блок-схема ГЕММА-директории пользователя.
Рис. 3.3. Блок-схема системной директории ГЕММЫ.
Рис. 4.1. Схема выделения литотипов (ЛТ).
Рис. 4.2 Схема выделения элементарных циклитов (ЭЦ) низшего ранга.
Рис. 4.3. Схема детального лито- и циклостратиграфического расчленения разреза скважины.
Рис. 4.4. Схема перехода от стратифицированного разреза к фациальному районированию.
Рис. 4.5. Схема структур описания слоя керна в интервале долбления.
Рис. 4.6. Пример привязки литологической колонки к данным ГИС средствами ОУ вео; а до увязки, б - после увязки.
Рис. 4.7. Триангуляционная схема и результат корреляции пары скважин.
Рис. 4.8. Корреляционная схема вдоль профиля.
Рис. 4.9. Пример обработки КВД фонтанирующей скважины.
Рис. 4.10. Примеры различных гистограмм.
Рис. 4.11. Окно программы построения кросс-плотов.
Рис. 4.12. Схема вариаций ВНК.
Рис. 4.13. Оценка положения ВНК по результатам испытаний скважин в пакете ОУ.
Рис. 4.14. Оценка положения ВНК по результатам интерпретации каротажа в пакете БУ.
Рис. 4.15. Окно ГЕММЫ для создания и визуализации планшета.
Рис. 4.16. Блок-схема процесса обработки геолого-промысловых данных.
Рис. 4.17. Поисковая сетка прослушивания скважин.
Рис. 5.1. Элементы интерфейса программы вывода таблиц для создания выходной формы с результатами подсчета запасов.
Таблица 6.1. Число исследованных образцов керна из продуктивных пластов Лемпинского месторождения.
Таблица 6. 2. Представительность исследованного керна из продуктивных пластов
Лемпинского месторождения, п - число образцов, Ь - общая мощность пласта.
Таблица 6. 3. Результаты статистической обработки анализов керна продуктивных пластов
АСю-и и БС4.8 Лемпинского месторождения.
Рис. 6.1. Зависимость остаточной водонасыщенности Кво от коэффициента пористости Кп по результатам анализов керна Лемпинского месторождения, а) пласты АС10-п; б) пласты БС4.8.
Рис. 6.2. Зависимость коэффициента проницаемости Кпр от остаточной водонасыщенности Кво по результатам анализов керна Лемпинского месторождения, а) пласты АСю-п; б) пласты БС4.8.
Рис. 6.3. Зависимость коэффициента проницаемости Кпр от коэффициента пористости Кп по результатам анализов керна Лемпинского месторождения, а) пласты АСю-1ь б) пласты
БС4.8.
Рис. 6.4. Зависимость коэффициента проницаемости Кпр от коэффициента эффективной пористости Кп,эф по результатам анализов керна Лемпинского месторождения, а) пласты АС10.1ь б) пласты БС4.8.
Рис. 6.5. Зависимость коэффициента пористости Кп от содержания карбонатной фракции Скарб по результатам анализов керна Лемпинского месторождения, а) пласты АСю-п; б) пласты БС4.8.
Рис. 6.6. Зависимость коэффициента проницаемости Кпр от содержания карбонатной фракции Скарб по результатам анализов керна Лемпинского месторождения.а) пласты
АСю-п; б) пласты БС4.8.
Рис. 6.7. Зависимость апс= f(K„) для оценки коэффициента пористости в продуктивных пластах АСю-п и БС4.8 Лемпинского месторождения.:.
Рис. 6.8. Зависимость апс= f(Knp) для оценки коэффициента проницаемости в продуктивных пластах АСю-п и БС48 Лемпинского месторождения.
Таблица 6. 4. Алгоритмы определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов АСю-п, БС4.8 Лемпинского месторождения.
Таблица 6.5. Оценка граничных знамений коэффициента водонасыщенности по данным капилляриметрии.
Таблица 6. 6. Среднестатистические отметки ВНК по залежам Лемпинского месторождения по результатам опробований разведочных скважин.
Рис.6.9. Определение положения водонефтяного контакта в продуктивном пласте БСб
Лемпинского месторождения.
Рис. 6.10. Номограмма для оценки характера насыщения коллекторов в пластах АС и БС
Лемпинского месторождения.
Рис. 6.11. Номограмма изменения коэффициента водонасыщенности Кв в зависимости от коэффициента пористости пласта и его положения относительно ВНК.
Рис. 6.12. а - Распределение коэффициента пористости К„, опредеделенного по ГИС, по эффективным мощностям; б - распределение KniKepocm„ измеренного на керновых данных пластов АС Лемпинского месторождения.
Рис. 6.13. Структурная карта по кровле коллектора пласта АСц(2).
Рис. 6.14. Карта эффективной толщины пласта АСщг).
Рис. 6.15. Карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта АСц(2).
Рис. 6.16. Карта коэффициента пористости пласта АС11(2).
Рис. 6.17. Элементы интерфейса при построениия карты коэффициента проницаемости методом Cokriging.
Рис. 6.18. Карта коэффициента проницаемости пласта АСщ2).
Рис. 6.19. Карта коэффициента нефтенасыщенности пласта АСщг).
Рис. 6.20. Распределение эффективной пористости Кп, эф в пределах выделенных классов (а
- 1 класс, 6-2 класс, в - 3 класс).
Рис. 6.21. Карта прогноза зон разной продуктивности на Лемпинской площади.
Рис. 6.22. Карта прогноза зон разной продуктивности на Приразломной площади.
Рис. 6.23 Схема корреляций с элементами непроводящих границ на полигонном участке
Покамасовского месторождения пласт Ю 1(1).
Рис. 6.24. Схема расположения нарушений на полигонном участке Покамасовского месторождения, пласт Ю 1(1).
Рис. 6.25. Схема зональности времени запаздывания сигнала на полигонном участке
Покамасовского месторождения, пласт Ю 1(1).