3.3. Схематизация форм залежи при гидродинамических
расчетах показателей разработки
Нефтяные залежи не имеют в плане правильной геометриче-
ской формы. Сложная форма контуров залежи затрудняет выполне-
ние гидродинамических расчетов при проектировании разработки,
особенно на первом этапе проектирования.
36
Для упрощения задачи возможна аппроксимация (замена) ис-
тинной формы залежи такими формами или частями форм и их со-
четаниями, которые поддаются аналитическому расчету (прямо-
угольник, полоса, круг, сектор, кольцо). При этом необходимо со-
блюдать определенные правила: длина внешнего периметра приня-
той формы должна быть равна фактической длине контура нефте-
носности; должны выполняться равенство площадей нефтеносности
в пределах реального и расчетного контуров нефтеносности, равен-
ство запасов и количества скважин в реальной и схематизированной
залежах; запасы, приходящиеся на каждый ряд скважин в расчетной
схеме, должны быть равны фактическим запасам (рис. 3.4).
Рис. 3.4. Схематизация вытянутой формы залежи
Залежь с соотношением осей 1/3 ≤ а/в ≤ 1/2 следует заменить
при выполнении расчетов равновеликим по площади кольцом. Ряды
скважин на схеме размещаются по концентрическим окружностям.
При а/в ≈ 1 залежь можно схематично заменить равновеликим
по площади кругом (рис. 3.5).
Заливообразную залежь можно рассматривать как сектор кру-
говой залежи. В каждом отдельном случае необходимо выбрать
наиболее удобный и вместе с тем наименее искажающий способ
схематизации формы залежи.
37
Рис. 3.5. Схематизация круговой формы залежи
Для расчета показателей разработки создается цифровая трех-
мерная адресная геологическая модель (ГМ) месторождения, под
которой понимается представление продуктивных пластов и вме-
щающей их геологической среды в виде набора цифровых карт
(двухмерных сеток) или трехмерных цифровых кубов, характери-
зующих:
– пространственное положение в объеме горных пород коллекто-
ров и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
– пространственное положение стратиграфических границ про-
дуктивных пластов;
– пространственное положение литологических границ в пре-
делах пластов,
тектонических нарушений и амплитуд их смещений;
– идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек,
пропластков);
– средние значения в ячейках сетки геологических параметров,
позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;
– пространственное положение начальных и текущих флюид-
ных контактов;
– пространственные координаты устьев, забоев и пластопере-
сечений скважин.
Программный комплекс ГМ должен иметь информационную
связь с интегрированной базой данных для оперативного получения
38
сведений по вновь разбуренным скважинам, обеспечивать выпол-
нение необходимых вычислений, получение файлов, просмотр дан-
ных на экране, получение твердых копий.
Достарыңызбен бөлісу: |