Схематизация форм залежи при гидродинамических

 
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. 

жүктеу/скачать 2,71 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: