Изначально вопрос был нужны ли cut-off в гидродинамической модели, но интересно было бы узнать кто как вообще определяет cut-off-ы для запасов, для гидродинамики и т.д.

Мое мнение по поводу cut-off в гидродинамической модели - они не нужны там, все должно быть учтено при апскейлинге. А оставлять кучу ячеек с неподвижной (малоподвижной) нефтью или водой - зря тратить ресурсы компьютера.

а как учесть катофф при апскейлинге?

Guzel пишет:

вопрос новый такой. что вы думает о кат-офах по пористости для гидродинамических моделей?

есть точка зрения, и довольно распространенная, что они не нужны, вернее, вредны, так как ячейки с низкой проницаемостью, в которых флюид пусть даже и неподвижен - все равно влияют на энергетику модели, на динамику давления

лично мне кажется, что это все 1) слишком усложняет жизнь 2) влияние этого объема низкопористой, но насыщенной водой породы на давление как-то проще сымитировать, подрегулировав сжимаемость, которую все равно никто никогда не знает... или я чего-то не понимаю

может, есть еще какие-то причины гонения на cut-offы?

Надо быть очень внимательным при применении таких cut-off в гидродинамической модели. Особенно хорошо я думаю эту тему могут раскрыть товарищи работавшие в совместном центре Роснефти и Шлюмберже с экспатом с русской фамилией, который, кстати насколько я знаю сейчас консультирует Салым Петролеум Девелопмент. Так вот, отключив ячейки с очень низкой пористостью и\или высоким значение NTG мы практически не изменим запасы, но при этом может оказаться так что мы изолируем какие-то пропластки, например по каротажу мы можем иметь коррелируемый высокопроницаемый пропласток, потом практически полностью заглинизированный пропласток и потом водоносный слой. Построив геологическую, а затем гидродинамическую модель мы можем прийти к ситуации когда нефтеносный пропласток будет изолирован от водоносного, в то время как в реальности они сообщаются.
Например, было месторождение, где по истории скважина обводнялась в первый месяц, в модели такого добиться было сложно, поскольку по геологической модели нефтеносный пласт был практически отделен от водоносного и только краевая вода могла прийти в добывающую скважину (расстояние до краевой воды немного больше 1 км), но стоило установить проницаемость в одной из отключенных ячеек хотя бы 0.01 мД (в то время как средняя проницаемость 100 мД) и мы получали прорыв воды в первый месяц.

Sergey.Farin пишет:

Надо быть очень внимательным при применении таких cut-off в гидродинамической модели. Особенно хорошо я думаю эту тему могут раскрыть товарищи работавшие в совместном центре Роснефти и Шлюмберже с экспатом с русской фамилией, который, кстати насколько я знаю сейчас консультирует Салым Петролеум Девелопмент. Так вот, отключив ячейки с очень низкой пористостью и\или высоким значение NTG мы практически не изменим запасы, но при этом может оказаться так что мы изолируем какие-то пропластки, например по каротажу мы можем иметь коррелируемый высокопроницаемый пропласток, потом практически полностью заглинизированный пропласток и потом водоносный слой. Построив геологическую, а затем гидродинамическую модель мы можем прийти к ситуации когда нефтеносный пропласток будет изолирован от водоносного, в то время как в реальности они сообщаются.
Например, было месторождение, где по истории скважина обводнялась в первый месяц, в модели такого добиться было сложно, поскольку по геологической модели нефтеносный пласт был практически отделен от водоносного и только краевая вода могла прийти в добывающую скважину (расстояние до краевой воды немного больше 1 км), но стоило установить проницаемость в одной из отключенных ячеек хотя бы 0.01 мД (в то время как средняя проницаемость 100 мД) и мы получали прорыв воды в первый месяц.

Могу привести примеры где cut-offs помогают для достижения адаптации

Сергей, а ты тоже экспат или нет пока