Июл 10
При трехмерном моделировании пористости когда низкие значения пористости в нефти и газе (16%) и высокие значения в воде (20-24%) при паралельной кровле и подошве нарезки пласта происходит протягивание высоких значений пористости из воды в нефтенасыщенную часть и соотвественно в межскважинном пространстве увеличение эффективного порового объема. что приводит к увеличению запасов. это месторождение восточной сибири. как бороться с этим?
Опубликовано
29 Июл 2010
Активность
10
ответов
5199
просмотров
8
участников
0
Рейтинг
Контекст
IRAP RMS x77
ну во-первых начнем с того, чем эта пористость моделируется- стохастика аль детермистика.
в любом случае как вариант использовать дополнительные тренды.
может имеет смысл замоделировать пористость отдельно в нефтяной зоне задав граничное (16% или сколько оно у вас там), если вылезут значения выше граничного, то отфильтровать их и тупо в калькуляторе придать значения мах пористости
...попробуйте как вариант
+вертикальный тренд
Вот она - проблема подгона под старые "защищенные" документы. Там посчитали на коленке, запасы по каротажкам, а мы щас в 3д моделировании получим то же самое, те же запасы, тока уже честно распространяя свойства.
Абсурд. Никогда такого не будет, если только коллектор не параллелепипед.
Мало скважин - ставьте ранги так, чтобы в нефтИ преобладала нужная пористость. Либо это надо контролировать какими то фиктивными скважинами. Либо тренды. Но это уже хана начальному распределению пористости.
спасибо за ответы, попробую ваши варианты. Но вот с фиктивными скважинами я уже пробовала. Но если говорить более конкретно, в газонасыщенной части пористость по скважинам 16%, а в нефтенасыщенной 12%. так вот когда в фиктивной части в нефтенасыщенной части ставлю 12%, то потом портиться газонасыщенная (идет уменьшение). Была мысль построить карты пористости отдельно для газа нефти и воды и подставвить в качестве тренда, только как это осуществить технически IRAP RMS?
Волевым усилием измените значения пористости в водонасыщенной части на нужную величину. На запасы это не повлияет, а картина будет логичнее.
Была мысль построить карты пористости отдельно для газа нефти и воды и подставвить в качестве тренда, только как это осуществить технически IRAP RMS?
опять же как ты хочешь моделировать?? через parameter interpolation или Petrophysical modeling????
В первом варианте использование тока 3д трендов, во втором можно и одномерные и двумерные.
в Petrophysical modeling
Как подогнать куб пористости в Irap RMS под гистограмму распределения по скважинам и под ГСР по скважинам? Может кто-то сталкивался с подобной задачей? Задача усложняется еще и тем что в модели несколько залежей. По каждой залежи заказчик требует
подогнать куб пористости под гистограмму и ГСР
А почему так происходит, есть вменяемые объяснения?
Это в пределах одного горизонта?
Какая именно пористость?
Здравствуйте!
У меня похожая проблема. Есть газовое месторождение с нефтяной оторочкой. И четыре типа категории запасов (С1 и С2 соответственно по газу и по нефти). На трех площадях портовый об'ем сошелся, а по категории С2 в нефти завышен, с подсчетом запасов расхождение 5,8 %. Как можно занизить эту пористость?