Краткая информация
 Скачать 1.61 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра «Геологии и разведки НГМ» ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1 по дисциплине «Основы геологического моделирования» «Создание геологической модели месторождения «Учебное» с помощью программного пакета RMS» Выполнил: ст. гр. БГЛ-19-01 Каюмова А.К. Фатихова Л.И. Проверил: доцент Чудинова Д.Ю. Уфа 2022 Цель: построить двухмерную модель учебного месторождения. Научиться пользоваться программным комплексом ROXAR RMS. Загрузить данные по скважинам, данные сейсмики, и пластопересечений, научиться строить двухмерные карты различных параметров пластов, подготовить базу для создания 3-х мерной модели. Краткая информация об строении Самодурского месторождения: В региональном тектоническом отношении Самодурское месторождение расположено в крайней восточной части Большекинельского вала в пределах южного борта древней Серноводско-Абдулинской впадины (авлакогена) и приурочено к одному из поднятий, которые осложняют ступенеобразно погружающиеся структурные террасы вала. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения бавлинской серии, среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Нас интересуют карбонатные породы турнейского яруса нижнего карбона. В верхней части яруса во всех скважинах прослеживается продуктивный пласт В1, который покрывается аргиллитами и глинами бобриковского горизонта. Пласт представлен чередованием пористых проницаемых известняков с плотными заглинизированными разностями. Микроструктура известняков сгустковато-комковатая, органогенно- водорослевая, органогенно-обломочная, реже органогенно-детритовая. Залежь пласта В1 турнейского яруса относится к массивному типу, абсолютная глубина залегания пласта от -1510 до -1810 м. Общая вскрытая толщина пласта в пределах поднятия изменяется от 70 до 90 м. Количество проницаемых пропластков колеблется от 5 до 30, их толщина – от 0,4 до 29,4 м. Толщина плотных разностей, разделяющих проницаемые прослои, колеблется от 0,4 м до 21 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2.2 до 32.3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,50, расчлененности – 15,9. Максимальная вскрытая толщина пласта около 90 м. Средняя толщина отложений турнейского яруса – 175 м. Ход работы: Определить структуру проекта. Исходный объект состоит из 2 пластов, соответственно, имеются значения кровли первого пласта В1, его подошвы или кровли пласта В2 и подошвы пласта В2. Импорт данных в проект. Для начала необходимо загрузить данные сейсмики. Получаем структурные поверхности пластов (Рис.1).  Рис.1 Структурная поверхность кровли пласта В2 Далее загружаем скважинные данные, то есть данные ГИС и РИГИС. Также загружаем координаты устьев скважин и инклинометрию. В итоге получаем карту расположения скважин их устья и забоя, траектории бурения (Рис.2).  Рис.2 Расположение скважин и их траектория Произведем проверку корректности загруженных данных инклинометрии, открыв статистику данных по скважине. Дальше производим импорт в проект стратиграфических отбивок (Well picks) для горизонтов. По этим данным создаем схему корреляции. Построение структурной модели залежи. Посмотрим сейсмическую поверхность кровли пласта В2 (Рис.3).  Рис.3 Сейсмическая поверхность кровли пласта В2 Поскольку структурная карта по кровле пласта B2 построена только по точкам 3D сейсмики, следующей операцией необходимо оценить невязку между 2D поверхностью и стратиграфическими отбивками (well picks) по данному горизонту, и при необходимости скорректировать структурную карту. Производим корректировку сейсмической поверхности (Рис.4).  Рис.4 Откорректированная сейсмическая поверхность кровли пласта В2 Дальше производим расчет стратиграфических отбивок (Well picks) для изохор. В результате выполнения данной задачи будут определены пласты, для которых далее будут рассчитаны общие толщины и остальные атрибуты. Строим карты общих толщин для обоих пластов, а после общую модель двух горизонтов (Рис.5).  Рис.5 Структурная модель двух горизонтов Дальше создаем поверхность ВНК (Рис.6) и по ней определяем положение внешнего контура нефтеносности (Рис.7).  Рис.6 Поверхность ВНК  Рис.7 Положение контура нефтеностности Дальше производим построение карты эффективных толщин (Рис.8).  Рис. 8 Карта эффективных толщин Строим карту эффективных нефтенасыщенных толщин (Рис.9). Исходными данными для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин кроме скважинных значений является внешний контур нефтеносности (массивная залежь) со значением нуль. Карту эффективных нефтенасыщенных толщин также можно построить с помощью функциональности панели Property mapping, которую можно вызвать в списке операций контейнера Horizons, в секции Mapping.  Рис.9 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин Дальше производим построение карты средней пористости (Рис.10). Карта средней пористости строится также с помощью функциональности панели Property mapping, которую можно вызвать в списке операций контейнера Horizons, в секции Mapping.  Рис 10. Карта средней пористости Производим построение карты средней нефтенасыщенности (Рис.11).  Рис.11 Карта нефтенасыщенности Производим построение средней водонасыщенности (Рис.12). Данную карту строим путем вычитания из единицы карты нефтенасыщенности.  Рис.12 Карта водонасыщенности Строим карту песчанистости путем деления карты эффективных толщин на карту общей толщины (Рис.13).  Рис.13 Карта песчанистости Дальше выполняем подсчет запасов объемным методом результат приведен на рисунке (Рис.14). Расчет ведем по формуле: Q = Vэфф.геом * Kп * Кнн *θ *ρ  Рис.14 Результаты подсчета запасов Вывод: научились загружать данные в программный комплекс Roxar RMS. Смогли построить двухмерную модель учебного месторождения. Получили основные навыки и знания по работе с 2д моделями. Построили карты основных параметров пластов, их структурного каркаса. Подготовили материал для построения 3Д модели. |