Моделирование пористости

Последнее сообщение
Anastazy 3 11
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?

Celebrity 1678 14
Июл 10 #1

ну во-первых начнем с того, чем эта пористость моделируется- стохастика аль детермистика.
в любом случае как вариант использовать дополнительные тренды.

TOTAL 315 11
Июл 10 #2

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 smile.gif
...попробуйте как вариант
+вертикальный тренд

Myp3uJIKA 237 14
Июл 10 #3

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.

Anastazy 3 11
Июл 10 #4

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?

FullChaos 875 14
Июл 10 #5

Волевым усилием измените значения пористости в водонасыщенной части на нужную величину. На запасы это не повлияет, а картина будет логичнее.

Celebrity 1678 14
Июл 10 #6
Цитата

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.

Anastazy 3 11
Июл 10 #7

в Petrophysical modeling

Rustem 37 13
Авг 11 #8

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 

Virgiz 135 10
Авг 11 #9

Anastazy пишет:
При трехмерном моделировании пористости когда низкие значения пористости в нефти и газе (16%) и высокие значения в воде (20-24%)

А почему так происходит, есть вменяемые объяснения?

Это в пределах одного горизонта?

Какая именно пористость?

Север 10 12
Окт 14 #10

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?

 

Go to top