РД 153-39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений

2. ПОРЯДОК СОЗДАНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

2.1. Основой современных технологий оптимизации разработки месторождений является постоянно действующая геолого-технологическая модель. Для построения таких моделей требуются цифровые базы данных, программно-технические и методические средства.

2.2. Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация:

- результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.;

- результаты региональных геолого-геофизических исследований, освещающие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности;

- данные 3D- или детализационной 2D-сейсморазведки;

- данные ВСП, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;

- измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, ФЕС, гранулометрии для основных классов пород;

- результаты интерпретации данных дистанционных методов;

- результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;

- данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин;

- исходные кривые ГИС, результаты их обработки и интерпретации;

- данные инклинометрии скважин;

- данные контроля за разработкой (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, АКШ, ИННК, С/О);

- данные испытаний скважин;

- сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации, измерениях пластовых давлений;

- сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод;

- результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин;

- сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей и опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии. На новых месторождениях получение перечисленных данных должно быть предусмотрено в проектах поиска, разведки и доразведки. На уже разрабатываемых месторождениях в первую очередь должны быть реализованы программы уточнения инклинометрии действующих скважин и обеспечения замеров дебитов, забойных и пластовых давлений в скважинах высокоточными приборами.

2.3. При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

- оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;

- оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;

- исследования кернов и проб пластовых флюидов;

- детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;

- уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;

- построение схем обоснования флюидных контактов;

- геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;

- палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;

- фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;

- детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;