Количество_фиктивных_скважин

X Y значение 1 0 0 имя_скважины

…

Число в первой строке указывает номер версии данного формата. В следующей строке пишется количество фиктивных скважин, задаваемых данным файлом. Далее в каждой строке задается одна фиктивная скважина. Под значением подразумевается величина средневзвешенной по толщине пористости (нефтенасыщенности).

Рис.71 Исходная информация для построения карты коэффициента пористости с помощью фиксированных значений.

В меню окна Карты выбираем Создать карту или значения для построения карты, открываем окно Параметры растровой карты и выбираем опцию Пустая карта и обращаемся к клавише Построить. Строится пустая карта.

Рис.72 Выбор пункта меню ПУСТАЯ КАРТА.

Рис.73. Так выглядит ПУСТАЯ карта

Затем заходим в Значения окна Карты и обращаемся к Загрузить зафиксированные значения в полном формате (xyz). Находим в памяти компьютера ранее подготовленный текстовый файл со значениями коэффициента пористости в каждой скважине и открываем его (рис.74).

Рис.74 Открытие файла с исходной информацией по пористости.

В рабочем окне пустой карты появляются зафиксированные значения коэффициента пористости в каждой скважине (рис.75).

Рис.75 Появление величин коэффициента пористости под номерами скважин на ПУСТОЙ карте.

Обращаемся в М - меню карты Создать карту или значения для построения карты и строим карту по зафиксированным значениям.

Выполняем пересчет значений карты клавишей ››››, выбираем алгоритм рисования Гладкая карта, устанавливаем шаг карты 0,01, выбираем метод построения карты, размеры сетки карты и палитру.

Возвращаемся в окно Параметры растровой карты и просим Построить. Получаем карту коэффициента пористости по зафиксированным значениям. Сохраняем карту, к примеру, под именем Por (рис.76).

Рис.76 Карта коэффициента открытой пористости по зафиксированным значениям.

В данном примере зон отсутствия коллекторов нет.

Следующий этап – построение карты коэффициента нефтенасыщенности.

4.4.2.Построение карты коэффициента нефтенасыщенности.

Карта коэффициента нефтенасыщенности учитывает характер изменения hн, Коп и Kн по площади коллектора и вследствие этого дает возможность получить наиболее точное представление о распределении запасов УВ по этой площади. Построение карт коэффициента нефтенасыщенности также производится по наиболее подходящей математической методике (Крикинг, уравнение Лапласа и др.). Однако наиболее критичным является определение Kн. в водонефтяной зоне (ВНЗ) – между внутренним и внешним контурами нефтеносности. В этой области в зоне, близкой к внешнему контуру нефтеносности, значения Kн. меняются по экспоненциальной зависимости, предложенной в работах В.Н. Дахнова.

В качестве исходной информации используем средневзвешенные значения коэффициента нефтенасыщенности по скважинам. Алгоритм аналогичен построению карты пористости: создаем файлы с фиктивными скважинами для коэффициента нефтенасыщенности (рис.77).

Рис.77 Исходная информация для построения карты нефтенасыщенности с помощью фиксированных значений.

Сначала строится Пустая карта. Затем обращаемся в М - меню карты Создать карту или значения для построения карты и строим карту по зафиксированным значениям. Выполняем пересчет значений карты клавишей ››››, выбираем алгоритм рисования Гладкая карта, устанавливаем шаг карты 0,1, выбираем метод построения карты, размеры сетки карты и палитру.

Возвращаемся в окно Параметры растровой карты и просим Построить. Получаем промежуточную карту коэффициента нефтенасыщенности по зафиксированным значениям.Сохраняем ее под именем Sat_1 (рис.78).Необходимо помнить, что построение карты коэффициента нефтенасыщенности выполняется в границе залежи, которой в данном случае является внешний контур нефтеносности, и значение параметра этого коэффициента на ней отличается от нуля.

Рис.78 Промежуточная карта коэффициента нефтенасыщенности

по зафиксированным значениям (Sat_1).

Поэтому в блоке окна Карты загружаем структурную карту кровли коллектора с внешним контуром нефтеносности, копируем границу залежи на промежуточную карту нефтенасыщенности (рис.79).

Рис.79 Окно меню для копирования линии внешнего контура нефтеносности с одной карты на другую.

Получаем промежуточную карту следующего вида (рис.80). Промежуточная карта коэффициента нефтенасыщенности (рис.79 и 80) не отражает распределение Кн по залежи и далее будет преобразована.

Рис. 80 Промежуточная карта коэффициента нефтенасыщенности по зафиксированным значениям с внешним контуром нефтеносности.

На границе залежи коэффициент нефтенасыщенности отличен от нуля и в данном случае постоянен и равен кондиционному пределу (0,35). Поэтому в окне Карты заходим в Значения и Вставить фиктивные скважины с одинаковой величиной. Появляется окно Свойства новой фиктивной скважины, где в строке со значение м устанавливаем 0,35 значение коэффициента нефтенасыщенности на внешнем контуре нефтеносности (рис.81).