Zeitschrift für Erdöl- und Umweltbiotechnologie

Abstrakt

Anwendung der 3D-Reservoirmodellierung auf dem Ölblock Zao 21 des Zilaitun-Ölfeldes

Peprah Agyare Godwill und Jackson Waburoko

Die Reservoirmodellierung ist eine effektive Technik zur Unterstützung der Reservoirverwaltung, da Entscheidungen über die Erschließung und Erschöpfung von Kohlenwasserstoffreserven unter Berücksichtigung der Unsicherheiten der betreffenden Formation getroffen werden müssen. Der Artikel befasst sich mit der Verwendung der Petrel-Software zum Erstellen eines dreidimensionalen Reservoirmodells, das das Reservoir Zao 21 im Gebiet des Dagang-Ölfelds Zilaitun in der chinesischen Provinz Hebei mit einer ölhaltigen Fläche von 0,9 km2 charakterisiert und bewertet. Der Ansatz basiert auf der Integration seismischer Daten und Bohrlochprotokolle von 41 Bohrlöchern aus den Bereichen Geologie, Geophysik und Petrophysik, um die innere Architektur und die Visualisierung der Reservoirheterogenität zu charakterisieren und genau zu beschreiben. Diese Daten werden zum Erstellen des Modells für Lithofazies, Porosität, Durchlässigkeit und Ölsättigung verwendet. Diese Parameter beschreiben das Reservoir und liefern Informationen für eine effektive Bewertung der Notwendigkeit der Erschließung des Potenzials des im Reservoir verbleibenden Öls. Die lithologische Faziesarchitektur wird mithilfe einer sequentiellen Indikatorsimulation simuliert, um die Verteilung der petrophysikalischen Eigenschaften des Reservoirs zu steuern, da diese eng miteinander verbunden sind. Darüber hinaus werden die petrophysikalischen Parameter mithilfe einer sequentiellen Gaussian Simulation simuliert. Das Reservoirstrukturmodell zeigt ein System unterschiedlich ausgerichteter Verwerfungen, die das Modell in zwei Segmente unterteilen, das Haupt- und das Nebensegment. Die statistische Analyse des Porositätsmodells und des Permeabilitätsmodells für den Block Zao 21 hat gezeigt, dass die Porosität hauptsächlich zwischen 12,5 % und 22,5 % konzentriert ist, mit einer durchschnittlichen Porosität von 15,5 %; und die Permeabilität hauptsächlich zwischen 40 mD und 110 mD, mit einer durchschnittlichen Permeabilität von 81 mD; insgesamt gute Reservoireigenschaften. Die Schätzung dieser Werte wurde verwendet, um die geologische Reserve des Ölvorkommens im Reservoirblock Zao 21 zu quantifizieren. Diese Studie hat die Wirksamkeit der 3D-Lagerstättenmodellierungstechnologie als Werkzeug zum angemessenen Verständnis der räumlichen Verteilung petrophysikalischer Eigenschaften und darüber hinaus als Rahmen für zukünftige Leistung und Produktionsverhalten des Zao 21-Blockreservoirs gezeigt. Das Lagerstättenmodell zeigt, dass die Lagerstätteneigenschaften des nordöstlichen Teils des Ölfelds sehr vielversprechend sind und dass Brunnen gebohrt werden sollten, um das Öl zu untersuchen und zu fördern.