|
Subject: PETROPHYSICAL CHARACTERIZATION & MODELING gen. This classification is based on the experience on the production behavior of the field. Production and well test data collected during the history of the field showed that all the intervals with a porosity above 14% generally produced in natural flow. Below this value of porosity, even in presence of mineralization the production is not granted with the current production technologies applied in XXX field. These “tight” intervals, with porosity values down to 10% generally are not open to production, but they can be classified as hydrocarbon bearing. The two facies are identified at wells by means of a flag, then upscaled in the 3D grid as a facies fraction.My translation - Данная классификация основана на опыте эксплуатации месторождения. Данные добычи и испытании скважин, собранные на протяжении истории эксплуатации месторождения показали, что все интервалы с пористостью выше 14 %, в большинстве случаев, обеспечивают дебит в режиме естественного фонтанирования. При более низком показателе пористости, даже при наличии минерализации, дебит, с производственными технологиями, применяемыми на месторождении XXX, равен нулю. Эти «плотные» интервалы со значениями пористости ниже 10 %, как правило, закрыты для эксплуатации, но могут быть классифицированы как нефтегазоносные. Эти две фации определены в скважинах при помощи метки, затем масштабированы в 3-х мерной сетке как фракция фации.
|
