Данная статья посвящена принципам построения распределения плотности подвижных запасов нефти в объеме резервуара. Построение карт подвижных запасов нефти является необходимым условием для оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей. Как известно, в процессе разработки месторождений углеводородного сырья (УВС) при воздействии разных агентов на пласт значения коэффициентов остаточной нефтенасыщенности в объеме резервуара будут различными. Поэтому при построении карт подвижных запасов нефти необходимо учитывать различие в значениях остаточной нефтенасыщенности. В соответствии с распределением зоны воздействия агентов создаются массивы коэффициентов остаточной нефтенасыщенности по зонам (регионам), соответствующим распределению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в модели. На примере построения распределения подвижных запасов нефти доказана необходимость учета различия в значениях остаточной нефтенасыщенности в объеме резервуара. При определении подвижных запасов нефти умножение на площадь ячейки некорректно. Это связано с тем, что в пределах одного объекта могут оказаться неодинаковые размеры ячеек и после умножения на площадь ячеек получаются некорректные значения начальных подвижных запасов нефти. Наиболее информативными являются значения подвижных запасов нефти на единицу площади, т.е. плотности распределений подвижных запасов нефти. В зависимости от начальных значений эффективной нефтенасыщенной толщины пласта можно оценить плотности распределения начальных подвижных запасов нефти. Последовательно показано построение карт подвижных запасов нефти в процессе разработки, а также приведена формула для оценки распределения начальных подвижных запасов нефти.

This paper discusses principles of mapping mobile oil distribution within a reservoir. Mobile oil mapping is necessary for evaluation and approval of 3D geologic and reservoir simulation models. Provisional Rules of 3D Reservoir Simulation Models Validation require mapping of mobile oil distribution. Oil-field development involves injection of various agents to increase reserve recovery, which results in different residual oil saturation (ROS) factors within the same production target. This difference in ROS factors shall be taken into consideration when mapping mobile oil reserves. ROS factor arrays are generated according to relative permeability distribution in the model. Multiplying by a grid-block area is incorrect when estimating mobile oil reserves, as grid blocks can be of various sizes within the same simulated target. Multiplying by grid-blocks area results in incorrect values of original mobile oil. The most correct values are mobile oil reserves per unit area, or in other words, density of mobile oil distribution. Density of original mobile oil distribution can be defined based on initial net pay values. This paper presents a step-by-step process of mobile oil mapping during reservoir development, as well as an equation to estimate distribution of original mobile oil.