Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Основы технологии создания 3D цифровых геологических моделей . 18
1.1. Общие вопросы технологии создания цифровых геологических моделей 18
1.2. Надежность, достоверность и точность — параметры оценки цифровой геологической модели 21
1.3. Последовательная и комплексная (непоследовательная) технологии создания цифровых 3D геологических моделей... 24
1.4. Основные этапы технологии создания цифровой геологической модели месторождения 28
1.5. Сопровождение и актуализация цифровой геологической модели 34
1.6. Выводы 39
Глава 2. Информационная база геологического моделирования нефтегазовых месторождений 41
2.1. Роль базы данных в общей технологии создания геологической модели 41
2.2. Управление данными при моделировании месторождений 43
2.3. Основные разделы базы данных
2.3.1. Разделы БД по дисциплинарному уровню 49
2.3.2. Разделы БД по способам использования
2.4. Выбор технологии хранения и управления данными при моделировании крупных месторождений 56
2.5. Контроль качества информации 63
2.6. База знаний геологической модели 64
2.7. Выводы 68
Глава 3. Геолого-геофизическая основа построения 3D цифровой модели 69
3.1. Динамический анализ данных - необходимый этап создания геологической модели 69
3.2. Принципиальная седиментационная модель - основа создания 3DUTM 78
3.3. Использование динамических характеристик отраженных волн для прогнозирования коллектора 87
3.4. Обоснование водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований при построении 3D геологических моделей 97
3.5. Выбор скважин для расчета коэффициента начальной нефтенасыщенности ПО
3.6. Выводы 113
Глава 4. Реализация технологии построения геологических моделей 114
4.1. Исходная неопределенность данных 114
4.2. Создание структурно-тектонической модели месторождения
4.2.1. Использование результатов сейсморазведки- при построении структурно-тектонического каркаса ЦГМ 122
4.2.2. Выбор скважин для структурных построений 132
4.2.3. Учет поверхности ВНК при структурных построениях
4.3. Основные подходы к построению цифровых геологических моделей. Построение послойных цифровых моделей 141
4.4. Построение 3D цифровой геологической модели 146
4.4.1. Построение 3-х мерных сеток фильтрационно-емкостных свойств и насыщения 147
4.4.2. Подсчет запасов в трехмерных моделях 160
4.4.3. Расчет карт по трехмерным моделям 163
4.4.4. Представление геологической модели:
4.5. Прогноз добычных параметров коллекторов нефти по данным цифрового моделирования 166
4.6. Автоматическое выполнение заданий и автоматизация технологического процесса построения цифровой модели 173
4.7. Поддержание модели в актуализированном состоянии1 -необходимость современного этапа изучения недр 175
4.8. Оценка достоверности и точности построения геологической модели 184
4.9. Выводы 187
Глава 5. Моделирование залежей углеводородов и подсчет запасов в программном комплексе DV-Geo 189
5.1. Основные особенности и структура программного комплекса DV-Geo 189
5.2. Модель данных в программном комплексе DV-Geo 192
5.3. Основные этапы технологии построения ЦГМ в DV-Geo 196
5.4. Подсчет запасов в DV-Geo 206
Глава 6. Особенности технологии создания ЦГМ сложных и гигантских нефтегазовых месторождений 211
6.1. Основные проблемы моделирования сложных и гигантских нефтегазовых месторождений 211
6.2. Построение и анализ цифровых геологических моделей залежей пластов ЮК2-9 и КЖю-ц Красноленинского месторождения 213
6.3. Моделирование сложных тектонически и литологически экранированных залежей на примере Песчаноозерского месторождения 226
6.4. Моделирование тектонических залежей уникального многопластового Еты-Пуровского месторождения 23 6
6.5. Моделирование гигантских месторождений со сложным строением и формой залегания коллекторов на примере Ковыктинского месторождения 248
6.6. Моделирование эрозионных врезов на примере Нижне-Шапшинского месторождения 256
6.7. Моделирование трещиноватых коллекторов на примере Астраханского газоконденсатного. месторождения: 260
6.8. Особенности, построения единой цифровой модели Самотлорского месторождения 265
Заключение 270
Список литературы 2
- Надежность, достоверность и точность — параметры оценки цифровой геологической модели
- Управление данными при моделировании месторождений
- Использование динамических характеристик отраженных волн для прогнозирования коллектора
- Модель данных в программном комплексе DV-Geo
Введение к работе
Актуальность работы. Важнейшим фактором развития нефтегазодобывающей промышленности России в настоящее время является повышение детальности изучения геологических толщ, вмещающих месторождения углеводородов, как основы создания эффективного информационного обеспечения процессов разведки и разработки залежей нефти и газа.
Ограниченность информации о геологическом строении месторождений во многих случаях является тормозом при внедрении современных экономически целесообразных технологий интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти и газа. В этих условиях уточнение геологического строения месторождений и содержащихся в них геологических запасов углеводородов, локализация остаточных запасов в пространстве и во времени, выработка мероприятий по их вовлечению в разработку является обязательной процедурой мониторинга разведки и эксплуатации месторождений.
Мировая практика, в том числе и отечественная, последних 25 лет показала, что кардинальным решением проблемы повышения глубины и достоверности изучения геологического строения и свойств месторождений нефти и газа является массовое внедрение в производство технологии геологического моделирования месторождений, создание на ее основе постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) всех введенных в эксплуатацию месторождений, сопровождение ПДГТМ с целью мониторинга разработки.
По инициативе Центральной комиссии по разработке в 1999 году начато проектирование разработки месторождений на основе ПДГТМ.
Проблема создания 3-х мерной цифровой геологической модели месторождения нефти и/или газа по своей сущности весьма сложна. При построении геологической модели требуется обобщение огромного количества мультидисциплинарных данных и знаний, накопленных на месторождении в смежных отраслях нефтепромыслового дела, изучающих свойства месторождения методами с различным объемным разрешением и исследующих широкий спектр характеристик. Совмещение мультидисциплинарных данных и знаний в единое знание весьма затруднительно и требует создания соответствующих теоретических обоснований.
Геологические модели могут создаваться практически на любых этапах изучения месторождения - от времени бурения первых разведочных скважин и проведения сейсморазведки до заключительного IV этапа его эксплуатации при стабильно падающей добыче. В ближайшем будущем, могут быть востребованы геологические модели уже выведенных из эксплуатации месторождений в связи с возможностью релаксации запасов за период «простоя» месторождения.
Цифровое геологическое моделирование в настоящее время является принципиально новым направлением в науках о Земле. Многие вопросы еще требуют своего решения. Поэтому научное обоснование методологии геологического моделирования и разработка на этой основе технологии геологического моделирования конкретных геологических толщ, вмещающих месторождения углеводородов, представляют собой новое научное направление в нефтяной геологии. Полученные при этом результаты имеют важное научное и практическое значение, т.к. служат базой развития нефтяной отрасли в целом.
Автор диссертации стоял у истоков создания технологии цифрового геологического моделирования в РФ. Им лично выполнены исследования по созданию концепции трехмерного геологического моделирования нефтяных месторождений. На основе этой концепции под руководством автора и при его непосредственном участии была разработана технология создания и сопровождения геологической модели месторождения нефти и газа, которая нашла широкое применение на производстве. Настоящая диссертационная работа содержит изложение теории и разработанной на ее основе технологии геологического моделирования.
Цель работы. Повышение эффективности и достоверности изучения геологического строения, подсчета запасов и разработки нефтегазовых месторождений на основе применения созданной автором научно обоснованной технологии построения трехмерных цифровых геологических моделей с учетом этапности геологоразведочных работ и интеграции геолого-
геофизических и промысловых исходных данных, с возможностью массового промышленного использования геологических моделей при изучении и эксплуатации месторождения. Основные задачи исследований: развитие концепции цифрового трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений (3D ЦГМ) на основе эффективной интеграции геолого-геофизических и промысловых исходных данных;
разработка промышленной технологии создания трехмерных цифровых геологических моделей на основе синтеза геологических, геофизических и промысловых исследований;
разработка принципов и подходов к мониторингу 3D геологической модели путем формализации и сохранения в базе знаний установленных при создании стартовой модели геологических закономерностей и способов построения 3-х мерных сеток параметров;
разработка структуры рациональных способов управления геолого-геофизическими и промысловыми данными для трехмерного геологического моделирования на этапах их сбора, корректировки, согласования, объединения и формализации;
изучение и внедрение в технологию создания 3D ЦГМ динамического временного анализа геологических сред с целью повышения достоверности моделей;
разработка методических приёмов применения динамических параметров сейсмической записи для повышения достоверности ЦГМ;
разработка методики подсчета запасов на основе 3-х мерных моделей с соблюдением технических требований ГКЗ РФ и с использованием определяющей роли принципиальной седиментационной модели и модели флюидонасыщения при построении моделей;
выработка критериев оценки качества построения 3D ЦГМ на основе сопоставления с исходными данными и результатами адаптации истории разработки в ремасштабированных гидродинамических моделях;
опробование разработанной технологии на месторождениях различной сложности, размеров и сроков эксплуатации.
Методика исследований. Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения современных способов использования информационных технологий при изучении месторождений и подсчете запасов УВ. Исследования по проблеме проводились при моделировании месторождений различных нефтегазоносных районов с продуктивными пластами различной сложности, в том числе на уникальных по размерам и длительности разработки. Опробованы различные практические подходы к моделированию нефтяных и газовых залежей.
Научная новизна.
-
Создана научная концепция цифрового трехмерного геологического моделирования толщ горных пород, вмещающих нефтегазовые месторождения, обеспечивающая синтез знаний о геологическом строении, геологических и извлекаемых запасах углеводородов.
-
Разработана технология цифрового трехмерного геологического моделирования, нашедшая широкое промышленное применение, отличающаяся синтезом геологических знаний и оригинальными технологическими приемами реализации этих знаний. Разработанная интегрированная технология позволяет создавать 3D ЦГМ как для месторождений с относительно простым геологическим строением, так и для гигантских длительно-разрабатываемых многопластовых месторождений со сложным геологическим строением и большим количеством скважин. Технология геологического моделирования в первую очередь является процессом изучения строения геологической среды и получения новых знаний, а сама 3D ЦГМ является основой для гидродинамических расчетов процессов фильтрации жидкостей и газов в пористой геологической среде.
-
Установлено, что только в процессе 3D геологического моделирования и возникшей для этого необходимостью обобщения геологических, геофизических, петрофизических, геодезических, промысловых данных можно создать непротиворечивую базу исходных и итоговых данных и откорректировать результаты интерпретации отдельных геофизических методов и инклинометрии скважин.
-
Показано, что применение динамического представления геологической модели по палеореконструкциям и введение в технологию 3-х мерного моделирования и программные
комплексы четвертой оси - времени, позволяет изучить основные геологические процессы -осадконакопление, постседиментационные преобразования горных пород, тектоническое развитие, формирование залежей с определенным фазовым состоянием. Фазовое состояние залежей, состояние межфлюидных контактов, структура переходных зон наравне со стратиграфическими и литолого-фациальными признаками определяет степень детализации геологической модели и выбор методов построения 3-х мерных моделей.
-
Разработаны способы выбора исходных данных для построения 3-х мерных моделей нефтенасыщенности начального состояния залежей длительно разрабатываемых месторождений, основанные на временном анализе изменения УЭС нефтенасыщенных пластов и создании моделей переходных зон.
-
Показано, что в связи с возможностью релаксации залежей и образования новых промышленных скоплений нефти в уже выработанных современными технологиями залежах, 3-х мерная геологическая модель должна существовать в том числе при ликвидации и консервации месторождения. В этом состоянии геологическая модель должна отражать выверенные многолетней эксплуатацией характеристики строения залежей, распространения коллекторов и строения порового пространства.
-
Обосновано, что подсчет геологических запасов должен выполняться на основе трехмерных моделей, поскольку такая модель является наиболее адекватным представлением геологической среды, для которой определение средних подсчетных параметров производится через соотношения площади, объема коллектора, порового объема и объема порового пространства нефтенасыщенного коллектора. При этом исключаются систематические ошибки, связанные с наличием корреляционных связей между подсчетными параметрами.
Защищаемые положения.
-
Создание геологической модели основано на применении научно обоснованного комплексного подхода к синтезу разрозненных геологических, геофизических, геодезических и промысловых данных, устранении геологической и технологической противоречивости в исходной информации, исследовании генетических условий осадконакопления и последующих преобразований толщ горных пород и содержащихся в них залежах нефти и газа как в их первоначальном состоянии, так и на стадиях длительного техногенного воздействия в процессе разработки, выявления закономерностей в изменении геологических и гидродинамических показателей изучаемой геологической толщи в системе координат пространство-время.
-
Созданная автором научная концепция геологического моделирования толщ горных пород, вмещающих залежи углеводородов, и разработанная на ее основе технология создания и сопровождения геологических моделей нефтегазовых месторождений обеспечивает синтез знаний о геологическом строении, геологических и извлекаемых запасах углеводородов, служит информационной основой гидродинамического моделирования процессов извлечения нефти и газа с учетом различных технологий добычи, исследования и мониторинга добычных характеристик месторождений на всех стадиях их эксплуатации.
-
Доказанная автором диссертации совместно с Кашиком А.С., Лисовским Н.Н. и подтвержденная многими ведущими геологами и разработчиками релаксация нефтегазонасыщения на месторождениях является источником увеличения извлекаемой доли остаточных запасов и основой разработанного автором впервые нового принципа геологического моделирования месторождений углеводородов на конечных стадиях разработки.
Практическая значимость и реализация результатов работы.
1. Практический выход из результатов цифрового геологического моделирования очевиден - это более детальное и адекватное (объемное) представление геологического строения объектов, выявления зон с выработанными и остаточными запасами при выполнении гидродинамических расчетов, более обоснованное размещение проектных скважин и расчета разных технологических вариантов выработки объектов в будущем.
2. В нашей практике были единичные проекты, связанные с уникальными по размерам и сложностью месторождениями. Прежде всего, это было связано с обработкой и
интерпретацией огромного количества исходных геолого-геофизических и промысловых данных.
Самотлорское месторождение (1999-2006 гг.) - более 18 000 скважин, 9200 пог.км 2Д сейсморазведки, 26 продуктивных объектов, 40 лет истории разработки;
Красноле минское месторождение (2003-2005 гг.) - более 6500 скважин, 14 продуктивных объектов, сложное геологическое строение, особенности разработки, связанные с быстрым и катастрофическим обводнением эксплуатационных скважин;
Суторминское месторождение (2007-2009 гг.) - более 4500 скважин, 28 продуктивных пластов, более 28 лет истории разработки;
Еты-Пуровское месторождение - (2006-2009 гг.) - 63 продуктивных горизонта, 600 км2 ЗД сейсморазведки, более 400 пог.км 2Д, интенсивное бурение 2005-2009 гг, уникальная тектоническая раздробленность.
Кроме указанных выше проектов автор руководил и непосредственно участвовал в построении геолого-гидродинамических моделей, подсчете запасов и составлении технологических документов следующих месторождений в Западной Сибири (Водораздельное, Восточно- и Западно-Мессояхское, Восточно-Тарасовское, Губкинское, Ермаковское, Западно-Пурпейское, Киняминское, Комсомольское, Кошильское, Лебяжье, Пальяновское, Русское, Северо-Губкинское, Северо-Комсомольское, Сугмутское, Средне-Итурское, Средне-Угутское, Салымское, Северо-Салымское, Советское, Северо-Карамовское, Тальниковое, Тарасовское, Угутское, Хантымансийское, группа Шапшинских месторождений, Южно-Табаганское), Волго-Уральской НГП (Астраханское ГКМ, Боровское, Дороховское, Казаковское, Москудинское, Пионерское, Солдатовское), Восточной Сибири и Сахалине (Ковыктинское, Хандинское, Паромай, Венинский блок), Северо-Кавказской НГП (Зап.-Анастасьевское, Северо-Нефтяное, Сухокумское, Северо-Юбилейное, Тианетское, Южно-Сухокумское),Тимано-Печорской НГП (Мусюшорское, Лыдушорское, Песчаноозерское), Казахстане (Узень, Карамандыбас, Тенге), за рубежом (Белый Тигр, Северный Тесселит, Хальфая, Ин Дай) и других.
-
Прикладные аспекты технологии создания ЦГМ, касающиеся подготовки исходных данных, создания структурно-тектонического каркаса, выбора скважин для структурных построений и расчета кубов фильтрационно-емкостных параметров, анализа ВПК многопластовых месторождений, создания моделей переходных зон, использования сейсмических атрибутов, использования принципиальных моделей, построение кубов ФЕС, построения карт из 3D моделей, представления и анализа геологической модели, мониторинга и актуализации геологической модели вошли в разработанный и широко применяемый отечественный программный комплекс DV-Geo. Научно-техническим советом ГКЗ МНР России (2004г.) и ЦКР Роснедра (2003 г.) программный комплекс и технология моделирования DV признаны полностью отвечающими регламентным требования ГКЗ и ЦКР при подсчете геологических запасов, обосновании КИН, составлении проектных документов на разработку.
-
Разработки соискателя были использованы при составлении следующих отраслевых руководств и инструкций:
Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей
нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). М., 2000.
Методические указания по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. ч.1, М.:2004.
Положение «О порядке приемки и экспертизы трехмерных цифровых геологических и гидродинамических моделей, создаваемых при подсчете и пересчете запасов месторождений углеводородного сырья», ГКЗ, М.2010.
Инструкция пользователя программного комплекса DV-Geo, ЦГЭ, 2003, 2005, 2009 гг.
Апробация работы. Автор опубликовал 85 работ (учебные пособия, монографии,
статьи, доклады на конференциях), включая 15 патентов и авторских свидетельств. Основные материалы диссертации доложены автором на 9-ти международных конференциях и симпозиумах (том числе: 67 EAGE Conference@Exhibition, Madrid, 2005; 4thConference & Exposition on Petroleum Geophysics, Mumbai, 2002, India; International Conference «Oil and Gaz», SEG, M, 2003; 4-ая Международная Конференция EAGE/SEG, С.-Петербург,2010,
Международный симпозиум «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М. 2006 г. и др.), на 14-ти всероссийских конференциях, семинарах и симпозиумах (в том числе: IV и V научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск, 2001 г, 2002г, Научно-практических конференции «Геомодель-2001» и «Геомодель-2002», Геленджик, 2001г. и 2002г, Всероссийская конференция «Инновационные технологии для ТЭК России», РГУ нефти и газа, 2009г. и др.). По теме диссертации опубликовано 45 работ, том числе учебное пособие «Геолого-геофизическаое моделирование залежей нефти и газа», выдержавшее два издания и удостоенное премии им. академика И.М. Губкина.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, шести глав, основных выводов объемом 273 страницы, включая 102 рисунка, 9 таблиц. Библиография -173 наименования.
Надежность, достоверность и точность — параметры оценки цифровой геологической модели
В процессе выполненных автором исследований по разработке концепции трехмерного геологического моделирования нефтяных месторождений установлено, что технология создания цифровых геологических моделей (ЦГМ) должна включать комплекс операций, алгоритмов, методик и программных комплексов, обеспечивающих создание и мониторинг объемных 3D сеточных моделей, структура которых отображает структурно-тектоническое строение месторождения, а каждая ячейка является носителем сведений о литолого-фациальных, фильтрационно-емкостных свойствах горной породы и характером насыщения [29,138,121].
В широком смысле технология - это объем знаний, который необходимо использовать при создании 3D цифровой геологической модели.
Технологичность разработки определяется необходимостью создания десятков ЦГМ для самых разнообразных геологических объектов с требуемой детальностью отображающих строение исследуемых геологических объектов и обеспечивающих решение стоящих задач в установленный (достаточно короткий) промежуток времени, включая этап защиты запасов в ГКЗ.
Цель технологии заключается в разложении (разбиении) на составляющие элементы процесса достижения конечного результата, т.е. в получении цифровой 3D геологической модели, которая была бы согласована с исходными данными, отвечала фундаментальным принципам геологической науки и нефтяного дела, давала возможность посчитать запасы УВ in situ, проводить мониторинг месторождения до окончания выработки и, наконец, использовать её для гидродинамических расчетов.
До появления технологии, образно говоря, господствовало искусство. Специалист выполнял некоторые операции, и только этому конкретному исполнителю был присущ полученный результат. С помощью же технологии все то, что было доступно только избранным высококлассным специалистам, становится доступно всем.
Под технологией в узком смысле будем понимать те виды работ, которые для получения достоверного результата должны выполняться вместе с построением объемных цифровых сеток, отражающих распределение нефтегазоносности месторождения в целом.
Развитие технологии построения моделей связано с усложнением геологического строения изучаемых залежей, необходимостью моделирования месторождений как единого объекта, увеличением объема используемой геолого-геофизической и промысловой информации,1 необходимостью моделирования неоднородного строения коллектора, пласта и всего месторождения [91, 92].
Для детального» подсчета начальных балансовых запасов, локализации остаточных запасов в разрабатываемых залежах, обоснования КИН, проектирования разработки необходимо создание.математической трехмерной, а точнее четырехмерной,1 (четвертая ось — время) сеточной геолого-технологической модели. Детальная- трехмерная геологическая модель является наиболее адекватным представлением строения геологической среды [67, 84, 96].
Тип модели и способы её расчета определяются конечной задачей её создания. В практике обычно используются следующие типы цифровых сеточных геологических моделей [29, 121, 138]:
1. послойная модель, представляющая собой набор цифровых структурных карт, карт общих и эффективных толщин, карт основных петрофизических параметров в целом на подсчетный объект или пласт. Модель месторождения складывается послойно из крупных объектов, которыми и являются выделенные продуктивные пласты. Такой тип модели обычно выбирается для подсчета начальных геологических запасов месторождения на поисково-разведочном этапе, когда создание более детальной модели вызывает сложности в связи с недоизученностью разреза;
2. «псевдотрехмерная» модель - набор тех же карт, но для отдельных седиментационных циклов. Каждый пласт или подсчетный объект разбивается на несколько седиментационных циклов (обычно от 2 до 8). По каждому седиментационному циклу рассчитывается набор структурных карт и карт параметров, проводится геометризация залежи в каждом выделенном седиментационном цикле. Каждый седиментационный цикл используется как гидродинамический слой или зональный интервал при фильтрационном моделировании в гидродинамической модели. Такой тип модели выбирается на начальном этапе эксплуатации месторождения при редкой сети разведочных скважин и наличии в предел ах. залежи небольшого по площади участка с эксплуатационной сеткой скважин. Модель, кроме- подсчета геологических запасов углеводородов, используется для гидродинамических расчетов и обоснования КИН;
3. детальная» трехмерная сеточная модель представляет собой объемные кубы ячеек, детально описывающие структуру строения месторождения вплоть до. выделения-отдельных прослоев толщиной- 0,4-0,5 метров. Структурный каркас объемной сетки рассчитывается с учетом сейсмических данных и результатов- детальной корреляции разрезов скважин. Размеры ячеек Ах и Ау выбираются исходя из установленной латеральной изменчивости коллекторских свойств и расстояния между скважинами (обычно 50 х 50 или 25 х 25 метров). Размеры ячеек по вертикали обычно выбираются исходя из толщины прослоев коллектора и разрешающей способности методов ГИС. По опыту построения сеточных моделей размер ячеек по вертикали составляет 0,4 - 1 метр. Детальная 3-х мерная сеточная модель, кроме указанных выше задач, рассчитывается на разрабатываемых месторождениях. На рис. 1.1 представлены три типа цифровых геологических моделей.
Кроме геологического изучения в практическом смысле, цифровая геологическая модель является основой для создания фильтрационной модели. Фильтрационная модель -это совокупность гидродинамической и имитационной моделей.
Управление данными при моделировании месторождений
В этих условиях существенно усиливаются требования к БД, от быстрой и четкой работы которой, зависит качество и срок выполнения всего проекта. Собственно работа с данными включает следующие этапы: Сбор и подготовка данных. Самый продолжительный этап, занимающий от 10% до 40% времени всего процесса приобретения нового геологического знания. На этапе сбора данных приходится перерабатывать большое количество разнородной геолого-геофизической и промысловой информации. Это связано с тем, что базы, а тем более банки данных, на многих предприятиях недропользователей отсутствует, и лишь частично реализовано хранение информации по разделам деятельности. При этом часто данные хранятся в различных местах, в основном, у исполнителя работ, а у недропользователя собирается материал в бумажном и электронном виде, без создания единой системы хранения. Кроме того, из-за отсутствия у недропользователя программных и аппаратных средств, ввод и анализ (контроль целостности и корректности) сейсмических материалов, результатов скважинных исследований, ГИС практически не выполняется. Отсюда первой важнейшей задачей по разработке 3D геологической модели является создание полной непротиворечивой, проверенной специалистами на наличие ошибок базы исходных данных. Данные должны быть собраны не только в пределах изучаемого месторождения (чаще лицензионного участка недр), но и с некоторым перекрытием по смежным площадям, что обеспечит геологическое сопряжение с соседними ЛУ. На ранних стадиях внедрения 3D моделей в практику геологоразведочных работ и проектирования разработки автором было предложено проводить построение моделей соседних ЛУ с перекрытием в 2 - 2,5 км. Сейчас эта величина является общепринятой при выборе граница модели.[78, 121, 138]: Как правило, границы участка моделирования в плане выбираются на 2 км шире границ внешнего контура нефтеносности или границ лицензии.
Среди основных особенностей сбора данных необходимо выделить следующие. Во-первых, это - составление фонда скважин (списка скважин), куда должны входить скважины, перебывавшие в разном статусе (назначении) за всё время от открытия месторождения до настоящего времени. На месторождении могут меняться собственник (недропользователь) и статус скважины, возможна ликвидация скважин или перевод их в консервацию, скважины могут быть аварийно закончены бурением и т.д. Известны случаи, когда на месторождении имеют место скважины, обозначенные одним и тем же номером. Полнота фонда — необходимое условие подготовки данных для геологического моделирования. Во-вторых, привязка данных к фонду скважин. Задача создания БД геологической модели - создать единые подходы к хранению, идентификации и доступа к данным.
Оценивание данных. При построении модели необходимо использовать правило, касающееся корректности входных данных: "Если на вход задачи поступает "мусор", то и результатом тоже будет "мусор". Входные данные могут изначально находиться в одной базе или в нескольких. Перед загрузкой данных в базу геологической модели необходимо учесть, что разные источники информации могут быть спроектированы под определенные задачи. Поэтому не исключены проблемы, связанные с объединением этой информации, поскольку числовые данные могут иметь разные форматы представления, виды кодирования и единицы измерения, могут отличаться и способы хранения данных, а также частота их сбора и даты последнего обновления.
Особенно много времени занимает привязка поступающих разнородных данных к одноименным скважинам, которым они принадлежат. Сложность в том, что в различных подразделениях недропользователя существуют свои особенности идентификации данных и скважин и, зачастую, они существенно разняться. Как правило, в проекте фигурирует несколько одноименных скважин. Например,- на Самотлоре имеют место больше тысячи пар скважин с такой же числовой составляющей названия скважины. На Красноленинском месторождении скважин насчитывается больше тысячи таких скважин «тезок» (например, скважин 2R - одиннадцать штук, 5R - десять штук). На выяснение, к какой скважине относится пришедший файл с исходной информацией, может быть затрачен целый рабочий день высококвалифицированного специалиста. Скважины на новых месторождениях, в, основном, идентифицированы по современной1 системе с идентификатором UWI, поэтому задача привязки таких данных является менее острой.
Как, правило, фонд скважин продолжает формироваться еще длительное время после начала вьгаолнения работ. Специально для этих целей в ОАО«ЦГЭ» разработаны прикладные программы и методики, позволяющие быстро перерабатывать входные данные.
Проблема большого объема данных, хранящихся в едином информационном поле с регламентированным доступом всех участников проекта, не связана с трудностями физического размещения данных. Она возникает из-за недостатка времени на процессы подготовки, добавления, обновления и корректировки большого объема данных.
Просмотр всей информации по проекту в процессе подготовки исходных данных необходим для оценки состояния всего проекта - общее наличие исходных данных по всем разделам, наличие корреляции разрезов скважин, послойной обработки данных ГИС и т. д.
Поскольку любой крупный проект разбит на отдельные этапы по видам работ, а каждое месторождение можно разделить на отдельные объекты моделирования (по территории или по стратиграфической принадлежности), то готовность базы данных к выполнению отдельного этапа или к работе по отдельному объекту зависит от геолого-геофизической квалификации сотрудников информационного обеспечения проекта. В технологии геолого-гидродинамического моделирования геолого-геофизическая квалификация и подготовка специалистов много важнее, чем собственно информационная. Подготовленная корректно и в полном объеме информационная основа позволяет производить работы следующего этапа для отдельных объектов, не зависимо от готовности других объектов.
Образ мышления специалистов геологических и геофизических специальностей направлен на оценку данных в большей степени в образном и графическом виде, чем в числовом или табличном. В» связи с этим, образному и графическому представлению " любой информации в программных комплексах, предназначенных для моделирования, в особенности в DV-Geo, уделено самое пристальное внимание. Переход от числового представления данных к образному обычно минимизирован технологически с помощью специальных алгоритмов:
Использование динамических характеристик отраженных волн для прогнозирования коллектора
Геологическое моделирование развивалось как инструмент познания и изучения строения геологической среды на месторождениях нефти и газа. Создать геологическую модель месторождения - это значит понять: 1. Почему в этом конкретном месте геологической среды скопились углеводороды? 2. Почему в этом конкретном месте геологической среды залежи углеводородов не расформировались? 3. Почему залежи имеют именно такое фазовое состояние?
Из выше перечисленного очевидно следует, что геолог, составляя геологическую модель, всегда подразумевает в своем сознании не только пространство XYZ, но и время Т.
Приведенные три основных, вопроса всегда разделяются на множество других. Ответ на любой, из них содержит понятие геологического времени - когда, в какой последовательности, какой геологический процесс первичный, какой последующий и т.д.
Доступные исследователю данные, представляющие собой результаты наблюдений и измерений качественно или количественно отражают характер геологических процессов (конседиментационных ипостседиментационных), протекающих во времени, в физическом пространстве XYZ, или зафиксированных в геологическом 4Д пространстве XYZT. Восстановление строения геологического пространства называют геологическим моделированием или построением геологической модели [101,36,931. В настоящее время модели условно разделяют на статические, свойства которых не меняются во времени, и динамические. К первым относят, например, модели пористостейі литологии, структурные каркасы и др. Примерами второго типа моделей являются модели нефтенасыщенностей, меняющихся в процессе разработки месторождений: Такое деление моделей в значительной мере, условно. Наг самом деле- любая модель динамична, но скорость протекания процессов в ней определяется выбранным масштабом времени. Геологические процессы в геологическом времени имеют своим результатом статическую модель. Но статическая геологическая модель понятие абстрактное, так как геологические процессы протекают непрерывно, оказывая изменяющее воздействие на геологическую среду (изменения структурного плана, наращивание и уплотнение разреза и т.д.). Поэтому, понятие статической модели может применяться в смысле строения геологической среды на определенный момент геологического времени. В частности статическая модель на время Т=0 (настоящее время) используется для подсчета геологических запасов.
Три основных раздела геологического изучения всегда рассматриваются через призму времени. Первый раздел включает процессы осадконакопления, изменения обстановок осадконакопления, второй - постседиментационные преобразования горных пород, третий - тектоническое развитие. Часто раздел тектоники рассматривается с точки зрения современного состояния геологической среды. Далеко не всегда в отчетах геологи вводят временные понятия в виде «консидементационный разлом», «постсидементационный разлом», «период (геологическое время) активизации тектонических нарушений», «период затухания тектонической активности». Четвертый важный раздел - образование месторождений, практически никогда не рассматривается в стандартных работах по геологическому изучению недр. Процессы образования и формирования объектов с точки зрения современных технологий можно изучать, визуализировать по этапам роста или исторического развития этих объектов.
На рис. 3.1а приведен геологический профиль по пластам ЮК2.9 Талинского месторождения, построенный по современному структурному каркасу. На рис. 3.16 — тот же профиль, но по палеоструктурным поверхностям приблизительно аптского времени. Предположительно в аптское время происходило сформирование залежей. Совершенно очевидно, что упорядоченность насыщения в линзах коллекторов на втором рисунке более закономерная, по крайней мере, по пачкам КЖ2-ЮК4, ЮК5- КЖб и ЮК7- ЮК9 [31].
Принято считать, что в процессе геологического моделирования необходимо изучить, построить и визуализировать только статическую модель геологической среды на момент времени Т=0. Все применяемые высокотехнологичные ПК (Petrel, IRAP и др.) рассчитаны главным образом на технологию создания статичной геологической модели.
Идея включить в технологический процесс изучения геологического пространства ось времени и реализовать это изучение на 2-х мерном мониторе компьютера принадлежит д.т.н. А.С. Кашику [99, 103, 104]. Внедрение такой технологии в практику позволило изучать не только геологические процессы (на оси геологического времени), но и технологические процессы разработки месторождений (на оси технологического времени) в виде понятных двухмерных изображений.
Трудно «увидеть» 4D пространство, т.к. три оси физичны, а четвертая (время) достраивается мысленно. Трехмерные пространства и предметы человек постоянно изучает в повседневной жизни, произвольно «рассекая» их и рассматривая сечения на своем «двумерном» экране. Если быстро просмотреть все сечения трехмерного куба, то за очень короткое время легко составить себе представление о его строении, увидеть «образ» содержимого этого пространства.
На рис.3.2 показано как образуются и связаны между собой четыре трехмерных сечения 4-мерного пространства.
Из куба Р1 берется любое двумерное сечение и в качестве третьей оси к нему перпендикулярно пристраивается ось времени. Если на двумерных сечениях, а, следовательно, в Р1 происходят какие-то временные изменения параметра, то эти процессы в Р2, РЗ и Р4 выглядят как некоторые непрерывные стационарные тела Мы видим, что при передвижении любого сечения (слайса) происходит полная смена информации в пространстве PL в котором нет переменной, по которой движется слайс.
Модель данных в программном комплексе DV-Geo
Важнейшим элементом построения моделей залежей УВ, их геометризации и подсчета запасов является обоснование и построение поверхности ВНК. Принятая еще 15-20 лет назад практика построения карт и подсчетных планов требовала учета ВНК как горизонтальной поверхности. Тем более, что в 2D картографическом представлении залежей эта проблема не стояла столь остро. Контур залежи проводили на структурной карте вдоль одной изолинии равной принятому ВНК, а на карте эффективных нефтенасыщенных толщин колебания ВНК не могут быть проанализированы, т.е. на абсолютные величины запасов это практически не влияло. Например, по первоначальной базе данных, использованной для подсчета запасов Самотлорского месторождения в 1987 году, колебания ВНК в единой ГДС пластов АВ по эксплуатационным скважинам составляли ± 40 метров [130 165]. С внедрением гидродинамического моделирования и необходимостью учета всех скважин при геолого-гидродинамическом моделировании проблема построения контактов внутри залежи встала очень остро. Без досконального знания структуры контакта нефть-вода, знания параметров переходной зоны и их связи с ФЕС коллекторов невозможно правильно построить 3D геологическую модель, особенно во внутренних областях залежи [28,29 ].
Для гидродинамического моделирования предлагается принять в качестве ВНК залежи структурную поверхность граничных значений.Кн.гр,-определяемых на уровне получения промышленных притоков нефти.
В связи с активным внедрением геологического цифрового моделирования нефтегазовых месторождений происходит пересмотр практического решения проблемы определения и обоснования ВНК по площади залежи с современных позиций.
В то же время, до сих пор нет четких ответов на следующие вопросы: - как определить понятие ВНК, обеспечивающее однозначное трактование специалистами смежных областей знаний: геологами, геофизиками, гидродинамиками, разработчиками нефтяных месторождений; - какой допускается разброс в значениях абсолютных отметок ВНК, определенных по испытаниям и ГИС, по залежи, разбуренной большим числом не только вертикальных разведочных, но и наклонно направленных эксплуатационных скважин; - как совместить одновременное выполнение двух условий, требуемых до сих пор в некоторых экспертных заключениях по отчетам по подсчету запасов, - горизонтальное положение ВНК и постоянное значение ІСр на контуре залежи.
Эти вопросы практически не возникали при «ручном» способе построения структурных карт и проведения контуров ВНК по залежам. В процессе внедрения компьютерных технологий для успешного выполнения работ по геологическому и гидродинамическому моделированию с использованием всего фонда скважин решение этих вопросов становится крайне необходимым.
В связи с развитием компьютерной техники и математического обеспечения появилась возможность реализовать давно сделанные в этом направлении научные разработки и использовать их в практической работе с месторождением.
Понятие ВНК в учебной, научной и производственной литературе не имеет строго однозначного трактования, что, на наш взгляд, привело к разрыву между научным (физическим) понятием ВНК и практической реализацией отбивки его положения в скважине и анализа его по площади залежи. Приведем одно из последних определений ВНК из терминологического справочника по нефтепромысловой геологии (1994г.) [128]: «ВНК - граничная поверхность в переходной зоне нефтяной залежи, ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нулю, то есть выше которой из пласта получают промышленный приток нефти с водой». В работе С. Д. Пирсона (1961г.) [134] излагается определение ВНК, которого придерживаются в зарубежных нефтяных компаниях: «Понятие «водонефтяной контакт» является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая разделяла бы области, содержащие 100% воды и 100% нефти, не существует... Обычно считают, что водонефтяной контакт - это уровень, ниже которого получают 100% воды».
В различных работах [74, 50, 46, 17, 141, 143, 46] есть явно противоречащие друг другу положения. Так, например, говорится, что ВНК - это зона определенной толщины, а с другой стороны, утверждается, что ВНК чаще всего имеет горизонтальное положение, то есть является плоскостью. В отдельных работах даются цифры расстояний от подошвы переходной зоны до ВНК или от зеркала чистой воды до ВНК, не привязанные к конкретным отложениям, месторождениям, что не несет смысловой нагрузки и не может быть использовано практически.
Наш опыт по ряду нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что определение положения ВНК в залежах, сложенных.коллекторами с большим диапазоном изменения фильтрационно-емкостных свойств весьма затруднено, так как на его положение, кроме влияния пористости и проницаемости коллектора, капиллярного давления, фазовых проницаемостей для нефти и воды, свойств нефти [51, 134, 171], влияют также высота залежи, степень литологической неоднородности коллекторов по разрезу и площади и многие другие факторы. В результате изучения капиллярных явлений на образцах керна, относительных фазовых проницаемостей совместно с поинтервальными испытаниями скважин в нефтяных залежах по вертикали были установлены три зоны: предельного нефтенасыщения, переходной и остаточной нефтенасыщенности. Для нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона между зонами предельного насыщения и переходной В. П. Саниным, В. К. Федорцовым, Б. М. Бикбулатовым [17] и др. геологами была выделена четвертая зона - недонасыщения, которая характерна только для нефтяных залежей относительно молодого возраста.
В нефтяной залежи, не затронутой разработкой, нефть и вода находятся в равновесии или в движении, вызванном действием сил межмолекулярного взаимодействия на границах фаз и силы тяжести. Силы молекулярного взаимодействия обусловливают капиллярные явления и смачивание поверхности твердой фазы. В зоне ВНК у гидрофильных пород происходит подъем (впитывание смачивающей фазы) воды по поровым каналам выше уровня зеркала подошвенных вод до тех пор, пока капиллярные силы не уравновесятся весом воды, поднявшейся на высоту Я. В породах с хорошими коллекторскими свойствами, имеющих большие радиусы поровых каналов (Rnop), капиллярное давление Р на границе фаз невелико и смачивающая фаза поднимается на относительно небольшую высоту. В плохих коллекторах с малыми Rr„p капиллярное давление возрастает и происходит значительный подъем воды в нефтяную часть залежи над уровнем зеркала подошвенной воды. Так как свойства коллекторов меняются по площади и высоте залежи, то в области водонефтяного контакта формируется сложная по строению переходная зона! с переменной нефтеводонасьпценностью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти - от подвижности только водной фазы в нижней части залежи до подвижности только нефти в верхней части.
Зона предельного нефтенасыщения характеризуется максимальными коэффициентами нефтенасыщенности К». Внутри этой зоны вверх по пласту происходит уменьшение капиллярно удерживаемойводы, таккак гравитационные силы продолжают расти И нефть, заполняет поры все меньшего размера. Таким образом, на?определенной высоте от зеркала чистой, воды водосодержание становится минимальным и. равным остаточному неснижаемому Кво. Коэффициент нефтенасыщения в этой зоне равен К„= V-Кво . Относительная фазовая проницаемость по нефти К ,„ = 1, по воде K„p,e = 0. При испытании этой зоны будут получены безводные притоки нефти.
Зона недонасыщения характеризуется небольшим градиентом уменьшения Кн. Относительная фазовая проницаемость по воде остается равной нулю (К „p.B = 0), но относительная проницаемость по нефти становится меньше единицы (Кпр.н 1). Коэффициент водонасыщения К„ меняется в пределах Кв Кв Кво, где Кв - граничное значение Кв на верхней границе переходной зоны [132]. Как уже говорилось, наличие зоны недонасыщения характерно для молодых залежей, в которых процесс гравитационного перераспределения нефти и воды еще не завершен. При испытании этой зоны получают притоки безводной нефти при соблюдении технологии испытаний. При нарушении технологии и создании слишком больших депрессий из этой зоны получают нефть с небольшим количеством воды, что обусловлено переходом рыхло связанной воды в свободное состояние при больших перепадах давления.
