Геологическое моделирование для геолого-географического мониторинга объекта эксплуатации углеводородного сырья Жардецкий Андрей Владиславович

Содержание к диссертации

Введение

1. Проблемы развития компьютерных технологий создания и ведения постоянно действующих моделей по месторождениям углеводородного сырья и ПХГ 14

2. Разработка методики и технологии трехмерного цифрового моделирования параметров 18

2.1. Термины и определения 18

2.2. Информационное обеспечение геологической модели объекта 21

2.2.1. Информационное обеспечение создания геологической модели объекта 21

2.2.2. Информационное обеспечение анализа текущего состояния объекта эксплуатации.23

2.2.3. Создание базы данных 25

2.2.4. Выбор оптимального фонда единичных скважин для построения геологической модели 30

2.3. Методика и технология геометрического моделирования 32

2.3.1. Построение структурной карты кровли пласта 33

2.3.2 Построение структурной карты подошвы пласта 37

2.3.3. Учет структурно-литологических и тектонических особенностей объекта 39

2.4. Построение детальной геологической модели 40

2.5. Методика и технология построения карт подсчетных параметров 42

2.5.1. Песчанистость и эффективная толщина 42

2.5.2. Пористость 42

2.6. Методика и технология моделирования флюидонасыщения геологического объекта .45 2.6.1. Построение карт контактов флюидов 45

2.7. Построение карт эффективных газонефтенасыщенных толщин 46

2.7.1. Расчет карт газонасыщенных толщин 46

2.7.2. Расчет карт нефтенасыщенных толщин 46

2.8. Система контроля, анализа и оценка качества и достоверности модельных построений. 50

2.8.1. Методические основы оценки точности интерполяции параметров 50

2.8.2. Объемный (3-х мерный) контроль корреляции и интерполяции параметров 53

2.8.3. Система статистического и графического анализа результатов 53

2.9. Компьютерная технология геомоделирования 54

2.10. Подсчет запасов 55

2.11. Технология интегрированной интерпретации данных ГИС 56

3. Основные результаты геомоделирования объектов УВ сырья 61

3.1. Уренгойское НГКМ 61

3.1.1. Характеристика месторождения 61

3.1.2. Основы методики и технологии геомоделирования по Уренгойскому НГКМ 63

3.1.3. К вопросу повышения точности оценки абсолютных глубин вертикальных кустовых скважин при геологическом моделировании 64

3.2. Моделирование геолого-геофизических данных по Касимовскому ПХГ 76

3.2.1. Общая геолого-технологическая характеристика Касимовского ПХГ 76

3.3.1. Основные результаты 79

3.3. Некоторые результаты моделирования геолого - геофизических данных по Пунгинскому ПХГ 79

3.3.1. Общие сведения 79

3.3.2. Основные результаты 88

3.4. Некоторые результаты моделирования геолого-геофизических данных по Северо- Ставропольскому ПХГ 99

3.4.1.Общие сведения 99

3.4.2.Основные результаты 100

4. Создание геолого - геофизического мониторинга объектов углеводородного сырья 107

4.1. Назначение и область применения геолого-геофизического мониторинга 107

4.1. 1. Общие определения и объекты контроля 107

4.1.2. Цели геолого-геофизического мониторинга объекта УВ сырья 109

4.1.3. Структурно-функциональная схема геолого-геофизического мониторинга объекта УВ сырья 109

4.1.4. Исследование геологического строения и анализ начального и текущего состояния объекта эксплуатации 112

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 116

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ 118

ЛИТЕРАТУРА 120

ПРИЛОЖЕНИЯ 126

• Проблемы развития компьютерных технологий создания и ведения постоянно действующих моделей по месторождениям углеводородного сырья и ПХГ
• Термины и определения
• Уренгойское НГКМ

Введение к работе

В современных условиях разведка и разработка месторождений нефти и газа, а в дальнейшем и использование их в качестве подземных хранилищ газа (ПХГ) невозможны без компьютерного геологического моделирования объекта эксплуатации.

Обусловлено это огромным массивом разнообразных геолого - технологических данных, от своевременной и интегрированной обработки которых зависит эффективность решения задач по оптимальной и экологически безопасной эксплуатации объекта углеводородного сырья.

Концепцией научно-технической политики РАО "Газпром" на перспективу предусматривается повышение эффективности и роли подземных хранилищ газа в обеспечении сбалансированного газоснабжения потребителей в России и за рубежом.

В условиях рыночной экономики, когда значимыми для любого предприятия становятся такие понятия, как цена фактора неопределенности и риска, существенно возрастает роль ПХГ и появляется очевидная необходимость увеличения долгосрочных резервов в подземных газохранилищах.

Генеральная схема развития сети подземных хранилищ газа предусматривает удвоение емкости и мощности ПХГ в течение 10-15 лет. Важная роль при этом придается как повышению эффективности геологоразведочных работ, так и совершенствованию геолого-геофизического сопровождения процессов создания и эксплуатации ПХГ, включая переход на компьютерные технологии сбора, регистрации, хранения, обработки и визуализации геоинформации.

Одной из первоочередных и глобальных задач современности, внимание к которой постоянно возрастает, является рациональное и экологически безопасное использование человеком природных ресурсов. Контроль за развитием геологических процессов, антропогенных (техногенных) изменений, прогноз их развития, осуществление профилактических и защитных мероприятий приобрели в настоящее время характер актуальнейших задач отраслевого и государственного масштаба. В широком понятии под контролем за эксплуатацией объектов понимается создание его мониторинга.

Мониторинг (от английского monitoring - контрольное наблюдение) - система постоянных наблюдений, оценки, прогноза и управления геологической средой или какой либо ее частью, проводимая по заранее намеченной программе в целях обеспечения оптимальных экологических условий для человека в пределах рассматриваемой природно-технической системы [1].

Мониторинг объекта УВ сырья представляет собой чрезвычайно сложную систему регистрации, сбора, обработки, интерпретации геологической, гидрогеологической, геофизической, промысловой информации с последующим созданием интегрированной статической и динамической цифровой модели, отражающей техногенные процессы и позволяющей принимать оптимальные и экологически безопасные решения по эксплуатации месторождения или ПХГ.

Автоматизированное построение модели месторождений УВ давно перестало быть проблемой будущего. Все крупные зарубежные нефтяные и газовые компании имеют собственные системы моделирования. Кроме того, имеется большое число специализированных компаний, занятых разработкой такого программного обеспечения на продажу. Однако последнее имеет, как правило, существенные ограничения и недостатки. Поэтому повышение качества моделирования - одно из «вечных» или, скорее, весьма долгосрочных научных направлений, таящих в себе массу еще не реализованных возможностей.

Достоверность и надежность геологических и геофлюидальных моделей месторождений и залежей оказывает определяющее влияние на эффективность поисково-разведочных работ и выбор обоснованной схемы разработки [1]. Кроме того, в последние годы за рубежом (активно) и в России (в стадии внедрения и развития) на основе геологических моделей объектов создаются компьютерные системы контроля за разработкой месторождений и эксплуатацией ПХГ.

Недостатки использования закупаемого за рубежом программного обеспечения весьма существенны. Его приобретение связано с трудностями сопровождения и модернизации программ, высокими затратами (стоимость лицензии только на одно рабочее место может достигать нескольких сотен тысяч долларов), привязанностью к конкретному разработчику, проблемами с освоением, использованием имеющегося и хорошо зарекомендованного себя отечественного программно - методического обеспечения и т.д. Разработка собственного программного продукта лишена этих не-

8 достатков и предоставляет возможность в перспективе самим выйти на международный рынок. В настоящее время в России отсутствуют завершенные системы, предназначенные для современных платформ и отвечающие рассматриваемой проблеме. Отсюда следует важность обсуждения проекта системы моделирования и формирования основных требований, которым должна отвечать конструкция системы компьютерных программ, обеспечивающих построение моделей.

Развитие и совершенствование геомоделирования связано как с расширением круга решаемых задач, так и модернизацией самой технологии цифрового моделирования исследуемого объекта.

Зарождение геомоделирования было обязано совершенствованию методики подсчета запасов.

На следующем этапе геомодели стали использоваться при составлении проектов разработки месторождений и технологических схем. Как в том, так и в другом случае объем исходных данных был относительно невелик и, кроме того, геологическая информация в определенной мере схематична с осреднением важнейших показателей - пористости, насыщенности, эффективных толщин.

Существенно качественное изменение геомоделирование претерпело в условиях его использования при эксплуатации месторождений и ПХГ, когда объем информации резко возрос и ярко проявился эффект локальной гетерогенности геологической среды. В этих условиях возросли требования к интеграции геологических, геофизических, промысловых и технологических данных.

Учитывая, что основной объем информации о геологическом строение объекта и его эксплуатации приходится на геофизические службы, они и должны, прежде всего, обладать инструментом интеграции геоданных и моделирования геологического строения объекта и процессов движения флюидов в поровом пространстве.

' Априорное геолого-геофизическое моделирование находит все большее применение в отрасли не только на стадии поиска и разведки, но и разработки месторождений и эксплуатации ПХГ, а вопросами моделирования геологической среды и происходящих в них техногенных процессов занимаются не только геологи и геофизики, но и технологи.

Исходными данными для создания цифровых геологических моделей служат, в основном, данные разведочной (полевой) геофизики и геофизических исследований

скважин. При этом результаты ГИС в силу их комплексности, информативности, детальности и высокой достоверности результатов решения обратной задачи (оценке геологических параметров) являются базовыми. Исходя из этого, результаты ГИС должны соответствовать повышенным требованиям - типа требований к опорной сети в полевой геофизике: геолого-геофизические характеристики разреза должны быть (, увязаны по всему фонду скважин и составлять каркас геологической модели объекта. /

Основываясь на имеющемся опыте, решить такую задачу возможно, применив следующую технологическую схему обработки и интерпретации данных ГИС:

КТ - Компьютерная технология

ОИГИС

обработка, интерпретация ГИС

Сбор, подготовка^-контроль, ввод данньп

Система контроля

Геомодель

экспрессное построение и анализ

1 Выдача заключений по

ГИС 2- Передача данных для

цифровых моделей

Рис. 1

Принципиальным отличием данной компьютерной технологии (КТ) от традиционных методов интерпретации является итерационный процесс обработки: постоянный контроль результатов, их анализ и увязка в 3 -х мерном геологическом пространстве, уточнение результатов интерпретации и т. д.

В НИИ, газотранспортных и газодобывающих предприятий создаются постоянно действующие цифровые модели объектов эксплуатации. Задачей геофизической службы отрасли в этих условиях является подготовка геологических параметров по данным ГИС, которые полностью отвечают требованиям цифрового моделирования.

10 Единый подход к увязке и обобщению получаемой разнородной, зачастую неполной, геолого-геофизической информации во многих случаях отсутствует, что приводит к необоснованному упрощению модели объекта и увеличению погрешностей параметров.

Поэтому разработка методических основ и технологии создания цифровых моделей и геолого-геофизического мониторинга объектов УВ сырья для поиска оптимальных и экологически безопасных решений при эксплуатации месторождений и ПХГ является актуальной задачей исследований.

Цель работы. Научное обоснование и разработка основ геолого- геофизи- п ческого мониторинга объекта эксплуатации углеводородного сырья для повышения ( достоверности определения начальных и текущих подсчетных параметров залежей и \ запасов углеводородного сырья.

Основные задачи исследований

1. Провести анализ эффективности компьютерных технологий по созданию цифровых постоянно действующих моделей объектов эксплуатации месторождений УВ сырья и ПХГ.

2. Разработать методические основы и компьютерные технологии создания цифровых геологических моделей и моделей флюидонасыщения объектов УВ сырья.

3. Разработать научно-методические принципы и основы ведения геолого -геофизического мониторинга объекта У В сырья.

Решение поставленных задач осуществлялось путем:

систематизации, обобщения и анализа научно-технической информации и накопленного опыта по использованию полученных геолого-геофизических данных на основных газовых и газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпрома» и ПХГ;

компьютерного моделирования геологических объектов;

опробования разработанных компьютерных технологий при подсчете запасов и анализе результатов контроля за разработкой Уренгойского нефтегазоконден- у сатного месторождения и эксплуатацией Касимовского, Пунгинского и Северо-Ставропольского ПХГ.

11 Научная новизна.

В работе представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований, позволивших:

научно обосновать вопросы и разработать основы компьютерного моделирования объектов эксплуатации углеводородного сырья;

разработать и внедрить в производство компьютерную технологию статического (геологического) и динамического (флюидонасыщения) моделирования для выработки и принятия оптимальных и экологических безопасных решений по экс- ( / плуатации объектов УВ.

Новизна результатов исследований определяется основными защищаемыми научными положениями, состоящими в том, что автором впервые:

• сформулирована и реализована концепция новой компьютерной технологии, включающей базу данных геоинформации, системы обработки и интерпретации дан- ₀ ных ГИС, систему моделирования геологического объекта;

  научно обоснованы и разработаны принципы создания баз данных и для постоянно действующих цифровых моделей объектов эксплуатации на локальном и региональном уровнях интеграции геоинформации;

  г ? 1

  - разработана методика и компьютерная технология создания цифровой моде- iy"

  < С- У' ' * ли объекта, оценки его подсчетных параметров начальных, текущих запасов; A r\/ _{f ?}y^v\

  разработана методика компьютерного газогидродинамического моделирова-ния по данным ГИС-контроля; /

  разработана компьютерная технология анализа результатов геофизического контроля за эксплуатацией объекта УВ сырья.

  Практическая ценность и реализация результатов работы.

  Разработанная компьютерная технология создания геолого-геофизического мониторинга объекта эксплуатации УВ сырья используется при научном обосновании систем контроля за эксплуатацией газовых залежей неоднородного строения в специфических географо-экономических и геолого-промысловых условиях их освоения.

  Созданные компьютерные технологии ведения геолого-геофизического мониторинга внедрены в различных организациях ОАО «Газпром», таких как «Центргаз-геофизика», «Севергазгеофизика», «Мосгазгеофизика», «Ставропольгазгеофизика», и находятся на различных стадиях опробования в других подразделениях ДОАО «Газпромгеофизика».

  В ряде отделов ООО «Уренгойгазпром» успешно эксплуатируются в производственном режиме (решение задач контроля разработки, выработки решений по интенсификации притока в скважинах и т.д.) комплексы, созданные на основе рассматриваемых разработок, при непосредственном участии диссертанта и получившие название «Схема вскрытия» (для сеноманской залежи) и «Неоком - разрез» (для неоком-ских залежей УВ). На 000 «Ямбургаздобыча» завершен первый этап опробования аналогичной системы.

  Организационно работы по внедрению компьютерных технологий и их сопровождению на местах проводятся НПФ «Центргазгеофизика» через региональные подразделения ДОАО «Газпромгеофизика», заключающих договора непосредственно с «Заказчиком» (газодобывающим или газотранспортным предприятием). В приложении 1 приведён акт, характеризующий результаты сопровождения программных комплексов в 000 «Уренгойгазпром». Личный вклад автора.

  В основу диссертации положены исследования, выполненные лично автором или под его руководством в НПФ «Центргазгеофизика» в 1978-1999 гг.

  Автор являлся ответственным исполнителем научно - исследовательских работ по разработке алгоритмов компьютерных технологий создания и ведения базы дань ных, обработки и интерпретации данных ГИС, геомоделирования и геофизического контроля (мониторинга) эксплуатации месторождений и ПХГ.

  Апробация работы

  Основные положения диссертационной работы докладывались:

  ежегодно с 1985 г. на заседаниях комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром»;

  ежегодно с 1980 г на НТС ДОАО «Газпромгеофизика»;

  на международной геофизической конференции и выставке (SEG), Москва, 1997.

  13 - на секции «Геолого-разведочные работы и геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений» НТС РАО «Газпром» (ВНИИГАЗ, 1995 г);

  Публикации

  Основные научные положения и практические результаты диссертации изложены в 21 печатной работе, а также в трех отчетах по подсчету запасов и более чем в 20 отчётах по НИР. В основу диссертационной работы положены более чем двадцатилетние исследования автора в области интерпретации данных ГИС, обобщения и подсчета запасов нефти, газа, создания программных средств и компьютерных технологий.

  Объем работы

  Диссертация содержит четыре главы, введение и заключение. Список использованной литературы состоит из 69 наименований. Содержание изложено на 127 страницах машинописного текста, включая 42 рисунка и 7 таблиц.

  Значительное влияние на уровень исследований и эффективность работ автора оказало сотрудничество в области геологии и геофизики с учеными и ведущими специалистами России: д.г-м.н., профессором Элланским М.М., д.т.н. Ароновым В.И., д.г-м.н., профессором Фоменко В.Г., д.г-м.н. Поляковым Е.Е., д.т.н., профессором Бузиновым С.Н., к.т.н. Орловым В.Н., к.т.н. Грачевой О.Н., к.т.н. Фельдманом А.Я., Ни-

  колаевым А.Е., Либерманом Г.И-J Сорокиным А.П., | Арутюновым А.Е., которым автор искренне благодарен.

  Автор выражает признательность и благодарность ведущим ученым и специалистам ДОАО «Газпромгеофизика»: к.т.н. Гергедава Ш.К., к.г-м.н. Пантелееву Г.Ф., к.г-м.н. Акентьеву Е.П., Кузину A.M., Романовской Н.С., Кораблевой Т.Н., коллективу единомышленников и сотрудников НПФ «Центргазгеофизика» - Гейвандовой Н.А., Красоткиной В.В., Пучкову А.И., Моргунову Н.С., Топилиной В.В., к.г.-м.н. Полоудину Г.А., Моисееву П.В., Кузьминовой Н.А., Скворцовой Г.Е., с которыми он работал все эти годы.

  Автор благодарит специалистов и сотрудников отдела геофизики ВНИИГАЗа к.г.-м.н. Гудымову Т.В., к.г.-м.н. Гордасникова В.М., Николаеву Л.Е., Фомину Н.В., Грязнову Г.Г. за советы и помощь при подготовке диссертации.

  1. Проблемы развития компьютерных технологий создания и ведения постоянно действующих моделей по месторождениям

  углеводородного сырья и ПХГ

  Начиная с 60-х годов, наметилась тенденция ускоренного развития и внедрения новых геофизических методов исследования нефтегазовых скважин (РК, АК, ЯМК, ИК и др.), которые существенно увеличили объем получаемой информации и расширили возможности методов ГИС при подсчете запасов У В сырья.

  Необходимость обработки большого объема информации ГИС потребовала применения ЭВМ. Большой вклад в развитие этого направления внесли отечественные ученые и специалисты Н.Н.Сохранов, СМ. Аксельрод, Я.Н. Басин, В.Г. Ингер-ман, СМ. Зунделевич, М.Г. Злотников, А.Я. Фельдман, Е.В. Чаадаев, П.И. Козлов, Г.Н.Зверев, Р.Х. Еникеева, В.А. Аракелян, В.С.Афанасьев и многие другие. В последние годы 20 века в различных организациях России и стран ближнего зарубежья: ВНИГИК, ВНИИГеосистем, ВНИИГеофизика, ВНИИГИС, ЦГЭ, ЗапСибнефтегеофи-зика, Центргазгеофизика, ЗапСибНИИгеофизика, УкрНИГРИ, БелНИГРИ и других -были разработаны различные системы обработки ГИС на персональных компьютерах. По геофизическим организациям была быстро распространена разработанная во ВНИГИКе система «ГИНТЕЛ», ориентированная, в основном, на выдачу оперативных заключений по данным ГИС. Повышению эффективности эксплуатации объекта способствует интеграция совокупности геолого-геофизической информации, получаемой на всех стадиях освоения месторождения (доразведка, проектирование разработки, контроль эксплуатации) или ПХГ в единую модель объекта.

  Интеграция совокупности геолого - геофизической информации в единую модель объекта обеспечивает повышение эффективности эксплуатации объекта за счет оптимизации его освоения (доразведка, проектирование разработки, контроль эксплуатации).

  Основные эффекты при обобщении геоинформации достигаются применением интегрированного программного обеспечения. Такой подход частично был реализован на базе ПЭВМ PC/AT 286, 386, 486, 586 в системе «Подсчет», объединяющей АРМы ГИС-Подсчет, СпецГИС-ИННК, Акустика, Геомодель, Сапфир, Лаборатория и другие. Созданием АРМов, входящих в систему «Подсчет», занимались Ф.З. Хафи-зов, Е.Е. Поляков, П.Г. Гильберштейн, В.Х. Ахияров, А.Я. Фельдман, Я.Н. Басин,

  15 С.А. Каплан, В.И. Петерсилье, В.А. Аракелян, И.А. Мартьянов, Л.И.Орлов, В.Г. Топорков и другие ученые и специалисты России.

  Как правило, разрабатываемые АРМы были направлены на решение частных задач. Отдельные АРМы обработки данных ГИС, промысловых исследований, подсчета запасов, контроля разработки, обработки данных сейсморазведки, анализа керна и т.п. создавались без учета взаимосвязи с базой знаний, накопленных за предыдущие годы. Зарубежные системы: CHARISMA (Норвегия), INTEGRAL (Франция), TIGRESS (Великобритания), система фирмы LAND MARK (США) и компании Schlumberger (США) - превосходят российских аналогов интегрированных систем в техническом и технологическом плане, но зачастую уступают им по алгоритмическим \ решениям, наукоемкости и адаптивности к российской аппаратуре и методическому | режиму исследования месторождений.

  Во всех приведенных системах решается глобальная задача оптимальной методики разработки и эксплуатации месторождения с использованием данных промы-слово-геофизических исследований скважин, сейсморазведки, анализа параметров разработки. Эти системы предусматривают на входе разнородную информацию, полностью проэталонированную, а самое главное, довольно жесткую регламентацию методик анализа и интерпретации, которой рекомендуется придерживаться всем пользователям во всех случаях. Приведенные достоинства в условиях российских нефтегазовых предприятий, условий неметрологированных измерений и в то же время наличия глубоких отечественных разработок в области интерпретации ГИС, сейс- \ / моразведки и промысловых данных превращаются в недостатки указанных систем и Ь заметно сдерживают их продвижение на российский рынок консалтинговых услуг.

  Практически все зарубежные интегрированные системы обработки и интерпретации полностью^гнорируют знания по региону, зоне, площади, по которым ведется анализ. Это связано с единообразной схемой интегрированного анализа в этих системах (в среднем, везде верной, а в частности, неверной в каждом конкретном случае) и с непродуманной системой адаптации для получения адекватной модели [8]. Кроме того, реально невозможно оснащение геофизических предприятий отрасли зарубежными системами обработки геоинформации.

  Учитывая, что основная (по информативности, качеству, достоверности) информация об объекте УВ сырья относится к скважине (а значит к данным ГИС), геофизические предприятия должны подготавливать кондиционную (для цифрового моделирования) геологическую информацию. Это возможно при условии интерпретации результатов ГИС с учетом данных по уже пробуренным скважинам. Таким образом, геологическое моделирование объекта целесообразно разделить на два этапа: 1 -в геофизической службе; 2 - в газодобывающем предприятии, НИИ.

  Такой подход к получению геологических параметров по данным ГИС практически будет полностью отвечать требованиям к качеству подготовки исходных данных для создания цифровых моделей в НТЦ, НИИ отрасли. На рис. 2 представлена принципиальная схема технологического решения геомоделирования в отрасли.

  На первом уровне (предприятия ОАО «Газпром») интеграции данных, вероятно, достаточно использование программно-методического обеспечения ДОАО «Газ-промгеофизика», которое, по желанию, может быть установлено в предприятиях любого уровня.

  На втором уровне интеграции данных (НТЦ и выше) в настоящее время применяются зарубежные системы (в основном фирм Шлюмберже, Лэндмарк).

  Располагая компьютерными технологиями моделирования результатов геологической интерпретации данных ГИС в цифровую модель объекта, геофизические службы отрасли имеют возможность организовать системы компьютерного контроля (в перспективе геолого - геофизический мониторинг) за эксплуатацией УВ сырья.

  Для решения этих задач необходимо было разработать методику, технологию моделирования геологических объектов как основу геолого - геофизического мониторинга объекта эксплуатации углеводородного сырья.

  Принципиальная схема создания цифровой модели УВ сырья

  Уровень

  интеграции

  данных

  Пользователь

  Этап создания геомодели

  2-й уровень

  НТЦ «Газ добыча»

  Управление РАО «Газпром»

  НТЦ предприятий «Газдобыча»

  Геологические отделы ООО ОАО «Газпром»

  Интеграция геолого-геофизических и промысловых данных с результатами 3-х мерной сейсморазведки

  Геологическая модель 1-го уровня

  1 -ый уровень Предприятия ДО АО «Газ-промгеофизи-ка»

  Управления ОАО «Газпром»

  НТЦ предприятий «Газдобыча»

  *НИИ *ИГЦ

  Геологические отделы 000 ОАО «Газпром»

  Производственные предприятия ДО АО «Газпром-геофизика»

  Геологические службы СПХГ на промыслах

  Интеграция данных ГИС с

  учетом результатов 2-х

  мерной сейсморазведки и

  Геологическая интерпре

  тация

  промысловых данных

  Примечание: * - если нет модели 2-го уровня

  Рис.2

  2. Разработка методики и технологии трехмерного цифрового

  моделирования параметров

  2.1. Термины и определения

  Геологическая модель - это интегрированная совокупность геологических, геофизических и промысловых данных, объемно имитирующая геологический объект | / і исследований (резервуар УВ) и позволяющая исследовать его геологическое строение ; '* —* (неоднородность) и процессы, происходящие в объекте при его эксплуатации.

  Геологическая модель объекта, как правило, в зависимости от объема, информативности данных, представляет собой логическое сочетание детегжггшгоованной и А стохастической моделей.

  Детерминированная модель характеризует геологическое строение объекта -
  количественно в каждом узле интерполяционной сетки фильтрационно - емкостные
  свойства пород. Д /\

  Стохастическая модель аналитически описывает свойства объекта и применяется, как правило, для:

  оценки коэффициента газонасыщения выше (ниже) уровня флюидального контакта (переходная зона, зона обводнения);

  оценки зависимых параметров (например, проницаемости или остаточной

  водонасыщенности от глинистости и пористости).

  ~ ' П

  Геологическая модель объекта исследований должна содержать, как минимум,

  три трехмерные модели:

  каркасную (реперную или структурно-каркасную);

  литолого - фациальную модель (литотипы, эффективные толщины, пористость, проницаемость);

  - модель флюидонасыщения (пространственное разделение продуктивной
  толщи поверхностями ГВК, ГНК, ВНК на зоны однородного газонефтенасыщения с
  оценкой коэффициентов нефтегазонасыщения в пластах - коллекторах).

  Каркасная геомодель представляет композицию из условно однородных пластов и создается, как правило, по стратиграфическим комплексам согласного залега-ния пород (седиментационным циклам).

  Результатом анализа литолого-фациальной модели является:

  - выделение генетических типов отложений;

  _w»

  выделение в объеме резервуара коллекторов, коллекторов с начальным rga-_ _ диентомдавления и непроницаемых перемычек;

  воссоздание палеоструктурных, палеогеографических и палеогеоморфологи-ческих особенностей осадконакопления;

  оценка потенциальных ресурсов подземного резервуара и находящихся в нем запасов газа в целом и по отдельным зонам, районам.

  Динамическая модель флюидонасыщения объекта может быть математической Д (результат теоретического расчета по физическим законам движения жидкости и газа) ^ и цифровой (как результат интеграции и интерполяции фактических геолого- А геофизических и промысловых данных). Критерием уровня познания происходящих в эксплуатационном объекте процессов является степень совпадения этих двух моделей, т. е. теоретических результатов и фактических данных.

  Процесс создания и развития геологической модели имеет итерационный характер: интегрируя геолого - геофизическую информацию в единую модель объекта (детерминированную и/или стохастическую), специалист получает новую информа- /Д j цию об объекте исследования, которую он может использовать для уточнения модели (тектоника, циклы осадконакопления, фации, гидродинамические блоки, зоны и т.д.). [\ г

  Методика трехмерного геологического и динамического моделирования определяется не только целями и решаемыми задачами, но и возможностями наглядного представления полученных результатов. Исходной информацией являются дискретные данные по скважинам и двухмерные карты параметров по данным полевой геофизики. Основными результатами моделирования (формами представления информации) являются карты параметров, контуры газонефтенасыщения, геологические разрезы по любому направлению, подсчетные параметры, блок - диаграммы, карты параметров по поверхностям произвольного сечения объекта, контуры непрерывного распространения групп пород и т.д. Графические построения и расчеты могут быть выполнены по определенным зонам, пластам, участкам, в т.ч. с учетом кате-горийности запасов и рентабельности их добычи. Методические основы моделирования определяют его технологию - закономерную последовательность вычислительных операций (рис.3).

  Обоснование выбора параметров

  модели

  Подготовка данных с анализом их достоверности

  Построение схематической модели объекта

  Построение геологической модели

  тектоника, литология

  геометрия

  Кпр, Нэф, Кп

  Построение динамической модели

  ГВК, ГНК, ВНК

  Нэф.г, Нэф.н

  Оценка точности

  контроль

  Оценка запасов

  начальные

  текущие

  Рис. 3 Технологическая блок-схема геомоделирования

  21 Взаимосвязь геомодели с системой фильтрационного моделирования осуществляется через обменный файл, содержащий геологические параметры объекта в соответствующем формате.

  2.2. Информационное обеспечение геологической модели объекта

  Информационное обеспечение представляет собой единую базу данных (БД). Ввод геоинформации проводится либо вручную (по формам БД), либо автоматически, из специальных приложений. На каждую группу геоинформации, имеющую табличный вид, разработаны специальные формы (шаблоны) в формате .exl, данные с которых автоматически вводятся в БД.

  Информационное обеспечение (ИО) модели объекта по назначению подразделяется на две группы:

  ИО этапа создания геологической модели;

  ИО компьютерного исследования и анализа начального и текущего состояния объекта эксплуатации.

  Ниже приводится описание состава информации и типовых входных форм формата .exl, соответствующих структуре типовой модели данных.

  2.2.1. Информационное обеспечение создания геологической модели объекта

  Создание геологической модели объекта, как правило, соответствует уровню подсчета (пересчета) запасов и имеет итерационный характер - возникающие вопро-сы на различных этапах создания модели требуют пересмотра результатов геологической интерпретации геофизических данных.

  Предполагая, что информационное обеспечение полевой геофизики создается по специализированным регламентным документам, можно определить и формализовать состав данных, необходимых для создания геологической модели объекта.

  4. Стратиграфия. Приводится краткое литолого - стратиграфическое описание разреза с указанием зон поглощения бурового раствора, аномальных (высокого, низкого) пластовых давлений.

  5. Принимаемая тектоническая модель - пликативная или дизъюнктивная. Для разрывных нарушений приводятся их местоположение, вертикальные и горизонтальные смещения (в виде таблиц и/или карт).

  3. Результаты седиментологического анализа - циклы осадконакопления с указанием пачек согласного и клиноформного залегания пород, перерывы, размывы, границы угловых несогласий залегания пород. Сведения об использовании априорной информации при построении структурных карт кровли, подошвы сидиментационного цикла.

  4. Нефтегазоносность. Выделение по разрезу, схематически в плане гидродинамически изолированных залежей газа, нефти доказанной или предполагаемой продуктивности.

  5. Результаты анализа пластовых вод по гидродинамически изолированным объектам - состав, минерализация, удельное электрическое сопротивление в пластовых условиях.

  6. Сведения о компонентном составе и физико - химических свойствах газа, конденсата, нефти.

  7. Результаты исследований керна - пористость, глинистость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, остаточная газонефтенасыщенность, карбонатность, гранулометрия.

  8. Диаграммы комплекса ГИС - бурения.

  9. Результаты геологической интерпретации данных ГИС - бурения.

  10. Данные инклинометрии скважин.

  11. Данные опробования и испытаний пластов.

  12. Общие сведения о скважинах. Тип, назначение, координаты, альтитуда, конструкция, качество цементирования колоны, перфорация.

  13. Результаты полевой геофизики: карты глубин по отражающим горизонтам, сейсмических атрибутов, гравитационного, магнитного поля, их региональной и локальной составляющих, если имеется корреляционная связь со структурой объекта.

  14. Дополнительные имеющиеся данные: геохимия, данные пластовой накло-нометрии, результаты интерпретации данных специальных методов (дистанционных, радиоволнового прослушивания, электроразведки и т.д.).

  15. Геолого - геофизическая изученность объекта. Приводятся сведения о выполненных геофизических объемах:

  1. По полевой геофизики - методы, масштабы, объемы работ, местоположение площадных и профильных исследований. Качество исходных данных, результаты интерпретации (тема - договор, «Заказчик», «Исполнитель», отчет).

  2. По геофизическим исследованиям скважин - выполненные комплексы ГИС по скважинам, качество, причины недовыполнения.

  2.2.2. Информационное обеспечение анализа текущего состояния объекта эксплуатации

  Анализ текущего состояния объекта включает решение задач от оценки текущих запасов до выдачи рекомендаций по повышению производительности скважин. Ниже приводится основной состав необходимой информации.

  1. Промысловые данные учета и контроля за эксплуатацией объекта:

  продуктивность (приемистость) скважин;

  накопленная добыча отобранного и закаченного газа;

  пластовое и забойное давление;

  режимы работы скважины;

  состояние фонда скважин.

  2. Результаты геофизического контроля за эксплуатацией объекта:

  - оценка дифференциальных дебитов и состава притока флюида в скважину;

  оценка пластового давления;

  оценка текущего значения в пласте Кнг. J_\ Основными параметрами при геомоделировании являются площадь геомодели,

  стратиграфический интервал исследований, литотипы пород, их пористость, проницаемость и насыщение пород.

  При выборе площади геомодели, как в прочем и других параметров диссертант исходит из цели геомоделирования (подсчет запасов, создание технологической схемы разработки месторождения, контроль эксплуатации) и методико - технологических особенностей моделирования.

  При сеточном моделировании контур объекта исследования должен представлять собой прямоугольную фигуру, угловые точки которой задаются в топографической или иной системе координат. При этом размер модели должен обеспечивать неразрывное проведение контуров нефтегазонасыщения, а скважины могут (по коорди-

  24 натам) выходить из контура модели, но будут учитываться при интерполяции параметров.

  Интервал глубин геомодели может ограничиваться или кровлей и подошвой газонефтеносных пластов (объектов) или подошвой и дневной поверхностью. Ограничения могут быть только на физическом уровне - в объемах модели, возможностях используемых технических средств.

  При выборе литотипов пород, в зависимости от литолого - минералогических особенностей и цели, возможна их классификация как с приоритетом литологическо-го состава разностей пород, так и с приоритетом пористости. Наглядным подтверждением последнего является классификация А.А. Ханина для терригенных образований Уренгойского НГКМ.

  Наличие пород различного литолого - минералогического состава, обладающих близкой пористостью, обуславливает, при решении ряда задач геомоделирования, использование проницаемости, отличительной особенностью которой является ее резкая дифференциация. Насыщение определяется типом флюида и коэффициентом нефтегазонасыщения.

  Например, для Урегнойского НГКМ принята следующая градация зон флюи-донасыщения: газ, газ + вода, газ + нефть, недонасыщение по газу, продукт - возможно газ; нефть, нефть + вода, недонасыщение по нефти, продукт — возможно нефть, вода.

  В создании геологической модели наибольший вес, информативность, приоритет имеет геологическая информация, получаемая по результатам интерпретации данных ГИС. Кроме этой базовой информации, необходимо (для интерполяции параметров в межскважинном пространстве) использовать в качестве априорной информации данные полевой геофизики (карты изохрон, глубин, сейсмических атрибутов, возможно (при наличии устойчивой корреляционной связи) карты гравитационного, магнитного полей и их производных и результаты выполненных работ по обобщению данных с целью уточнения геологического строения объекта региона.

  Подготовка исходных данных для геомоделирования включает в себя следующие операции:

  1. Создание базы данных;

  2. Проверка полноты исходных данных;

  3. Проверка достоверности исходных данных.

  _{А А}

  4. Подготовка оптимального фонда скважин jL\ Л j

  Вопросы контроля качества, достоверности исходных данных весьма значимы при интеграции геоинформации в модель объекта по двум причинам:

  любой параметр (его значения) находит отражение в геологическом строении объекта;

  выявление и устранение погрешности в исходных данных уже после создания цифровой модели приводит к необходимости пересчета модели. Если таких ошибок много (а практически 3 - 5% информации корректируется в процессе моделирования) и они обнаруживаются только в конечном результате (по модели объекта), то геомоделирование переходит в итерационный процесс с непредсказуемым временем завершения.

  Поэтому, исходя из накопленного определенного опыта в цифровом моделировании объекта, любая технология интеграции геоинформации должна обладать развитой (развиваемой) системо^срнтроля ^достоверности исходных данных, включающей как контроль значений отдельного параметра, так и логические и физические связи параметров.

  2.2.3. Создание базы данных

  Создание базы данных заключается в формировании рабочих баз в объеме, достаточном для обеспечения решения поставленной задачи. При этом исходные данные могут заноситься вручную (с бумажных носителей), программно, если представлены в специальных форматах:

  для таблиц форматы .exl, .dbf, .doc;

  для обрабатывающих систем АРМГ, КТ ОИГИС;

  специализированные форматы .LAS.

  При формировании БД необходима система контроля качества (достоверности) данных.

  После создания базы данных производится проверка полноты и качества исходных данных. Понятие полноты исходных данных относительно и зависит как от

  с '" " " ' " ~ "~~ "

  конечной цели геомоделирования (подсчет запасов, контроль эксплуатации), так и

  26 методико-технологических особенностей геолого-геофизической интерпретации данных.

  Проверка полноты исходных данных

  Полнота данных по скважине определяется задачей и объемом (фонда скважин) информации. Для задач геомоделирования одна группа должна быть обязательной (для первого этапа построения каркасной модели), другая находится в зависимости от планируемой степени детализации модели.

  Параметры, которые должны обязательно присутствовать: номер скважины, имя пласта, координаты устья скважины, глубина кровли первого пласта, альтитуда скважины, поправка за удлинение ствола скважины; поправка в координаты за кривизну скважины. Параметры, необходимые для решения задач детализации геологи-ческого разреза и его флюидонасыщения: кровля и подошва «п» пласта, глубина ГВК и ВНК, пористость, коэффициент газонефтенасыщения.

  Вышеизложенное реализовано диссертантом в БД ГИН, в котором широко развит компьютерный анализ полноты и качества информации под конкретно решаемые задачи.

  Проверка достоверности исходных данных

  Учитывая, что для создания цифровой модели объекта необходимо достаточно большое разнообразие информации (которая получается как в результате компьютерной обработки, так и путем сборки ручного ввода в БД), возникает большое разнообразие погрешностей, которые существенно сдерживают процесс создания модели объекта. В общем случае, независимо от источника получения информации, необходима жесткая система контроля - каждый параметр должен проверяться на достоверность его значения.

  Проверка достоверности исходных данных, в силу многообразных причин погрешностей, их величин и форм проявлений, представляет собой более сложную задачу, чем проверка полноты исходных данных. Практически все возможные погрешности в данных можно разделить на две группы:

  случайные (описки, ошибки ввода данных и т.д.);

  методические (в стратиграфической разбивке - корреляция, в оценке характера флюидонасыщения и т.д.).

  27 По величине и форме проявления можно выделить грубые (ураганные значения) ошибки и «вероятные». Первые из них, в основном, выявляются более уверенно и просто, в то время как для выявления вторых необходимо использовать более сложные методические приемы. Вне зависимости от вида проявления, проверяются и контролируются погрешности по каждому используемому параметру. При этом в процессе работ выработан определенный комплекс проверок, который постоянно развивается. Ниже приводится ряд правил системы контроля достоверности данных.

  Проверка глубин

  Глубины и альтитуды проверяются на возможный диапазон изменения.

  Значение глубины подошвы пласта (пропластка) должно быть больше, чем значение кровли для одноименного пласта (Нп¹ > Нкр¹). В этом случае контролируются ошибки ввода данных, ошибки в поправках за удлинение ствола и опечатки.

  Для смежных пластов значение на кровле нижележащего пласта должно быть больше, если отсутствует перемычка, или равно, при непрерывности пластов, значению на подошве верхнего пласта (Нк¹⁺¹ > Нп¹).

  Для глубин стратиграфических поверхностей и пропластков должно выполняться условие: первая и последняя отметка в попластовых данных должна соответственно равняться отметкам кровли и подошвы стратиграфических (Нкрстр = Нкрпопл; Нпстр = Нппоп). В этом случае контролируется правильность попластовой разбивки и ее занесение в базу.

  Проверка условия непрерывности последовательности пропластков (пластов) по равенству глубин на подошве вышележащего пропластка (пласта) кровле его подстилающего (Нк¹⁺¹ > Нп¹). В этом случае кроме опечатки контролируется правильность поправок за удлинение ствола и выпадение пропластков.

  Проверка правильности занесения имени (кода) пласта (п^ > пГ).

  Сопоставляются данные в БД со справочной информацией.

  Отметки глубин ГВК и ВНК (Нгвк¹« Нгвк^ср)

  Так как ГВК и ВНК близки к плоскости, то по отклонению от некоторого среднего значения для всей площади или куста можно выявить погрешности, обусловленные интерпретацией, опечаткой или связанные с погрешностью альтитуды и поправки за удлинение ствола скважины.

  28 Проверка альтитуд (Нальт' » Нальт^ср ± Аср кв)

  В условиях, близких к равнинным, грубые ошибки выявляются по отклонению от среднего значения для площади или для куста.

  Проверка координат скважин

  Координаты скважин должны находится в интервале координат исследуемой

  площади

  {Хтах > Хскв} > Xmin {Утах > Ускв} > Утіп

  По принадлежности их одному кусту - выполнение условия для координат

  устья скважины (Vx^ + У]² - л/Хі +У₂

  По принадлежности их к разным кустам VXj² + Yj² - л/Xj + У₂² > М м. Как правило, М = 500 м.

  Поправка за удлинение ствола скважины (AL)

  Поправка должна быть больше нуля (AL>0)

  Поправка на подошву одноименного пласта (пропластка) должна быть не меньше, чем поправка на кровлю (АЬ_П0Д' > AL^'), а по отношению к нижележащему пласту не больше, чем поправка на его кровлю (АЬ_П0Д^Ь < AL_Kp^L+1).

  Изменения поправок пластовых данных должно быть пропорционально их толщинам.

  Проверка правильности занесения литотипов, значений пористости и газонасыщения.

  Код литотипа должен соответствовать коду справочника (общего или локального).

  Код насыщения должен соответствовать коду справочника.

  Коэффициент пористости должен соответствовать литотипу и условию 0 < Кп < 0,4. Каждый литотип проверяется на допустимый диапазон изменения значений Кп.

  Коэффициент газонасыщения должен соответствовать условию 0 < Кнг < 0,98. Соответствие литотипа насыщению

  Литотипу коллекторов отвечает любой тип флюидонасыщения. Неколлекторам - отсутствие флюидонасыщения.

  29 Последовательность (сверху вниз разрезу) насыщения в пласте

  газ—иіефть—>вода.

  Контроль эффективных толщин

  Общая эффективная толщина больше или равна сумме нефтегазонасыщенных

  толщин Нэф > (Нэф н + Нэф г).

  Эффективные толщины меньше или равны толщине пласта Нэф < (Нп -

  Нк).

  Эффективные толщины больше или равны газонасыщенным и нефтенасыщен-ным толщинам Нэф > Нэф г; Нэф > Нэф н. Проверка и контроль глубин границ.

  Выявление потенциальных ошибок в глубинах границ пластов связано с определенным анализом структурных поверхностей, что решается как в результате арифметических операций (экспрессный способ), так и путем анализа карт (углубленный способ).

  По изменению толщин пластов и перемычек (Ні « Hep ± А )

  Выдержанность толщин осадочных образований является одним из критериев правильности корреляции и интерпретации. Производится вычисление среднего значения толщины и среднеквадратического отклонения. Существенное (2 - За) отличие контролируемого значения от среднего может рассматриваться как погрешность.

  По результатам расхождения глубин в кусте.

  Совокупность погрешностей наиболее ярко проявляется при сопоставлении глубин пластов в «кусте» скважин.

  Для реперных границ минимальная погрешность (а) определяется из условия

  а = ALcp tg аср (ОС_Ср - средний угол наклона границы, ALcp - среднее расстояние

  между скважинами в кусте).

  Варьируемая величина погрешности АН < СУ

  В этом случае при R= 100 м О = 2,5 м; при R > 100 м СУ = R 0,015 + 1(м); при R > 300 м СУ = 0,017 R, где R - расстояние между скважинами. Углубленные способы анализа.

  Проверка глубин в кусте

  Производится построение карт по одиночным скважинам из куста. Находится разность между значениями скважины, не участвующими в построении, и значениями, соответствующими им на карте. По результатам отклонений производится анализ и определение вероятно ошибочного значения. Объяснением расхождения может быть точность инклинометрических измерений, особенности осадконакопления и т.д. Решение принимается после анализа.

  Проверка по отклонению от сглаженной поверхности

  В ряде случаев, когда не возможно выяснить, какая из скважин содержит ошибку, прибегают к построению карт с радиусом сглаживания, превосходящим расстояние между скважинами. По результатам отклонений от сглаженной поверхности определяют вероятно ошибочное значение глубин.

  Проверка по разрезам

  Строится каркасная модель и через интересующие скважины проводится линия разреза. По гладкости рельефа делается заключение о возможных погрешностях в данных.

  Проверка альтитуд

  Производится построение карты дневного рельефа и по его гладкости делается заключение о потенциально ошибочных значениях альтитуд.

  Проверка координат скважин

  Одной из возможных проверок значительных ошибок в координатах скважин является анализ разности оцифрованной карты и значений в скважинах. В этом случае выявятся ошибки, допущенные при занесении координат в базу. Если это ошибка привязки, то выделение ее проблематично.

  2.2.4. Выбор оптимального фонда единичных скважин для построения геологической модели

  Одним из основных положений геомоделирования является использование всего фонда скважин. Это положение, как правило, не вызывает сомнений на стадии разведки; но на стадии эксплуатации, когда появляются кустовые скважины (скважины, расстояние между которыми меньше 0,5 см карты или шага интерполяционной сети), это положение не является однозначным.

  31
  Достоверность границ и толщин пластов в кустовых скважинах чаще всего не- у /
  высокая. В связи с этим при создании геологической модели месторождения возника- )\ {
  ет дилемма: или использовать всю совокупность скважин, или использовать одну І І і
  сква2кггнхж³~куста,__^.--

  Использование всех скважин куста искусственно "раскачивает границы" из-за /, ошибок в данных, что приводит к нереальному пересечению пластов при их корре- \ \ ляции в кустах. При использовании одной скважины границы получаются более / Л плавными, но в этом случае важно выбрать наиболее "достоверную" скважину из куста. Проблема выбора скважины достаточно неоднозначна.

  Исходя из всего вышесказанного и теории обработки экспериментальных данных, целесообразна проводить выбор скважины из куста по величине отклонения от \ \ _; среднего значения по кусту. В качестве параметров, по которым следует проводить/ 1 необходимые вычисления, нужно использовать глубины залегания границ контактов (ГВК, ВНК), кровли (Нк) и подошвы (Нп), толщины пластов (АН), эффективные толщины коллекторов (Ah).

  Достаточно широкий набор параметров обусловлен различным характером проявления ошибок в них. Так при анализе Нк и Нп в них сохраняются и случайные и систематические ошибки, в то время как при анализе АН и Ah часть систематических ошибок исключается.

  В целом ряде случаев наблюдается ситуация, когда в верхней части разреза присутствуют в кусте три и более скважины, а в нижней части - одна или две. Если остается одна скважина, то она и выбирается для всего разреза, так как исключается переход от одной скважины к другой. В случае если остаются две скважины, то при условии вертикальности обеих выбирается та из них, показатели которой в верхней части имеют минимальные отклонения от средних значений.

  Технологическая схема выбора оптимальных скважин и подготовка данных выглядит следующим образом.

  Определяется перечень вертикальных скважин и из них:

  1. Определяются и выбираются скважины, которые в кустах просматриваются по всему разрезу, но остаются единичными в последних пластах.

  4. Для кустов, где больше двух скважин в верхней части разреза, но две в нижней части, производятся вычисления с определением среднеарифметических и сред-неквадратических отклонений от средних значений соответственно по Нк, Нп, АН и Ah для верхней части разреза, где три и более скважины. По результатам этих вычислений выбирается одна из двух оставшихся в нижней части разреза скважины.

  5. В случае, когда в кусте больше двух скважин, производится вычисление среднеарифметических и среднеквадратических отклонений от средних по каждому пласту. И на основе минимальных значений, с преимуществом среднеквадратическо-го, выбирается наиболее достоверная скважина.

  6. Проводится качественный анализ - выбор оптимальной скважины по минимальному расхождению с априорной структурной поверхностью. На сопоставлении 2-х решений геологом принимается окончательное.

  7. По всем оптимально выбранным скважинам рассчитывается геометрическая невязка DHr (в пределах допустимой технической инструкцией погрешность):

  по границам контактов флюидов (если они четко отбиваются внутри однородного пласта - коллектора);

  по плавности границ и выдержанности толщин.

  6. Для всех оставшихся кустовых скважин рассчитываются DHr по корреляции
  с основной скважиной куста и реперными границами (картами) объекта.

  Эти данные используются для построения геологических моделей кустов, характеризующие неоднородность объекта.

  2.3. Методика и технология геометрического моделирования

  Под геометрическим геомоделированием понимается создание основных геологических поверхностей, в качестве таковых выступают кровли и подошвы пласта-коллектора и горизонта (свиты) включающего его. Исходными данными являются величины абсолютных отметок этих поверхностей по скважинам и структурные карты, построенные по некоторым геологическим поверхностям, не всегда совпадающим по абсолютной отметке с рассчитываемыми (по данным сейсморазведки), но несущим дополнительную информацию.

  33 Необходимость использования структурных карт по отражающим горизонтам (карт-аналогов) объясняется несколькими основными причинами: 1 - ограниченностью количества исходных скважин и неравномерностью их распределения по площади; 2 - наличием структурно-тектонических особенностей (разрывные нарушения, выклинивания); 3 - практическим отсутствием скважин за пределами продуктивной части (отсутствие информации для экстраполяции параметра по скважинам, т.е. данные о региональном фоне).

  Для построения карт-аналогов возможно использование практически любого геопотенциального поля (сейсмического и т.п.), если имеется корреляционная связь его с интерполируемым параметром - кровлей, подошвой объекта и т.д.

  Подтверждением разнообразия объема данных (первая причина) является сопоставление плотности скважин на месторождениях Юбилейное и Уренгойское (ЮК). В первом случае в среднем на один квадратный километр приходится (на 1972 г) 0.013 скважины, а во втором - около 0.4 скважины, причем на отдельных участках (кустах) эта плотность достигает 4 скв/км². Примером разнообразия структурно-тектонических условий геомоделирования может служить рис.4, на котором представлены Уренгойское, Пунгинское и Бованенковское месторождения и Осиповиче-ское ПХГ.

  Характерной особенностью, как правило, является уменьшение количества данных (пластопересечений) с переходом к более глубоким границам, что обуславливает организацию процесса моделирования, начиная с вышележащих пластов, используя более надежные построения в качестве карт-аналогов, в то время как их геологическое формирование происходило в обратном направлении.

  2.3.1. Построение структурной карты кровли пласта.

  В основе построения структурной карты кровли, как всякой другой карты лежит принцип интерполяции и экстраполяции значений на регулярную сетку при наличии дискретных значений на нерегулярной сетке.

  Анализируя различные комплексы, алгоритмы и программы интерполяции (алгебраические полиномы, сплайны, крайкинги) диссертантом сделан вывод, что наилучшим образом решение этой задачи осуществляется с помощью программы

  Структурно-тектонические условия моделирования

  а - согласное залегание( Уренгойское ГКМ);

  б - выклинивание ( Пунгинское ГКМ );

  в - блоковая тектоника ( Бованенковское ГКМ);

  г - размыв ( Осиповическое ТТХГ )

  та песчаник

  ЛЛ«ЛРОЛМТк(Д

  ахввРО/мгы!

  гвкна закачку

  Рис.4

  35 «Геофит», разработанной на основе гармонических функций под методическим руководством д.ф-м.н. В.И. Аронова (62, 66).

  Комплекс «ГеоФИТ» обладает следующими особенностями и преимуществами:

  возможностью получения устойчивых, гладких интерполяционных решений, при отсутствии фиктивных математических аномалий поля при любой степени неоднородности структуры исходной сети;

  автоматической адаптацией в условиях, когда сеть и поле не стационарны;

  высокой точностью интерполяции с асимптотическим приближением к величине ошибок, получаемых по теореме отсчётов;

  эффективностью фильтрации случайных компонент, близкой к теоретической эффективности оптимального винеровского фильтра;

  равномерной аппроксимацией в исходных узлах. Возможностью, если необходимо, задания в каждом узле индивидуальной ошибки аппроксимации;

  алгоритм может автоматически учитывать изменение отношения сиг
  нал/помеха, структуры и плотности размещения исходных данных на площади иссле
  дований;

  возможность определения дисперсии случайной компоненты поля и ошибки
  интерполяции (точность карты);

  практическим отсутствием краевого эффекта при наличии значительного тренда;

  использованием для повышения точности интерполяции в условиях редкой сети наблюдений косвенных данных, корреляционно связанных с целевым;

  при интерпретации могут учитываться априорно задаваемые верхняя и нижняя границы признака;

  возможностью использования как модуля в самых разнообразных вычислительных системах.

  Диссертантом установлено, что использование комплекса «ГеоФИТ» при интерполяции с шагом сетки не более 0.5 - 0.25 расстояния между скважинами, раз-

  36 ность между глубиной пласта по скважине и глубиной этого пласта, снятой с карты (при линейной интерполяции между изолиниями, узлами сетки), не превышают 0,5 допустимой (по технической инструкции) погрешности определения глубины.

  В условиях кустов скважин подобный подход при выборе шага сетки не эффективен, т.к. требует огромного объема памяти. Достаточно провести элементарный расчет для Уренгойского или Ямбургского месторождения. Если площадь модели составляет ~ 9000 км², а шаг между скважинами ~ 50м, то количество узлов интерполяции даже при шаге сетки 25 м составит 14 400 000. Поэтому в условиях кустов был выработан иной подход к выбору шага между узлами, обеспечивающий необходимую точность интерполяции, который может распространяться и на не кустовые скважины. Суть его заключается в связи шага сетки с точностью определения координат пластопересечения в «вертикальных» скважинах. Как известно, эта точность определяется условием [6] V АХ^Тду⁷ = 0,05 Н, где АХ и АУ - приращение координат пла-стопересечений относительно устьевых; Н - глубина залегания пласта. Так при Н = 2000 м точность определения составит 100 м. Принимая шаг сетки 100 м и смещая все скважины в узлы (величина смещения составляет не более 50м), мы решаем сразу две взаимосвязанных задачи интерполяции: достигаем практически абсолютного соответствия значения на карте и в исходных данных, и оптимизации объема интерполяционных узлов.

  Насущной проблемой при построении карт является повышение достоверности и точности в области экстраполяции. Для исключения значительных ошибок в этой области возможно использование следующих подходов. Сокращение области экстраполяции путем приближения границ к исходным скважинам; использование карты -аналога, характер поведения которой тождественен или аналогичен карте, подлежащей построению; использование фонового значения параметра, к которому должна стремиться на границе рассчитываемая поверхность; задание по периметру границы априорных (исходя из знаний о геологии региона) данных (искусственных скважин). Каждая из четырех методик имеет свои преимущества и недостатки. На настоящий момент, по совокупности факторов, наиболее технологичным является использование карты-аналога, позволяющей значительно повысить точность не только в области экстраполяции, но и интерполяции при ограниченном объеме исходных данных. В качестве карт-аналогов используются или структурные карты, построенные по дан-

  37 ным сейсморазведки, или карты, построенные ручным или иным способом по одной из поверхностей вышележащего пласта или даже данного пласта.

  Практическая реализация предлагаемых методико-технологических приемов построения карт кровли представлена на рис. 5.

  2.3.2 Построение структурной карты подошвы пласта.

  Методика построения карты подошвы пласта практически мало отличается от методики построения карты кровли. В ее основе лежат исходные данные по скважинам и карта-аналог или фоновые значения. Выбор того или иного варианта построения зависит от геологических особенностей строения площади и наличия исходных карт. В случае, когда отсутствует явно несогласное залегание кровли и подошвы и их структурное несовпадение, наиболее удобным является использование в качестве карты-аналога карты по кровле пласта. Особенно это дает хорошие результаты при небольших толщинах пластов и различного количества пластопересечений по кровле и подошве. В случае клиноформного залегания пород более точные построения достигаются при использовании в качестве аналога карты, составленной квалифицированным геологом ручным способом ( примером может служить карты по кровле и подошве пласта П + Тюменская свита Пунгинского месторождения). Иногда полезным (необходимым) является использование обоих вариантов, что позволяет оценить погрешность вычислений объема резервуара.

  Уренгойское НГКМ руктурная карта кровли пласта БУ-8-0 с контурами ГВК и ВНК

  внешний контур ГВК

  внутренний контур ГВК

  внешний контур ВНК

  - - внутренний контур ВНК

  Рис.5

  2.3.3. Учет структурно-литологических и тектонических особенностей объекта

  Для многих месторождений углеводородного сырья характерным является наличие зон выклинивания, фациального и литологического замещения, размыва (рис.4), что в конечном итоге приводит к перерыву прослеживания коллекторов и значительно усложняет технологию создания цифровой модели объекта. Основным в таких условиях является выявление геологических особенностей объекта исследования. Анализ корреляционных схем, геологических разрезов и карт должен быть направлен на установление границы размыва, толщины размытой поверхности и, в конечном итоге, на построение (восстановление) поверхности до ее размыва (ретроспективный анализ). На рис. 46 приведен результат построения геологического разреза по модели, созданной для условий размыва кровли пласта - коллектора.

  При моделировании зон выклинивания пород, как правило, необходима ручная корреляция карт по контуру этих зон, выполняемая с учетом характера выклинивания и в зависимости от геологических факторов. Результатом такой методики является построение геомодели Пунгинского месторождения, в котором пласт «П» + Тюменская свита выклиниваются субпараллельно изогипсам (рис. 46).

  В ряде случаев полезным является построение предполагаемых (интерполированных) поверхностей выклинивающегося пласта и по этим картам, как аналогам, производить построение структурных карт подошвы и кровли пласта. В обоих _вар_и-антах необходимы квалифицированные геологические построения альтернативных вариантов, что позволяет в последующем выбрать один из них с возможной оценкой погрешности вычисления объема резервуара.

  Построение геомодели в условиях интенсивной денудации и размыва требует восстановления всех доразмывных поверхностей с последующей имитацией их размыва по поверхности несогласия (рис.4г).

  Интерполяция структурных поверхностей в условиях дизъюнктивных нарушений возможна при задании координат границ блоков и амплитуд их перемещения, что наиболее однозначно определяется по сейсмическим данным. В зависимости от интенсивности дизъюнктивных нарушений на месторождении и объема исходных данных возможны два варианта построения структурных карт. Первый вариант отвечает крупноблочной модели, когда в пределах каждого блока имеется достаточное количе-

  40 ство скважин. В этом случае в пределах каждого блока производятся построения структурных карт с последующей их сборкой в единую карту. В качестве контролирующего элемента выступает амплитуда вертикальных перемещений.

  Второй вариант построения структурных поверхностей, присущий мелкоблоковой тектонике, основывается на восстановлении структурных планов доразрывно-го периода. После редукции скважинных значений строятся карты в общепринятом порядке. На заключительном этапе моделируются тектонические нарушения - производится разделение карты на блоки и их перемещение по вертикальным разрывным нарушениям. При небольшом объеме бурения и при хорошей структурной обеспеченности (данные сейсморазведки) возможно построение карты каждого блока по карте-аналогу с последующим склеиванием карт по линии разрыва. При построении детальных моделей предпочтение отдается второму способу. Создание каркасной модели сводится к сборке карт кровли и подошв стратиграфических поверхностей в единую сеточную модель.

  2.4. Построение детальной геологической модели

  Основной особенностью детальной геологической модели является широкое развитие локальных слоев в результате выклинивания и замещения. Поэтому создание этой геомодели связано с корреляционной интерполяцией выделенных слоев различных литотипов. Корреляционная интерполяция осуществляется на основе «синтетической» скважины, которая содержит слои по всем скважинам с учетом их пространственного положения. «Синтетическая» скважина рассчитывается для каждого зонального интервала (седиментационного цикла). Границы конкретного зонального интервала на синтетической скважине соответствуют средним значениям границ соответствующего седиментационного цикла. На следующем этапе производится сравнение и анализ литотипов и глубин залегания слоев последующих скважин с переносом на синтетическую скважину недостающих слоев с присвоением им порядкового номера. По завершению построения синтетической скважины производится перенесение номеров слоев с синтетической скважины на реально существующие с «выклиниванием» слоев несуществующих в данной скважине. После этого производится автоматическая интерполяция всех выделенных слоев, количество которых, как правило, в зависимости от толщины пласта и его неоднородности может колебаться от 10 до 100 и более (рис. 6).

  ^

  Mil llll HI II

  т П о

  № Ч-^л «р л.... *Л. «»

  м і і і і і і і і і і і і і

  u:cocromcccoc:cNj4cpo:oo.^c6ccor4^tccco^^cccoc^wtccoc;r\i^coo:oc^

  І^І^СССОСЕСССХІСТСОО^СГіСГОССГОСт-г-т-т-т-СЧІСЧСЧІГчСчіО^ОТ^СГСГ.^^

  игюігюіг.ігюи.юіг.юіпшгхґХсоигшсі:шсі:есшесшссшссизи:ессоесшесщ

  ҐЧ Гчі ГЧ Cvj Гч ГЧ M Л. ГЧ1 Гч Csj СЧ СчІ Гч (4 <4J СЧ OJ Гч ГЧ1 (4 ГЧ Гчі Сч ГчІ СЧ c^

  so 'J

  42 В версии 1.0 комплекса «Геомод» при построении детальной геологической модели учитываются и «висячие» скважины - в результате перенесения вычисленной величины подошвы пласта.

  2.5. Методика и технология построения карт подсчетных параметров

  В основе методики построения карт подсчетных параметров положено условие логико-математической взаимосвязи между толщиной пласта, его эффективной толщиной, песчанистостью и пористостью.

  2.5.1. Песчанистость и эффективная толщина

  Взаимосвязь между толщиной, песчанистостью и эффективной толщиной определяется выражением Нэф = Н х Песч.

  Так как после построения структурных поверхностей кровли и подошвы пласта мы, как бы априори, имеем, хотя и в неявном виде, величины толщин пласта (Н), то для вычисления эффективных толщин (Нэф) необходимо получить Н в явном виде и иметь в тех же точках (узлах) значения коэффициента песчанистости (Песч). Вычислительные операции производятся в следующей последовательности:

  рассчитывается карта общей толщины пласта как разность между картами кровли и подошвы пласта;

  рассчитываются карты песчанистости по значениям в скважинах методом интерполяции с учетом экстраполяции тренда параметра на зоны отсутствия данных;

  рассчитывается карта эффективных толщин - по карте общих толщин и карте песчанистости.

  При детальном геомоделировании карты эффективных толщин рассчитываются для каждого пласта - коллектора (прослоя), в целом по пласту (или объекту) путем их сложения (рис. 7).

  2.5.2. Пористость

  Пористость опосредствено связана с эффективной толщиной и характеризует ее своими осредненными значениями. Методика построения карты пористости не отличается от построения любой другой карты и состоит из интерполяции и экстраполяции с учетом тренда пористости на зоны отсутствия информации (рис.8).

  Уренгойское НГКМ ( Север ЦІВ Карта эффективных толщин пласта БУ-10-1 по и карта разности эффективных толщин , по геомоделированию и прямой

  Карта разности Нэф.инт -

  положительные

  отрицательные

  Рис. 7

  Уренгойское НГКМ ( Север ЦГО Карта пористости пласта БУ-

  Рис 8

  2.6. Методика и технология моделирования флюидонасыщения геологического объекта

  Модель флюидонасыщения объекта должна отвечать следующим основным

  требованиям:

  Проблемы развития компьютерных технологий создания и ведения постоянно действующих моделей по месторождениям углеводородного сырья и ПХГ

  Начиная с 60-х годов, наметилась тенденция ускоренного развития и внедрения новых геофизических методов исследования нефтегазовых скважин (РК, АК, ЯМК, ИК и др.), которые существенно увеличили объем получаемой информации и расширили возможности методов ГИС при подсчете запасов У В сырья.

  Необходимость обработки большого объема информации ГИС потребовала применения ЭВМ. Большой вклад в развитие этого направления внесли отечественные ученые и специалисты Н.Н.Сохранов, СМ. Аксельрод, Я.Н. Басин, В.Г. Ингер-ман, СМ. Зунделевич, М.Г. Злотников, А.Я. Фельдман, Е.В. Чаадаев, П.И. Козлов, Г.Н.Зверев, Р.Х. Еникеева, В.А. Аракелян, В.С.Афанасьев и многие другие. В последние годы 20 века в различных организациях России и стран ближнего зарубежья: ВНИГИК, ВНИИГеосистем, ВНИИГеофизика, ВНИИГИС, ЦГЭ, ЗапСибнефтегеофи-зика, Центргазгеофизика, ЗапСибНИИгеофизика, УкрНИГРИ, БелНИГРИ и других -были разработаны различные системы обработки ГИС на персональных компьютерах. По геофизическим организациям была быстро распространена разработанная во ВНИГИКе система «ГИНТЕЛ», ориентированная, в основном, на выдачу оперативных заключений по данным ГИС. Повышению эффективности эксплуатации объекта способствует интеграция совокупности геолого-геофизической информации, получаемой на всех стадиях освоения месторождения (доразведка, проектирование разработки, контроль эксплуатации) или ПХГ в единую модель объекта.

  Интеграция совокупности геолого - геофизической информации в единую модель объекта обеспечивает повышение эффективности эксплуатации объекта за счет оптимизации его освоения (доразведка, проектирование разработки, контроль эксплуатации).

  Основные эффекты при обобщении геоинформации достигаются применением интегрированного программного обеспечения. Такой подход частично был реализован на базе ПЭВМ PC/AT 286, 386, 486, 586 в системе «Подсчет», объединяющей АРМы ГИС-Подсчет, СпецГИС-ИННК, Акустика, Геомодель, Сапфир, Лаборатория и другие. Созданием АРМов, входящих в систему «Подсчет», занимались Ф.З. Хафи-зов, Е.Е. Поляков, П.Г. Гильберштейн, В.Х. Ахияров, А.Я. Фельдман, Я.Н. Басин, С.А. Каплан, В.И. Петерсилье, В.А. Аракелян, И.А. Мартьянов, Л.И.Орлов, В.Г. Топорков и другие ученые и специалисты России.

  Как правило, разрабатываемые АРМы были направлены на решение частных задач. Отдельные АРМы обработки данных ГИС, промысловых исследований, подсчета запасов, контроля разработки, обработки данных сейсморазведки, анализа керна и т.п. создавались без учета взаимосвязи с базой знаний, накопленных за предыдущие годы. Зарубежные системы: CHARISMA (Норвегия), INTEGRAL (Франция), TIGRESS (Великобритания), система фирмы LAND MARK (США) и компании Schlumberger (США) - превосходят российских аналогов интегрированных систем в техническом и технологическом плане, но зачастую уступают им по алгоритмическим \ решениям, наукоемкости и адаптивности к российской аппаратуре и методическому режиму исследования месторождений.

  Во всех приведенных системах решается глобальная задача оптимальной методики разработки и эксплуатации месторождения с использованием данных промы-слово-геофизических исследований скважин, сейсморазведки, анализа параметров разработки. Эти системы предусматривают на входе разнородную информацию, полностью проэталонированную, а самое главное, довольно жесткую регламентацию методик анализа и интерпретации, которой рекомендуется придерживаться всем пользователям во всех случаях. Приведенные достоинства в условиях российских нефтегазовых предприятий, условий неметрологированных измерений и в то же время наличия глубоких отечественных разработок в области интерпретации ГИС, сейс- \ / моразведки и промысловых данных превращаются в недостатки указанных систем и Ь заметно сдерживают их продвижение на российский рынок консалтинговых услуг.

  Практически все зарубежные интегрированные системы обработки и интерпретации полностью гнорируют знания по региону, зоне, площади, по которым ведется анализ. Это связано с единообразной схемой интегрированного анализа в этих системах (в среднем, везде верной, а в частности, неверной в каждом конкретном случае) и с непродуманной системой адаптации для получения адекватной модели [8]. Кроме того, реально невозможно оснащение геофизических предприятий отрасли зарубежными системами обработки геоинформации.

  Учитывая, что основная (по информативности, качеству, достоверности) информация об объекте УВ сырья относится к скважине (а значит к данным ГИС), геофизические предприятия должны подготавливать кондиционную (для цифрового моделирования) геологическую информацию. Это возможно при условии интерпретации результатов ГИС с учетом данных по уже пробуренным скважинам. Таким образом, геологическое моделирование объекта целесообразно разделить на два этапа: 1 -в геофизической службе; 2 - в газодобывающем предприятии, НИИ.

  Такой подход к получению геологических параметров по данным ГИС практически будет полностью отвечать требованиям к качеству подготовки исходных данных для создания цифровых моделей в НТЦ, НИИ отрасли. На рис. 2 представлена принципиальная схема технологического решения геомоделирования в отрасли.

  На первом уровне (предприятия ОАО «Газпром») интеграции данных, вероятно, достаточно использование программно-методического обеспечения ДОАО «Газ-промгеофизика», которое, по желанию, может быть установлено в предприятиях любого уровня.

  Термины и определения

  Геологическая модель - это интегрированная совокупность геологических, геофизических и промысловых данных, объемно имитирующая геологический объект / і исследований (резервуар УВ) и позволяющая исследовать его геологическое строение ; — (неоднородность) и процессы, происходящие в объекте при его эксплуатации.

  Геологическая модель объекта, как правило, в зависимости от объема, информативности данных, представляет собой логическое сочетание детегжггшгоованной и А стохастической моделей.

  Детерминированная модель характеризует геологическое строение объекта количественно в каждом узле интерполяционной сетки фильтрационно - емкостные свойства пород. Стохастическая модель аналитически описывает свойства объекта и применяется, как правило, для:

  - оценки коэффициента газонасыщения выше (ниже) уровня флюидального контакта (переходная зона, зона обводнения);

  - оценки зависимых параметров (например, проницаемости или остаточной водонасыщенности от глинистости и пористости).

  Геологическая модель объекта исследований должна содержать, как минимум, три трехмерные модели:

  - каркасную (реперную или структурно-каркасную);

  - литолого - фациальную модель (литотипы, эффективные толщины, пористость, проницаемость);

  - модель флюидонасыщения (пространственное разделение продуктивной толщи поверхностями ГВК, ГНК, ВНК на зоны однородного газонефтенасыщения с оценкой коэффициентов нефтегазонасыщения в пластах - коллекторах).

  Каркасная геомодель представляет композицию из условно однородных пластов и создается, как правило, по стратиграфическим комплексам согласного залега-ния пород (седиментационным циклам).

  Результатом анализа литолого-фациальной модели является:

  -выделение генетических типов отложений;

  -выделение в объеме резервуара коллекторов, коллекторов с начальным rga-_ _ диентомдавления и непроницаемых перемычек;

  -воссоздание палеоструктурных, палеогеографических и палеогеоморфологи-ческих особенностей осадконакопления;

  -оценка потенциальных ресурсов подземного резервуара и находящихся в нем запасов газа в целом и по отдельным зонам, районам.

  Динамическая модель флюидонасыщения объекта может быть математической Д (результат теоретического расчета по физическим законам движения жидкости и газа) и цифровой (как результат интеграции и интерполяции фактических геолого- А геофизических и промысловых данных). Критерием уровня познания происходящих в эксплуатационном объекте процессов является степень совпадения этих двух моделей, т. е. теоретических результатов и фактических данных.

  Процесс создания и развития геологической модели имеет итерационный характер: интегрируя геолого - геофизическую информацию в единую модель объекта (детерминированную и/или стохастическую), специалист получает новую информа- /Д j цию об объекте исследования, которую он может использовать для уточнения модели (тектоника, циклы осадконакопления, фации, гидродинамические блоки, зоны и т.д.). [\ г

  Методика трехмерного геологического и динамического моделирования определяется не только целями и решаемыми задачами, но и возможностями наглядного представления полученных результатов. Исходной информацией являются дискретные данные по скважинам и двухмерные карты параметров по данным полевой геофизики. Основными результатами моделирования (формами представления информации) являются карты параметров, контуры газонефтенасыщения, геологические разрезы по любому направлению, подсчетные параметры, блок - диаграммы, карты параметров по поверхностям произвольного сечения объекта, контуры непрерывного распространения групп пород и т.д. Графические построения и расчеты могут быть выполнены по определенным зонам, пластам, участкам, в т.ч. с учетом кате-горийности запасов и рентабельности их добычи. Методические основы моделирования определяют его технологию - закономерную последовательность вычислительных операций (рис.3).

  Взаимосвязь геомодели с системой фильтрационного моделирования осуществляется через обменный файл, содержащий геологические параметры объекта в соответствующем формате. 2.2. Информационное обеспечение геологической модели объекта

  Информационное обеспечение представляет собой единую базу данных (БД). Ввод геоинформации проводится либо вручную (по формам БД), либо автоматически, из специальных приложений. На каждую группу геоинформации, имеющую табличный вид, разработаны специальные формы (шаблоны) в формате .exl, данные с которых автоматически вводятся в БД.

  Информационное обеспечение (ИО) модели объекта по назначению подразделяется на две группы:

  - ИО этапа создания геологической модели;

  - ИО компьютерного исследования и анализа начального и текущего состояния объекта эксплуатации.

  Ниже приводится описание состава информации и типовых входных форм формата .exl, соответствующих структуре типовой модели данных. 2.2.1. Информационное обеспечение создания геологической модели объекта

  Создание геологической модели объекта, как правило, соответствует уровню подсчета (пересчета) запасов и имеет итерационный характер - возникающие вопро-сы на различных этапах создания модели требуют пересмотра результатов геологической интерпретации геофизических данных.

  Предполагая, что информационное обеспечение полевой геофизики создается по специализированным регламентным документам, можно определить и формализовать состав данных, необходимых для создания геологической модели объекта.

  1. Стратиграфия. Приводится краткое литолого - стратиграфическое описание разреза с указанием зон поглощения бурового раствора, аномальных (высокого, низкого) пластовых давлений.

  2. Принимаемая тектоническая модель - пликативная или дизъюнктивная. Для разрывных нарушений приводятся их местоположение, вертикальные и горизонтальные смещения (в виде таблиц и/или карт).

  3. Результаты седиментологического анализа - циклы осадконакопления с указанием пачек согласного и клиноформного залегания пород, перерывы, размывы, границы угловых несогласий залегания пород. Сведения об использовании априорной информации при построении структурных карт кровли, подошвы сидиментационного цикла.

  Уренгойское НГКМ

  Месторождение приурочено к Нижнепурскому мегавалу - структуре I порядка. Залежи углеводородов в нижнемеловых отложениях контролируются осложняющими вал структурами и более высокого порядка - Южный купол, Центральная зона, Северный купол.

  В соответствии со схемой дешифрирования космофотоснимков на площади месторождения выделяется взаимопересекающаяся сеть линеаментов, соответствующая зонам тектонической трещиноватости, которые в ряде случаев обуславливают различное положение флюидальных контактов - в БУ-14-2, БУ-14-1 и БУ-13, БУ-12-2

  Геологический разрез продуктивных отложений представлен песчано - глинистыми образованиями с прослоями уплотненных разностей пород. Наиболее выдержанными в продуктивном отношении являются пласты БУ-8 - БУ-14-2, составляющие эксплуатационные объекты II - IY.

  Характерной особенностью осадочных комплексов, заключенных между опорными глинистыми разделами, является относительная выдержанность их толщин по площади табл.1, (рис. 16)

  При выделении литотипов принята классификация А.А. Ханина, в основе которой лежит деление по пористости: 1-е очень высокой пористостью; 2-е высокой пористостью; 3-е повышенной; 4 - со средней; 5-е пониженной; 6-е низкой; 8 - переслаивание пород - практически не коллектор; 9 - глины; 10 - плотные.

  По флюидонасыщению выделены следующие типы: газ, газ - недонасыщение; газ + вода; продукт - вероятно газ; продукт - вероятно нефть; нефть; нефть - недонасыщение; нефть + вода; вода + нефть; вода; зоны слабой газонасыщенности.

  Уникальные размеры месторождения и конечная цель (контроль эксплуатации) обусловили создание двух различных по площади геомоделей. Первая - каркасная -охватывает всю площадь месторождения. Вторая - детальная - охватывает площадь развития эксплуатационных скважин, поэтому она не везде выходит за контуры ГВК. Основы методики и технологии геомоделирования по Уренгойскому НГКМ

  Геологическая модель УНГКМ создавалась программно-методическим обеспечением комплекса «Геомод», версия 1.0.

  Уникальные масштабы и геологические условия УНГКМ, в свою очередь, постоянно (при создании цифровых моделей районов месторождений) требовали совершенствования технологии моделирования, в результате были сформулированы и, в основном, реализованы следующие общие требования к геологической модели:

  1. В связи с тем, что цифровая геологическая модель предназначена для анализа разработки месторождения (по промысловым и геофизическим исследованиям скважин), восстановленный (по модели) геологический разрез скважины должен полностью совпадать с фактическим (т.е. должен быть исключен эффект сглаживания, осреднения и т.д. интерполяции параметра в пространстве между узлами сетки).

  2. Модель флюидонасыщения, кроме традиционно принятых ГВК, ГНК, ВНК, должна отражать:

  - зоны недонасыщения по газу, нефти;

  - зоны, содержащие продукт (вероятно газ, вероятно нефть).

  Исходя из этого, были созданы (средствами «Геомод») соответствующие компьютерные технологии модельных построений по УНГКМ. На рис. 8 - 11, 17-21 представлены карты и геологические разрезы, полученные по цифровой модели УНГКМ. Возможность построения карт параметров, геологических профилей по любому направлению позволяет провести исследования геологического строения объекта, оценить его потенциальную продуктивность и проводить планомерный компьютерный анализ результатов контроля за его эксплуатацией.

  Похожие диссертации на Геологическое моделирование для геолого-географического мониторинга объекта эксплуатации углеводородного сырья

  

  Прогноз конечного нефтеизвлечения и технологичности запасов путем группирования и геолого-математического моделирования залежей нефтиКолинченко Надежда Анатольевна

  Геолого-промысловое моделирование сложнопостроенных объектов на примере нижнекаменноугольных залежей нефти Южно-Татарского сводаСалахова, Ленара Наилевна

  

  Геолого-промысловое моделирование карбонатного резервуара высоковязкой нефти в каменноугольных и нижнепермских отложениях Усинского месторожденияРуднев Сергей Анатольевич

  Геолого-промысловое моделирование сложно построенных объектов на примере нижнекаменноугольных залежей нефти южно-татарского сводаСалахова Ленара Наилевна

  

  Изучение неантиклинальных залежей клиноформных комплексов неокома на примере месторождений Западной Сибири в связи с трехмерным геологическим моделированиемЩергин Владимир Георгиевич

  Неоднородность нефтегазоносных отложений и методы ее моделированияСтрахов, Павел Николаевич

  

  Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе методик бассейнового моделированияАстахов, Сергей Михайлович

  

  Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе анализа геохронотермобарических условий нефтегазонакопления и бассейнового моделированияОсипов, Александр Викторович

  

  Нефтяные залежи с зонами коллекторов повышенной водонасыщенностиКичигина Тамара Михайловна

  

  Перспективы нефтегазоносности отложений нижней и средней юры запада Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по результатам комплексного моделирования сложнопостроенных залежей в шеркалинской и тюменской свитахГолованова Марианна Петровна