Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Современный отечественный уровень проектирования разработки месторождений 10
Раздел 2. Создание геологических моделей при проектировании разработки 21
2.1. Геологические модели пластов классического строения.. 22
2.2. Обоснование объемных сеток параметров модели
2.2.1. Плоскость XY 25
2.2.2. Вертикальная ось
2.3. Построение структурной модели 35
2.4. Построение литологической модели и распределения ФЕС 37
2.5. Геологические модели фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода) 41
2.6. Стохастические геологические модели пластов с некоррелируемыми разрезами скважин (на примере горизонта ЮС2) 60
РАЗДЕЛ 3. Формирование геолого-технологической модели .66
3.1. Ремасштабирование геологической модели в фильтрационную 66
3.2. Обеспечение адекватности геолого-технологической модели начальному состоянию залежи на основе формирования фазовой проницаемости по нефти 79
3.3. Обеспечение адекватности геолого-технологической модели состоянию залежи в процессе её разработки на основе функций относительных фазовых проницаемостей по нефти, газу и воде 84
РАЗДЕЛ 4. Применение созданных геолого-технологических моделей при выполнении проектных работ 96
4.1. Северо-Юрьевское месторождение (пласт ЮС 98
4.2. Федоровское месторождение (пласт ЮС21) ви. ноэииэ иимээьиФУ оиидид 9LL iqtfoaiqa
- Обоснование объемных сеток параметров модели
- Геологические модели фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода)
- Обеспечение адекватности геолого-технологической модели начальному состоянию залежи на основе формирования фазовой проницаемости по нефти
- Федоровское месторождение (пласт ЮС21) ви. ноэииэ иимээьиФУ оиидид 9LL iqtfoaiqa
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время не вызывает сомнения высокая технико-экономическая эффективность создания и эксплуатации 3-х мерных геолого-технологических моделей (ГТМ), в том числе постоянно действующих (ПДМ) эксплуатационных объектов нефтяных и газонефтяных месторождений Эффективность заключается в увеличении до 10% коэффициента нефтеизвлечения из низкопродуктивных залежей, снижении отбора попутной воды, уменьшении процента неуспешных боковых стволов и ГРП Таким образом, создание и использование ГТМ и ПДМ позволяют решать актуальные проблемы текущего и перспективного планирования добычи нефти, проектирования, регулирования и анализа разработки, оценки и переоценки запасов углеводородов в недрах, планирования мероприятий по совершенствованию систем разработки и т д
Как показывает практика, нефтяные компании (российские не исключение) используют в своей работе западные программные продукты (1111) организация баз данных - Schlumberger Fmder, Landmark Open Work, диспетчер данных - Open Spirit, открытый интерфейс - Schlumberger Ocean, Roxar RMS Open, Paradigm Epos, модули геологического моделирования - Schlumberger Petrel, Roxar JRAP RMS, системы Landmark, модули гидродинамического моделирования - Schlumberger Eclipse, Roxar Tempest More, Landmark VJP Российские 1111 на рынке программного обеспечения (ПО) практически отсутствуют и нефтяными компаниями, исключая ОАО «Сургутнефтегаз», естественно, не могут использоваться
Из опыта применения западных ПП видны их существенные недостатки, в частности
вывод и представление результатов геологического и гидродинамического моделирований (часто не русифицированы) не соответствуют российским нормативным требованиям Приходится использовать дополнительные программы для оформления результатов моделирования в требуемых форматах,
невозможность устранять в оперативном порядке недостатки ПП и проводить их совершенствование,
дороговизна и полная зависимость от поставщиков ПП, в том числе по политическим мотивам
Актуальность создания отечественных ПП в таких условиях сомнений не
вызывает |
Цель работы - повышение эффективности проектирования и освоения месторождений углеводородов созданием отечественных ГШ геологического и гидродинамического моделирований на базе АСПР «Техсхема», не уступающих по функциональным возможностям известному зарубежному ПО
Основные задачи исследований
Обоснование рациональных размеров шага сеточной области в плоскостях XY и (XY)Z
Разработка алгоритмов и программ геологического моделирования эксплуатационных объектов нефтяных и газонефтяных месторождений
Разработка алгоритмов и программ ремасштабирования геологической модели в фильтрационную
Формирование начальной фазовой проницаемости по нефти в фильтрационной модели с использованием промысловой, геофизической и керновой информации
Построение функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа, воды
Научная новизна выполненной работы
Установлены рациональные геометрические размеры области моделирования
Научно обоснован принцип построения 3-х мерных геологических моделей месторождений классического строения на основе деления его стратиграфического разреза на коллектор-неколлектор и формирования базовой модели распределения показаний геофизических зондов
Разработаны алгоритмы геологического моделирования резко фаци-ально-изменчивых продуктивных отложений (на примере горизонта ЮС2), ремасштабирования геологической модели в фильтрационную, обеспечивающие сохранность в фильтрационной модели основных геолого-физических, фильт-рационно-емкостных и геометрических характеристик залежей
Разработан и теоретически обоснован способ перевода абсолютной проницаемости геологической модели в фазовую (по нефти) фильтрационной модели Научно обоснована и разработана методика построения функций относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти, газа, воды
Практическая ценность и реализация. Создан комплекс геолого-технологического моделирования (КГТМ), объединяющий в единую технологическую цепочку АСПР (Симулятор) «Техсхема», комплекс программ «Не-
дра», Автоматизированную систему проектирования экономики «АСПЭК»
Основанный на оригинальных алгоритмах и выполненный на персональных компьютерах, КГТМ является полностью отечественным программным продуктом По функциональным возможностям он не ниже, а по некоторым позициям выше западных ПП Может быть альтернативой последним
КГТМ широко применяется в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении исследований и составлении проектных работ, подсчетах запасов и обоснованиях коэффициентов извлечения нефти из нефтяных и газонефтяных месторождений
На базе КГТМ возможно создать в перспективе поскважинную систему управления выработкой запасов нефти и газа из нефтяных и газонефтяных месторождений
Апробация результатов исследований. За последние семь лет с применением КГТМ выполнено 29 работ по 25 месторождениям (подсчеты запасов и ТЭО КИН, проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений), в частности «Технико-экономические предложения по освоению нефтяных и газовых месторождений республики Саха (Якутия)» и Иркутской области (8 месторождений), 2001 г (кстати, маршрут нефтепровода до Тихого океана выбран по маршруту, обоснованному в этих ТЭП), «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Рогожниковского месторождения», 2002г, «Технико-экономическое обоснование освоения нефтяных месторождений лицензионного участка «Центрально-Хорейверская зона», месторождений им А Титова и им Р Требса» Ненецкого автономного округа», 2003г (15 месторождений), «Технологическая схема разработки участка ОПР Центрального блока Талаканского месторождения на период до 2009 года», 2005г, «Создание геологической модели и подсчет запасов, ТЭО КИН Северо-Юрь-евского месторождения», 2007г, «Обоснование технологии и составление технологических схем ОПР на участках пласта ЮСг Федоровского и Восточно-Сургутского месторождений», 2007г
Проектные работы, ТЭО КИН и подсчеты запасов прошли апробацию в ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра, ГКЗ Роснедра
Положения геологического моделирования вошли в «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утвержденные Министром природных ресурсов Российской Федерации от 21 03 2007 №61, проект национального стандарта Российской Феде-
рации «Месторождения нефтяные и газонефтяные Правила проектирования разработки», 2007г
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 13 печатных работах и одном авторском свидетельстве об официальной регистрации программ для ЭВМ в РОСПАТЕНТе РФ
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций Общий объем работы составляет 122 страниц печатного текста, в том числе 5 таблиц, 53 рисунков Список публикаций включает 46 источников
Обоснование объемных сеток параметров модели
Указанные выше отечественные программные продукты геологического и гидродинамического моделирования не имеют в России масштабного распространения. Научные и проектные организации применяют в подавляющем большинстве импортные программные разработки как при организации баз данных (Schlumberger Finder, Landmark Open Works), геологическом моделировании (Schlumberger Petrel, Roxar JRAP RMS, системы Landmark), так и при гидродинамическом моделировании (Schlumberger Eclipse, Roxar Tempest More, Landmark VIP).
В соответствии с законом "О недрах" ответственность за наработку и хранение информации, необходимой для создании ГМ и ФМ лежит на недропользователе. Последний передает ее в полном объеме исполнителям работ на время составления проектного документа.
Построение модели должно производиться специализированными комплексными коллективами, имеющими лицензии Госгортехнадзора РФ на проектирование нефтегазодобывающих производств.
В распоряжении коллектива проектировщиков должна находиться интегрированная база проектной информации, технические средства и программные продукты отечественного или зарубежного производства для выполнения работ на всех этапах создания ГМ. В качестве основы для ГТМ (ПДМ) используется геологическая модель, которая создается для эксплутационного объекта (ЭО). Если часть скважин ЭО работает на несколько объектов разработки, ГМ создается для них всех (как для одного ЭО).
Построение геологической модели эксплуатационного объекта проводится на базе сейсмической, промыслово-геофизической и петрофизической информации. На эксплуатируемом месторождении возможна корректировка параметров и архитектуры ГМ с использованием промысловой информации (на этапе корректировки параметров модели по результатам эксплуатации залежей).
В силу объективных трудностей обработку сейсмической информации проводят, как правило, специализированные организации. Коллективы проектировщиков занимаются переинтерпретацией результатов их работ. Это связано с тем, что на месторождении сеисморазведочные работы выполняются в разное время, несколькими геофизическими компаниями и к моменту создания ГМ, как правило, появляется новая геолого-геофизическая информация, которая ранее не была учтена.
При переинтерпретации сейсморазведочных материалов используется следующая информация: данные 3D и (или) детализационной 2D сейсморазведки, СК, ВСП, акустического и плотностного каротажа, стандартного каротажа, инклинометрии скважин.
Переинтерпретация сейсморазведочных материалов начинается с создания сейсмического проекта месторождения, в который загружаются сейсмические временные разрезы по 2D съемкам, кубы данных по 3D съемкам; данные по СК, ВСП, АК, плотностному, стандартному каротажу, инклинометрии и результаты интерпретирования ГИС (отметки глубин залегания продуктивных пластов).
Производится оценка качества сейсмических материалов и постобработка временных разрезов с целью получения одинакового амплитудно-частотного состава отраженных волн (нормализация, фильтрация и т.д.).
На основе данных ГИС (в т. ч. АК, ГГКП, СК и ВСП) и математического сейсмомоделирования обосновывается стратиграфическое соответствие ме 19 жду геологическими и сейсмическими горизонтами. Проводится выделение тектонических нарушений, корреляция опорных горизонтов и отраженных волн, формирующихся от продуктивных пластов.
Рассчитываются динамические параметры отраженных волн во временном интервале, соответствующем продуктивным пластам.
Производится увязка сейсмических параметров данных 2D разных лет и 3D съемок. Рассчитываются карты изохрон, карты скоростей и структурные карты с учетом выявленных тектонических нарушений. На основе анализа сейсмического волнового поля, результатов стратиграфической привязки, динамического анализа и сейсмопалеореконструкций временных разрезов проводится сейсмостратиграфический и сейсмофациальный анализ. Рассчитываются кроссплоты и зависимости между сейсмическими и геологическими параметрами. Обосновывается возможность прогноза коллекторских свойств по сейсмическим динамическим параметрам.
Геологические модели фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода)
На территории Сургутского свода, как известно, значительные запасы нефти приурочены к залежам, сформировавшимся в континентальных и при-брежно-морских условиях. Они представлены низкопроницаемыми фациаль-но-изменчивыми коллекторами
Многочисленные попытки вовлечь эти продуктивные отложения в промышленную разработку успехов не имели, в значительной мере, из-за отсутствия представлений об их геологическом строении и особенностях вытеснения из них нефти водой.
В условиях неуклонно ухудшающейся в регионе ресурсной базы добычи нефти насущной становится проблема вовлечения этих запасов в хозяйственный оборот. Проблема особенно актуальна для ОАО «Сургутнефтегаз», в котором такие запасы составляют 60% процентов от оставшихся извлекаемых.
Нами разработаны методики построения ГМ и ФМ фациально-изменчивых пластов, на основе которых были обоснованы в проектных работах эффективные технологии добычи нефти из низкопроницаемого пласта ЮС21 на экспериментальных участках Федоровского и Восточно-Сургутского месторождений.
Как известно, горизонт ЮС2 на Сургутском своде стратиграфически приурочен к верхам тюменской свиты, отложениям средней юры.
Отличительными особенностями горизонта являются: региональное распространение и почти повсеместная нефтеносность; большая глубина залегания (2500-3000 м); низкие фильтрационно-емкостные свойства и нефте-насыщенные толщины, в силу действия которых дебиты при опробовании скважин в большинстве случаев не превышают 1-Ю м3/сут., [19]. Проводимые в настоящее время с применением современных технологий нефтеизвлечения опытно-промышленные работы подтвердили низкую эффективность добычи нефти из горизонта несмотря на то, что участки ОПР расположены в наиболее продуктивных зонах (категория запасов d), а их разработка проводится с применением современных мощных средств воздействия на продуктивные отложения (гидравлический разрыв пласта, горизонтальные скважины, в том числе многозабойные, боковые стволы), [20].
В свою очередь геологическое моделирование горизонта ЮС2 осложнено следующими объективными обстоятельствами, связанными с особенностями его внутреннего строения (подробно изложено в работах [19-29]): фациальной неоднородностью коллекторов, обусловленной особенностями речных, поименно-болотных и прибрежно-морских отложений, а также многократными размывами и переотложениями материала в периоды морской трансгрессии и сезонных колебаний уровней пресных водоемов; неоднозначностью зависимости фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов от характера, степени и сочетания различных типов их вторичных преобразований; зональным развитием вторичной пористости кавернозного, трещинного и кавернозно-трещинного типов в гранулярных коллекторах со значительной степенью уплотнения; необходимостью более детального изучения промысловых параметров коллекторов различных литотипов.
На все перечисленные проблемы, связанные с природой коллекторов и особенностями применяемых лабораторных методов, накладывается недостаточная охарактеризованность керном продуктивных зон горизонта на большинстве месторождений. В первую очередь речь идет о низкой латеральной представительности керна. Серьезную проблему создает также слабая общая охарактеризованность керном проницаемых интервалов, создающая трудности при проведении технологических экспериментов и фильтрационных испытаний коллекторов. Из всего объема выноса керна они в сумме составляют около 25%, а с учетом участков тонкослоистого переслаивания лабораторная значимость извлеченного материала еще ниже.
Обобщая вышесказанное, сложность строения горизонта следует понимать как резкую смену его строения между соседними скважинами. На начальном этапе его изучения это были разведочные скважины. В настоящее время можно то же сказать даже при плотной сетке эксплуатационного бурения. Сложение горизонта мелкими аккумулятивными формами накопления терригенных осадков значительно затрудняет прогноз его строения. В этом одна из главных причин пока недостаточной изученности этого объекта для прогноза характера изменения его коллекторских свойств в межскважинном пространстве.
В результате на текущий момент времени отсутствуют какие-либо общепризнанные методики и системы геологического моделирования горизонта ЮС2.
В связи с этим, автор попытался создать методику, позволяющую формализовать принципиальную особенность геологического строения объекта моделирования, а именно его полифациальность. Под последней понимается совокупность существовавших в период формирования горизонта различных обстановок осадконакопления (генезиса), а именно:
1. континентальный (аллювиальный) генезис [26]. Ловушки УВ являются комбинированными, структурно-стратиграфическими и характеризуются многообразием морфологических типов. Для них характерно отсутствие полного выклинивания продуктивной толщи, песчаные тела имеют резкоудлиненную форму (по сути канальную) и изменения эффективных толщин происходят на небольших участках;
2. морской генезис [27]. В преимущественно песчано-алевритовых фациях горизонт ЮС2 накапливался в зоне обширного солоновато-водного бассейна, связанного с морем, в глинистых и алеврито-глинистых фациях - в относительно глубоководных частях этого бассейна. Решающее влияние на перераспределение осадков оказывал рельеф дна: многочисленные острова, отмели, подводные возвышенности и впадины, эрозионные останцы и т.д. В зависимости от форм палеорельефа (положительных и отрицательных) фор 44 мировался определенный тип песчаных тел, которые имеют закономерное площадное распространение;
3. смешанный континентально-морской генезис отложений [28] с перемытыми осадками ранее сформировавшейся континентальной толщи и осадками неоднократно ингрессирующего водного бассейна с отложениями «неразмытой» суши. В этом случае песчаные тела имеют пространственные смещения относительно друг друга и приурочены к трем литолого-фациальным зонам.
Первая зона прослеживается полосой сложной конфигурации вдоль предполагаемой береговой линии существовавшего в то время палеобассей-на. В генетическом отношении это осадки пляжей (на уровнях прилива-отлива), береговых валов, вдольбереговых баров и кос. Гипсометрически это самый высокий уровень накопления осадков горизонта ЮС2.
Вторая литолого-фациальная зона приурочена к прибрежно-бассейно-вым и лагунно-баровым комплексам осадконакопления. В этой обстановке максимальное количество песчаного материала накапливалось на склонах локальных поднятий и в седловинах между ними. Осадки на погружениях замещались глинистыми и алеврито-глинистыми практически непроницаемыми породами. В сводовых частях локальных палеоподнятий в подавляющем большинстве накапливались в основном глинистые и алеврито-глинистые осадки забаровых лагун, озер, болот.
Третья литолого-фациальная зона формирования горизонта в песчаных фациях связана с дельтовыми и авандельтовыми образованиями. На площади они приурочены к относительно погруженным участкам впадин. Максимальное количество песчано-алевритового материала отлагалось по направлению рукавов и проток дельты и авандельты.
Обеспечение адекватности геолого-технологической модели начальному состоянию залежи на основе формирования фазовой проницаемости по нефти
При геологическом моделировании эксплуатационного объекта, вскрытого совокупностями как эксплуатационных, так и разведочных скважин формирование геологической модели проводят в два этапа. На первом формируют модель для участка (участков) эксплуатационной(ых) сетки(ок) скважин, на втором - на оставшейся площади с разведочными скважинами. На обоих этапах применяют несколько измененную вышеизложенную методику.
Геологическое моделирование эксплуатационного объекта при отсутствии скважин (как эксплуатационных, так и разведочных) производится по ближайшим к участку моделирования разведочным или эксплуатационным скважинам. Формирование проводят по вышеизложенной методике без п.10.10 (т.е. без корректировки размещения элементов неоднородности, поскольку нет скважин).
Современное представление об эффективной разработке любого месторождения уже не мыслится без применения различных методов трехмерного моделирования. Процесс создания трехмерных цифровых геолого-технологических моделей нефтегазовых месторождений состоит из ряда последовательных этапов с характерными методами, процедурами и промежуточными результатами. На данный момент эта последовательность представляет собой относительно устойчивую и регламентированную схему действий [1], поэтому в ходе построения моделей приходится действовать в рамках правил, установленных соответствующим действующим регламентом, однако не все проблемные аспекты достаточно подробно описаны и формализованы в данной документации, что оставляет пространство для поиска творческих и «креативных» инженерных решений [32].
По мнению автора, процедуру перехода (или другими словами процедуру Upscaling) от детальных геологических моделей к упрощенным фильтрационным как раз можно отнести к разряду проблемных аспектов их создания и эксплуатации.
Необходимость такого перехода связана с наличием значительных ограничений по временным и вычислительным ресурсам, не позволяющим проводить гидродинамические расчеты непосредственно на геологической модели (ГМ) объекта в силу высокой её детальности и подробности, а следовательно, и достаточно высокой размерности (на сегодняшний момент персональные компьютеры не позволяют решать фильтрационные задачи на геологических сетках размерностью более полутора миллионов ячеек).
В сложившейся ситуации возникает проблема объединения совокупности геологических ячеек в одну фильтрационную с модифицированными ФЕС, адекватно отображающими фильтрацию флюидов через данный блок.
Таким образом, основная задача Upscaling состоит в том, чтобы при многократном уменьшении количества ячеек сохранить детальную геологиче 67 скую «сущность» модели [33], под которой следует понимать набор общепринятых основных геолого-физических, фильтрационно-емкостных и геометрических характеристик залежи (объекта моделирования), а именно: коэффициент открытой пористости; коэффициент проницаемости; коэффициент начальной нефтенасыщенности; эффективная толщина; эффективная нефтенасыщенная толщина; общая толщина; коэффициент песчанисто-сти; коэффициент расчлененности; коэффициент остаточной нефтенасыщенности; коэффициент остаточной водонасыщенности; площадь нефтеносности; начальные балансовые запасы нефти.
Неизбежные потери результирующей модели в плане прерывистости и неоднородности фильтрационно-емкостных свойств могут привести к принятию заведомо неадекватных реальным физическим условиям инженерно-технологических решений, поэтому только высокая точность учета неодно-родностей при огрублении ГМ может свести эти потери к минимуму, что обеспечит корректное решение задач прогнозирования, проектирования и выбора технологических решений при составлении проектных документов на разработку [32].
Созданный нами алгоритм перехода от детальной геологической модели к фильтрационной позволяет не только визуально, но и численно сохранить большинство из приведенных выше параметров начального состояния залежей углеводородов при проведении гидродинамических расчетов.
Остановимся на алгоритме подробнее.
Обычно процедура «упрощения» происходит в две стадии: ремасшта-бирования геометрии сеточной области (процесс изменения размерности геометрии 3D) и ремасштабирование параметров (процесс переноса значений параметров одной сетки на другую, имеющую отличную геометрию).
В нашем случае алгоритм «Upscaling» можно условно разбить на три основных этапа, причем «ключевым» принципом всей процедуры является «запрет» ситуаций размывания прерывистости коллекторских свойств вследствие объединения слоев коллекторов со слоями неколлекторов
Федоровское месторождение (пласт ЮС21) ви. ноэииэ иимээьиФУ оиидид 9LL iqtfoaiqa
Разработанная нами система создания геолого-фильтрационных моделей нефтяных и газонефтяных месторождений формализована в разрабатываемом специалистами ТО «СургутНИПИнефть» программном комплексе «Недра» (свидетельство о регистрации в РОСПАТЕНТе №2002610757).
Основная задача продукта - автоматизированное построение детальных 3-х мерных адресных геолого-фильтрационных моделей (ГФМ), соответствующих требованиям регламента Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 2000г.
Комплекс представляет замкнутую систему моделирования, реализованную в виде набора программных модулей:
«Недра-карта» - авторы А.Ю.Батурин, С.С. Фатеев. Модуль предназначен для построения карт геологических параметров различными методами интерполяции.
Рабочие возможности: добавление новых скважин, снос скважин в узлы сетки, сглаживание карт, Upscalling, Downscalling, оформление, распечатка, экспорт в графические форматы;
«Недра-каротаж» - авторы А.Ю.Батурин, С.С. Фатеев. Модуль предназначен для просмотра, редактирования каротажных диаграмм, а также для автоматической и полуавтоматической корреляции геофизических разрезов скважин.
Рабочие возможности: отображение каротажа с учетом масштабов по глубине и по каждому замеру; одновременный вывод на экран нескольких скважин; построение схемы детальной корреляции; визуальное выделение слоев и пропластков; выравнивание группы скважин по конкретной глубине или отметке; использование дополнительных колонок, в том числе в виде гистограмм, фотографий керна и т.п.; распечатка в заданных масштабах; возможность динамически погружать/убирать дополнительные колонки и каротажные диаграммы; выгрузка результатов корреляции в различные форматы; построение схемы обоснования ВНК. «Недра-разрез» - авторы А.Ю.Батурин, ДАПопов. Модуль предназначен для спринт-анализа геологического строения локальных участков залежей путем построения геологических разрезов на основе РИГИС, результатов корреляции разрезов скважин и данных сейсмических исследований (структурные карты и т.д.).
«Недра-куб» - авторы А.Ю. Батурин, С.С. Фатеев, Ю.А.Боброва. Модуль предназначен для проведения математических, статистических операций, а также расчетов, связанных с решениями задач, требующих логического ветвления операций.
Рабочие возможности: формулы для расчетов записываются пользователем в виде строки, которая затем обрабатывается встроенным интерпретатором.
Модуль проводит операции с таблицами данных, геологическими картами, кубами геологических параметров.
«Hedpa-Upscaling» - авторы А.Ю. Батурин, В.Н. Посохова. Модуль предназначен для упрощения (апскелинга) геологического строения цифровой модели, осуществляемого при переходе от геологической модели к фильтрационной. Упрощение производится в плоскостях XY.YZ с сохранением характерных особенностей геологического строения (макронеоднородности - коэффициент песчанистости, коэффициент расчлененности, объем коллектора, объем неколлектора) и ФЕС моделируемого объекта. Программа осуществляет расчет параметров макронеоднородности по модели.
«Недра-запасы» - авторы А.Ю. Батурин, Ю.А. Боброва. Модуль предназначен для расчета величины запасов нефти на основе 2-х и 3-х мерной геологической модели (ГМ). Результаты расчетов в соответствии с требованиями регламентов формируются в таблицы. Программа выполняет сопоставление рассчитанных запасов с числящимися на балансе. Возможен расчет карт удельных запасов, эффективного объема и эффективного нефтенасыщенного объема на основе модели.
Данные модули работают как самостоятельные программы, так и в согласовании друг с другом. Одним из достоинств комплекса является возможность использования входных данных из разных источников и, при необходи 98 мости, его адаптация к любым отечественным или иностранным программным продуктам по технологическому моделированию.
На примере двух месторождений, проиллюстрированы результаты создания и эксплуатации геолого-технологических моделей, созданных с помощью ПК «Недра».
В обобщенном виде изложенный в настоящей работе и применявшийся при составлении проектного документа на разработку алгоритм создания детальной 3-х мерной адресной геологической модели залежи классического строения применительно к Северо-Юрьевскому месторождению наглядно изображен на рис. 4.1. Выбранные параметры области моделирования представлены на рис. 4.2.
На рис. 4.3-4.5представлены фрагменты 3-х мерных распределений коэффициентов пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности, а на рис. 4.6 карта расхождений значений эффективных нефтенасыщенных толщин между рассчитанными на модели и принятыми при подсчете начальных балансовых запасов нефти.
На рисунке 4.7 визуально представлен результат применения авторского алгоритма ремасштабирования детальной геологической модели, а в таблице 4.1 численная оценка корректности созданных ГМ и ФМ.
На рис. 4.8 представлены основные результаты настройки геолого-технологической модели на фактические показатели разработки месторождения.
Хорошая сходимость параметров в таблице 4.1 и показателей на рис. 4.8 свидетельствуют об эффективности предложенной системы моделирования, гарантируя при этом достоверный прогноз дальнейших уровней добычи нефти на месторождении.
