Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ проблем проектирования разработки низкопродуктивных объектов месторождений нефти 7
1.1. Краткая характеристика текущих запасов нефти Самотлорского месторождения 7
1.2. Краткий анализ результатов применения технологий воздействия и интенсификации добычи на пласте ABi 9
1.3. Применение методов контроля за разработкой пласта ABi 20
1.4. Основные проблемы разработки пласта АВ 26
2. Состояние проблемы применения ГРП в практике разработки месторождений нефти и газа 30
2.1. Сущность ГРП, основные виды ГРП 30
2.2. Анализ проведения гидроразрывов пласта на пласте ABi 43
2.3. Принципы проведения тестирования пласта перед ГРП 64
2.4. Исследования фактических режимов гидроразрыва пласта и графиков добычи нефти после ГРП 70
2.5. Рекомендации по совершенствованию технологии ГРП, оценка экономической эффективности 79
3. Совершенствование методов гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин 85
3.1. Состояние проблемы 85
3.2. Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений 88
3.3. Применение ГДИ в на месторождениях ОАО «ТНК-ВР» 97
3.4. Разработка численной модели для изучения процессов фильтрации жидкости в пласте и поступления ее в скважину 107
3.5. Изучение особенностей влияния ствола скважины на получаемые КВД 119
4. Разработка гидродинамических моделей фильтрации при решении задач разработки нефтяных месторождений 127
4.1. Построение трехмерной секторной геологической модели пласта АВ 127
4.2. Построение трехмерных секторных гидродинамических моделей различной степени подробности 132
4.3. Сравнительный анализ проведенных гидродинамических расчетов, оценка объема извлекаемых запасов 134
Основные выводы и рекомендации 140
Список использованной литературы 142
- Краткий анализ результатов применения технологий воздействия и интенсификации добычи на пласте ABi
- Анализ проведения гидроразрывов пласта на пласте ABi
- Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений
- Построение трехмерной секторной геологической модели пласта АВ
Введение к работе
Актуальность проблемы. В связи с тем, что разработка высокопродуктивных объектов месторождений Западной Сибири характеризуется снижением добычи нефти и прогрессирующим ростом обводненности, все большее внимание в последние годы уделяется разработке низкопродуктивных и неоднородных по строению пластов. Сложность геологического строения таких пластов, невысокие технико-экономические результаты пробной эксплуатации, отсутствие эффективных технологий не позволяют ориентироваться на имеющийся опыт при выборе стратегии эксплуатации залежей.
От качества моделирования разработки и обоснования технологий и методов интенсификации во многом зависит эффективность систем разработки подобных объектов. До настоящего времени нет однозначного модельного обоснования методов интенсификации воздействия на пласт. Реализуемые методы интенсификации добычи, из-за недостаточной их обоснованности, зачастую не приводят к желаемому эффекту, а иногда даже приносят вред.
Одной из значительных проблем применения моделирования процессов разработки месторождений, является получение достоверной исходной информации о физических параметрах пористых сред, например, информация методами гидродинамических исследований скважин. В этой связи множество научных работ в России и за рубежом посвящены анализу динамики изменения давления в скважине при притоке и восстановлении давления после ее остановки, методам интерпретации получаемых диаграмм давления и определения параметров пластов. Однако, при обработке промысловых результатов исследований, связанных с регистрацией кривых восстановления уровня (КВУ), выявлено, что при интерпретации замеров существует множество, иногда исключающих по сути друг друга, методов расчета параметров пласта.
Одним из методов повышения качественного уровня является использование специализированного программного обеспечения при создании цифровых трехмерных геологических и гидродинамических моделей, с помощью которых обосновывается объем геологических и, что особенно важно
при проектировании, извлекаемых запасов. В связи с ограниченными возможностями вычислительной техники при создании цифровых трехмерных гидродинамических моделей применяется процедура ремасштабирования (укрупнения размерности сетки). Применение этой процедуры оказывает влияние на гидродинамические прогнозные расчеты и прогнозную величину извлекаемых запасов, что часто не учитывается при проектировании.
Таким образом, актуальность темы определяется необходимостью повышения качества методов моделирования, совершенствованием программного обеспечения и методов интенсификации добычи нефти при проектировании разработки неоднородных низкопродуктивных пластов.
Цель работы. Совершенствование методов проектирования разработки нефтяных месторождений на основе создания содержательных гидродинамических моделей.
Научная новизна
Обоснованы рациональные технологии гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.
Разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации с учетом влияния сложных профилей ствола на процессы запуска скважины в работу и восстановления давления после остановки скважины, исследован характер влияния профиля ствола скважины на получаемые кривые притока.
Проведен анализ влияния сеточных структур трехмерных цифровых гидродинамических моделей на прогнозные гидродинамические расчеты и величину извлекаемых запасов, разработаны методы их выбора.
Практическая ценность работы обусловлена тем, что предлагаемые модели и алгоритмы позволяют обосновать рациональные способы гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.
Проведенные исследования позволяют повысить степень обоснованности проектных решений за счет создания математической модели движения жидкости в системе «пласт-скважина».
Предложенные варианты построения оптимальных сеточных структур применены при построении гидродинамических моделей и составлении проектов разработки ряда месторождений ОАО «ТНК-ВР», наиболее значительными из которых являются «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта АВ] " Самотлорского месторождения» 2002 г.; «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения» 2004 г.
Краткий анализ результатов применения технологий воздействия и интенсификации добычи на пласте ABi
Разработка пласта ABt ведется с 1972 года. До недавнего времени разработка осуществлялась рассредоточенными скважинами на отдельных участках, в рамках программ опытно-промышленных работ. Более масштабному вовлечению объекта в разработку препятствовали низкие технико-экономические показатели, полученные в результате опытной эксплуатации.
До 2000 года, начала активного внедрения прогрессивных технологий, средний дебит скважин по нефти не превышал 5 т/сут на протяжении 15 лет при обводненности продукции 30-70 %.
Показатели разработки, достигнутые по объекту АВ) Самотлорского месторождения, свидетельствуют о начальном этапе освоения залежи. Фактический отбор от НИЗ на 1.01.2005 г. немногим превысил 17 %. Текущий КИН по объекту около 5%.
Интегральные показатели разработки залежи пласта ABi " (накопленная добыча нефти, отбор от НИЗ, КИН) характеризуются небольшими значениями, соответствуя начальной стадии освоения. При этом показатель среднегодовой обводненности добываемой продукции скважин достаточно высок - около 70 %, и не согласуется с фактическими показателями нефтеизвлечения по объекту. Текущее значение водонефтяного фактора составляет 2,6. Доля высокообводненного фонда (fB свыше 70%) в общем количестве действующих скважин составляет почти 40 %. Доля таких же скважин в неработающих категориях фонда (fe свыше 70 % на дату остановки) составляет 88 %. Обводнение продукции скважин является серьезным осложнением в процессе освоения запасов нефти сложнопостроенного объекта ABi ". Значительную негативную роль на высокую обводненность продукции пласта АВ/"2 оказало наличие нижезалегающего пласта АВ]3, обводненного на большей части площади месторождения. Глинистая разделяющая перемычка между пластами невелика и составляет от 1 до 20 м. Результаты геолого-промыслового анализа, промыслово-геофизических исследований позволяют выделить среди причин преждевременного поступления попутной воды в продукцию скважин объекта ABj " следующие: - поступление воды в пласт АВ/"2 при закачке в нагнетательные скважины объекта ABi3 из-за неудовлетворительного технического состояния скважин -25,5 % исследованных скважин пласта ABj3; - заколонные перетоки из нижележащего пласта в добывающих скважинах - 53 % исследованных скважин пласта АВ]1"2; - повышенная начальная водонасыщенность коллектора и наличие в нефтенасыщенном поровом объеме пласта АВ] " рыхло связанной пластовой воды. Проведенный анализ показывает, что эффективное освоение неоднородного, низкопродуктивного пласта ABi1"3 невозможно без внедрения новых технологий по интенсификации нефтедобычи и ограничению водопритока. Работы по апробации различных технологий воздействия на пласте АВД2 велись достаточно давно. За период истории разработки на объекте апробированы: технология разработки на естественном режиме истощения упругой энергии пласта в условиях площадного и очагового заводнения ; технология разработки с применением газового и водогазового воздействия; бурение и эксплуатация горизонтальных скважин и боковых зарезок; гидравлический разрыв пласта различных модификаций и дизайна. Достаточно длительное, с 1982 года, испытание элементов площадного заводнения проведено на опытных элементах скважин, расположенных на территории деятельности нефтепромыслов (НП) №3 и №4 в СНГДУ № 2 (ОАО «Самотлорнефтегаз»). На рисунке 1.2 схематично приведены результаты исследований. Несмотря на низкие показатели эксплуатации действующих скважин {дебиты составили: по нефти - около 5 т/сут, жидкости - 20 т/сут), результаты анализа эксплуатации опытных ячеек позволили констатировать наличие движения закачиваемого агента по коллекторам пласта АВ,] 2. Важным параметром является приемистость скважин или давление нагнетания. Необоснованное увеличение приемистости способствует преждевременному обводнению добывающих скважин. При внедрении технологий интенсификации на скважинах объекта ABj1"2 необходима организация системы воздействия на пласт с целью увеличения продолжительности эффекта. С 1985 по 1991 год на участке пласта АВ]1"2, расположенном на территории ОАО «ТНК-Нижневартовск», испытывалась технология разработки с применением газового (1985-1987 гг.) и водогазового (1988-1991 гг.) воздействий. Участок представлял собой два смежных семиточечных элемента разработки, с расстоянием между скважинами 350 м (9 га/скв). Всего скважин - 13, из них 2 нагнетательные и 11 добывающих. Закачка газа на участке начата в 1985 г. Наряду с участком пласта АВ/"2, газовое и водогазовое воздействие осуществлялось и на другие пласты: БВю, БВ8, АВ20 и АВ]3. Фактический объем закачанного в пласт АВ "2 попутного газа (1 ступени сепарации) в 2,4 раза превысил проектный уровень. Всего за период семи лет (1985-1991 гг.) было закачано 91,7 млн.м3 газа, что составляет 26,6% порового объема участка пласта. Годовые объемы закачки газа в принципе соответствовали проектной, подтвердив расчетную газоприемистости скважин на уровне 25-27 тыс.м /сут. Начиная с 1988 г. на опытном участке газовое воздействие переведено на водогазовое: попеременная закачка газа и воды в нагнетательные скважины. На рисунке 1.3 представлена динамика основных технологических показателей разработки опытного участка за весь период его эксплуатации.
Анализ проведения гидроразрывов пласта на пласте ABi
Как уже указывалось, особенность применения ГРП на Самотлорском месторождении состоит в том, что ГРП чаще всего проводятся на возвратных объектах, а именно, с выработанных пластов АВ2, АВ3 или пласта АВі3 производят перевод на вышележащий объект. Нижерасположенные объекты изолируются установлением цементных мостов, а вышележащий АВ/"2 перфорируются.
В большинстве случаев цементный камень не надежно изолирует вышележащие объекты, поэтому в их продукции присутствует вода, процент которой колеблется от 2-5% до 30-40%. Принцип проведения ГРП при переводе на вышележащий объект «рябчик» компанией «Schlumberger» состоит в том, что перед ГРП проводится тестовое испытание, так называемое мини -ГРП.
Тестовое испытание включает в себя два цикла закачки. Типовой график закачки - испытания пласта перед ГРП - показан на рисунке 2.47, где приведены кривые изменения давления на устье и расхода жидкости, а также концентрации проппанта.
Первый цикл испытания. Проводится закачка жидкости в течение 3-5 минут с повышением расхода до 40-50 л/сек. За это период происходит разрыв пласта с первоначальным повышением давления на устье до величины Р] = 2,5-3,0 МПа. При разрыве пласта забойное давление достигает 40,0 45,0 МПа, что меньше горного давления (вертикального напряжения пород) на 5,0-10,0 МПа. После разрыва пласта давление в скважине снижается и в зависимости от темпа снижения давления может составлять в конце первого цикла (Рг) от 3,0-5,0 МПа до 100-150 МПа. Это снижение давления связано с формированием трещины и ее углублением в пласт, и зависит от проницаемости пласта. Через 3 - 5 мин насосы останавливают и замеряют давление смыкания - Р3.
Поскольку в пласте в образовавшуюся трещину еще не закачали закрепляющегося материала, то трещина полностью смыкается и на забое фиксируется давление смыкания, которое принимает значение Рз = 2,0-10,0 МПа. Давления смыкания характеризует то давление, которое образовалось после закачки буферной пачки объемом 2-3 м . После этого фиксируется КПД (кривая падения давления - Рз - Рд), вид которой зависит от свойств пласта и от того, насколько распространяется эта буферная жидкость в ласте, и от скорости выравнивания давления в пласте.
Второй цикл испытания. Цикл тестирования проводится с повторным включением насосов и установлением прежнего расхода. Этот цикл проводится с целью закачки большого буферного объема жидкости (18-25 м3) в образовавшуюся трещину и задавливанием в нее пачки проппанта массой 400-1000 кг.
При включении насосов давление растет до величины Р5, меньшей давления разрыва на 2,0-2,5 МПа. Через 1-2 минуты после раскрытия трещины и закачки 1-1,5 м3 жидкости начинают закачивать пачку проппанта с повышением ее концентрации до 200-300 кг/м3, а затем - ее снижение до 0 кг/м3 в течение 1,5-2 минут. Практически во всех случаях после закачки пачки проппанта наблюдается снижение давления на 5,0-10,0 МПа (Рб-Р?)-Продавливают пачку проппанта в пласт на расстояние 20-30 м от скважины. Данная пачка закачивается с целью создания на кромке трещины барьера для будущей закачки основной массы проппанта объемом 30-40 тонн. При этом полагается, что она будет сдерживать распространение основной массы проппанта вглубь пласта при проведении основного ГРП. Она создает условия для расширения трещины по вертикали.
Второй цикл тестирования выполняют в течение 8-Ю минут. За это время давление в скважине снижается значительно до 5,0-15,0 МПа (Р7). Остановка насосов приводит к снижению давления до нового значения смыкания - Р8. Это давление смыкания выше первого давления при закачке буфера (Р3). Это говорит о том, что трещина закреплена буферной пачкой проппанта. Последующее снижение давления производится в течение 30-40 минут. Темп снижения значительно ниже по сравнению с первоначальным. Вид КСД определяется характером выравнивания давления в прискважинной и в притрещинной зонах. По этой кривой, как и по первой, можно определить параметры пласта. Проведенный цикл позволяет определять наличие трещины в пласте и ее примерный размер и особенности ее развития. Это является основанием для проектирования основного ГРП.
Известно, что трещина при ГРП формируется вертикально и распределяется по всей толщине пласта и вглубь пласта. Глубина распространения трещины зависит от объема закачки и может достигать 50-200 метров. При этом трещина охватывает всю толщину зоны перфорации: от кровли до подошвы пласта, и иногда входит в глинистую часть пласта. По форме профиль трещины по стенке скважины напоминает эллипс, трещина клиновидно расположена в пласте.
Пример распространения трещины на рисунке 2.48 показано расположение пропластков пласта АВ]1"2. По методике компании «Schlumberger» предполагается, что трещина формируется при такой системе пропластков в верхней части интервала пласта.
После закачки всего объема проппанта трещина распространяется на весь пласт и принимает форму эллипса. Однако глубина трещины неравномерно распределена по интервалу пласта. Наибольшая глубина трещины приходится на верхнюю часть пласта и составляет 72 м.
Наибольшая концентрация приходится на среднюю часть пласта (согласно расчетного графика). В соответствии с такой методикой трещина пересекает все проницаемые пропластки и подключает их в работу.
Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений
Гидродинамические методы исследования нефтяных и газовых скважин проводятся с целью определения физических свойств пластов: пьезопроводности, проницаемости, степени загрязненности пласта и т. д. Значимость и необходимость повышения точности определения параметров пласта по данным ГДИ стали в последние годы весьма злободневной темой для многих нефтяных компаний. Получить реальные, настроенные, адекватно отражающие естественные условия разработки месторождений оказалось совершенно невозможно без тщательных всесторонних гидродинамических исследований пластов. Только хорошо настроенные гидродинамические модели нефтяных залежей позволяют находить оптимальные решения при проектировании разработки месторождений и регулировании процессов вытеснения.
Поэтому развитию и совершенствованию методов ГДИ в последние годы стало уделяться все большее внимание.
Создание теории гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин базируется на фундаментальных работах: зарубежных ученых М. Маскета, Д.Р.Хорнера, А.Ф. Ван-Эвердингена, В. Херста (50-е годы), Ч.С. Мэттьюза и Д.Ж. Рассела (1967), Р.Ч. Элаугера (1977), Д. Ли (1982), Т.Д. Стрельцовой (1988), Р.Н. Хорне (1995) и отечественных - В.Н. Щелкачева, Г.Б. Пыхачева, Э.Б. Чекалюка, И.А. Чарного, К.М. Донцова, П.Я. Кочиной, А.Х. Мирзаджанзаде, В.Я. Булыгина, A.M. Пирвердяна, Г.И. Баренблатта, Ю.А. Балакирева, ЮЛ. Борисова, Ю.П. Желтова, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, С.Г. Каменецкого, В.М. Кульпина, Ю.А. Мясникова, Р.Г. Шагиева, Г.В. Щербакова, Ли-Юн-шана и других.
Важный вклад в развитие теоретических основ методов ГДИ внесли тюменские ученые: А.Д. Телков, Р.И. Медведский, М.Л. Карнаухов, К.М. Федоров, Б.А. Богачев и другие. Влияние неоднородности пласта на КВД при неустановившейся плоскорадиальной фильтрации к скважине, находящейся в центре круговой зоны в бесконечном пласте изучалось в 1951 г. В.Н. Щелкачевым [38], в 1958 г. Г.А. Баренблаттом [2] и В.А Максимовым и другими исследователями (сравнивалось одновременное влияние неоднородности и притока).
Ствол скважины влияет на процесс восстановления давления за счет продолжающегося поступлении в нее жидкости после остановки глубинных насосов - после «закрытия» скважины. В результате искажается начальный участок КВД, который несет ценную информацию как о состоянии призабойной зоны пласта, так и об удаленной зоне пласта. Указанная особенность получения КВД (или КВУ), когда после прекращения отбора жидкости из пласта в скважину еще продолжает поступать пластовый флюид, повышая ее динамический уровень называют эффектом послепритока (в западной литературе -afterflow).
Известно множество методов интерпретации КВД с учетом послепритока: A.M. Пирвердяна (1956 г.), И.А. Чарного и И.Д. Умрихина (1957 г.), Г.И. Баренблатта и соавторов (1957 г.), Э.Б. Чекалюка (1958 г.), Ю.П. Борисова (1959 г.), Ли Юн-шана (1960 г.), М. Гемала (1960 г.), Б.А. Богачева (1962 г.), А.Ф. Блинова (1962 г.), Ван-Эвердингена (1953 г.), Херста (1953 г.), Ремея (1965 г.) и другие. Анализ применимости указанных методов рассмотрен в работах [4,5, 6,23, 31, 78, 80, 81, 84, 85,100 и др.].
Большинство методов интерпретации КВД с учетом продолжающегося поступления жидкости в скважину после остановки насосов сводятся к корректировке искривленного начального участка КВД. При этом подбираются так координаты по оси абсцисс, чтобы в итоге получить прямолинейный участок КВД. Далее по наклону прямолинейного участка КВД и точке пересечения этой прямой с осью ординат определяются параметры пласта.
Известны также методы, основанные на применении эталонных кривых -палеток [22, 24]. Применение методов обработки КВД с учетом притока позволяет в ряде случаев сократить время исследования скважины. Однако при этом получают минимум сведений о пласте - только о его призабойной зоне и некоторой части его удаленной зоны. Для исследования характера неоднородности пласта в зонах дренирования скважины необходимы длительные замеры КВД.
Изучению влияния ствола скважины и скин-эффекта на КВД при исследованиях скважин посвящены работы: Агарвола, Аль-Хусейна и Ремея (1970 г.; для случая КПД), Мак Кинли (1971 г.; для случая КВД) [87], Элаугера и Керша (1974 г.) [58], Грингартена и соавторов (обобщенные КВД и КПД) [67].
Агарвол с соавторами [41] получили решение дифференциального уравнения линейной теории упругого режима для случая пуска скважины конечного радиуса в бесконечном пласте с постоянным дебитом. Однако, аналитическое исследование этого уравнения и ему подобных достаточно сложно для получения практических полезных выводов о влиянии ствола скважины на КВД.
Часто для анализа результатов ГДИ привлекают эталонные теоретические графики КВД (палетки), построенные в безразмерных координатах на основе точных аналитических решений. Такие палетки широко применяются за рубежом. Методы обработки результатов исследований с применением палеток достаточно просты и не требуют много времени для получения результата. Разработкам и применению универсальных и эталонных кривых посвящены многочисленные данные отечественных и зарубежных исследователей [4, 6, 24, 25, 39, 58 и др.].
Несмотря на отмеченное, остается много неясных вопросов и неопределенностей при интерпретации диаграмм давления, определении достоверных физических характеристик пластовых систем.
Неясно, например, какие наиболее приемлемые и точные методы проведения ГДИ и интерпретации результатов в условиях разработки с плотной сеткой скважин, с существенным влиянием скважин друг на друга, неравномерным распределением текущих пластовых давлений и т. д. могут быть применены на практике. Особенно остро стоит проблема проведения ГДИ в насосном фонде скважин при массовых исследованиях по изучению гидродинамики месторождения в период контроля его разработки.
Рассмотренные положения и проблемы применения ГДИ при контроле и управлении разработкой месторождений на поздней стадии эксплуатации скважин явились основой для постановки задач в данной работе.
Построение трехмерной секторной геологической модели пласта АВ
В связи с тем, что разработка высокопродуктивных объектов месторождений Западной Сибири характеризуется снижением добычи нефти и прогрессирующим ростом обводненности, все большее внимание в последние годы уделяется разработке низкопродуктивных и неоднородных по строению пластов.
Стадии проектирования разработки подобных пластов предшествует этап создания цифровых трехмерных геологических и гидродинамических моделей, с помощью которых обосновывается объем геологических и, что особенно важно при проектировании, извлекаемых запасов.
В качестве опытного полигона был выбран участок пласта ABj1"2 («рябчик») Самотлорского месторождения. Продуктивный пласт АВ]1"2 представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Характерной особенностью строения песчано-алевритовых пород пласта является их беспорядочное тонкослоистое чередование с глинистыми породами. При этом чувствительность приборов ГИС позволяет выделить только достаточно выраженные по литологии пропластки (слои), что позволяет считать данную модель типичной моделью неоднородного слоистого пласта.
В разрезе пласта АВ]1 2 выделены три основных класса коллекторов -коллекторы с массивной текстурой (МТ), коллекторы с тонкослоистой текстурой (ТСТ) и коллекторы смешанного типа (МТ+ТСТ). С выделением в разрезе пласта ABi двух объектов - АВ( и АВ] , появляется возможность построения информативных зональных карт распространения типов коллекторов (рис. 4.1-4.2).
В целом для пласта ABi отмечается преобладание смешанного типа коллектора с чередованием массивных и тонкослоистых коллекторов (МТ+ТСТ). Для проведения экспериментальных расчетов был выбран участок в южной части пласта, относящийся к этому типу коллектора, площадью около 1,4 км2.
Выбор участка обусловлен наличием наибольшего количества собственных и транзитных скважин, что позволяет считать изученность геологического строения участка высокой. Средняя плотность сетки скважин с учетом транзитного фонда составляет около 4 га/скв., скважины размещены по площади неравномерно, минимальное расстояние между скважинами составляет 50 м.
Построение трехмерной секторной геологической модели пласта АВ/"2 осуществлялось с использованием программных комплексов IRAP RMS и БАСПРО-2000.
В качестве исходных данных для построения модели использовался комплекс геолого-геофизических данных (данные обработки ГИС, данные инклинометрии, результаты корреляции скважин, результаты испытаний скважин и т.д.).
Основным требованием к выбору сеток является разумное сочетание подробного описания модели с одной стороны и ограничения числа ячеек сетки для проведения необходимых расчетов в соответствии с возможностями современной вычислительной техники с другой стороны.
В качестве границ моделей использовались структурные поверхности кровли и подошвы пластов. Горизонтальные размеры ячеек принимались с таким учетом, чтобы между соседними скважинами было не менее 3 узлов. Поэтому размеры ячеек по X, Y выбирались 10 метров. Геологические слои по вертикали разбивались на множество элементарных слоев. Количество слоев по Z определялось мощностью пласта и задавалось таким, чтобы мощность одного элементарного слоя не превышала 0,3 м, что обеспечивает достаточную детальность модели. Средний размер ячейки по вертикали при моделировании составляет 0,2 м. Столь высокое разрешение необходимо для точного построения литологических границ и детального выделения тонких прослоев в объеме трехмерной модели и соответствует минимуму разрешающей способности методов ГИС.
Для структурных построений в программном комплексе IRAP RMS использовался так называемый маск-метод (Mask Method), который основан на применении многомерных сплайнов. Алгоритм Mask Method является универсальным и может быть использован в случае небольшого числа точек и тогда, когда имеется большое число точек ( 100). Он позволяет минимизировать кривизну получаемой поверхности. Этот алгоритм был создан для картирования поверхностей с использованием регулярных сеток на основе аппроксимирования разрозненных данных различных типов. Использование алгоритма дает хорошие результаты при неравномерном (кластерном) распределении исходных данных.
Метод построения структурных поверхностей подошв заключался в определении толщины пласта по скважинным данным и построении карт общих толщин. Затем, используя операцию сложения для поверхностей, строятся поверхности, координаты z которых равны сумме координат поверхностей кровли и поверхностей толщин пласта, т.е. это и есть поверхности подошв пласта.
Подобный метод построения поверхностей путем сложения (вычитания) толщин от реперной поверхности позволяет проводить более точную экстраполяцию в области, где скважинные данные отсутствуют, чем прямое построение поверхности по скважинным данным. Таким образом, удается добиться взаимосогласованного расположения пластов по разрезу и отсутствия их взаимопересечений.
