WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


На правах рукописи

КИРИЛЛОВ СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ Информационно-аналитическая система для четырехмерного моделирования залежей углеводородов по комплексу сейсмических и скважинных данных.

Специальность 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва- 2011

Работа выполнена в ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» Научный консультант доктор технических наук Кашик Алексей Сергеевич

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук Лухминский Борис Евгеньевич доктор технических наук Мушин Иосиф Аронович доктор технических наук Потапов Олег Александрович

Ведущая организация: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Защита диссертации состоится «30» июня 2011 года в 15.00 на заседании Диссертационного совета Д.212.121.07 в Российском государственном геологоразведочном университете им. Серго Орджоникидзе по адресу:

117997, Москва, ул. Миклухо-Маклая, 23, РГГРУ, ауд. 6-38.

С диссертаций можно ознакомиться в научной библиотеке РГГРУ

Автореферат разослан «___» _______________2011 г.

Ученый секретарь диссертационного А.Д. Каринский совета, доктор физ.-мат. наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность работы. Моделирование различных процессов и явлений существовало всегда, оно было и остается одним из способов познания мира. В силу закрытости творческих процессов, к сожалению, невозможна работа с информационными потоками «мозг-мозг». С развитием компьютерных технологий творческие процессы в области геологического моделирования все больше воспроизводятся на языке математики, упрощая и объединяя труд многих специалистов разного профиля.

Модель месторождения в общем случае должна адекватно отображать свойства геологических объектов не только в пространственных координатах, но и отражать изменения свойств объектов во времени. Вследствие этого модель и способы ее математического отображения должны быть четырехмерными.

Исходя из изложенного, при разработке четырехмерного моделирования залежи, автором работы были сформулированы следующие основные принципы:

- метрика для моделей залежи должна быть четырехмерной [x, y, z, T], где T – астрономическое время, масштаб которого определяется длительностью и скоростью моделируемых процессов;

- все результаты моделирования должны визуализироваться в просмотровых окнах с целью анализа и принятия решения;

- все действия исследователя должны запоминаться, храниться и воспроизводиться с целью многовариантной интерпретации;

- в процессе моделирования должна создаваться, накапливаться база знаний и обеспечиваться ее тиражирование.

Данный подход, на наш взгляд, позволяет создать наиболее дружественный интерфейс между памятью человека и компьютера, а сама система создать дружественный интерфейс между специалистами, одновременно участвующими в процессе моделирования.

Использование мультидисциплинарной информации цифрового описания залежи углеводородов позволяет выделять наиболее значимые элементы ее строения, выявить и изучить закономерности изменения ее свойств, выработать пути решения, стоящих перед исследователями задач. Для принятия решения исследователю требуется соответствующие программно-технические и алгоритмические средства для анализа больших объемов информации описания залежи.

Развитие геофизики и компьютерных технологий постепенно меняет облик геологии, превращая ее из описательной науки в науку, фундаментом которой становятся информационно-технические и математические средства. Прогресс в развитии пространственной сейсморазведки позволяет детально изучать не только строение геологической среды, но и техногенные процессы, возникающие в период разработки залежи, поэтому привлечение таких данных еще более повышает эффективность геологотехнологического моделирования.

Процесс массового моделирования месторождений углеводородов находит все большое применение, и именно оно является наиболее актуальной проблемой научно-технического прогресса в нефтяной отрасли.

В настоящее время на российском рынке информационных технологий в геологии преобладает зарубежное программное обеспечение (GeoFrame, Petrel-Schlumdereger, Geographic - LandMark, Irap RMS –ROXAR, SMT), эффективность которого в первом приближении удовлетворяет бизнес и международные стандарты. Это компьютерные системы моделирования весьма дороги для широкого использования и далеко не всегда обеспечивают гибкость при учете всех особенностей строения месторождения. По этой причине создание и развитие отечественных информационных систем и программных продуктов для широкого круга специалистов, обеспечивающих геолого-геофизические и промысловые услуги при моделировании, подсчете запасов и эффективной эксплуатации нефтегазовых месторождений углеводородов, является исключительно важной народнохозяйственной задачей.

Цель работы. Создание информационно-аналитической системы четырехмерного моделирования залежей углеводородов и протекающих в ней временных процессов по комплексу сейсмических и скважинных данных.

Для достижения поставленных целей решаются следующие основные задачи:

- разработка научной концепции единой информационно-аналитической системы четырехмерного многопараметрового моделирования залежи углеводородов на основе комплексного использования сейсмических и скважинных данных;

- разработка процедур экспорта-импорта геолого-геофизической наземной и скважинной информации в форматах, рекомендованных Petrotechnical Open Software Corp.

(POSC) и в основном используемых большинством предприятий нефтегазовой отрасли;

- разработка прикладных вычислительных процедур для комплексной интерпретации сейсмических и скважинных данных для построения модели залежи углеводородов и создание библиотеки прикладных программ;

- трехмерное моделирование распределения петрофизических, литофациальных и промысловых характеристик пластов на основе результатов интерпретации скважинной и сейсмической информации с учетом тектонических нарушений;

- разработка последовательности процедур моделирования (базы знаний) и воспроизведение их при поддержке модели залежи в актуальном состоянии;

- разделение модели крупного месторождения на локальные модели совместно с базой данных и базой знаний.

Методика исследований. Поставленные задачи по созданию четырехмерной модели залежи и протекающих в ней временных процессов решались на основе использования комплексных сейсмических и скважинных данных в единой информационно-аналитической среде с использованием вычислительных методов, применением информационных технологий и средств динамического видения при изучении и цифровом описании параметров залежей. Исследования по проблеме выполнялись при моделировании месторождений в различных нефтегазовых регионах с учетом результатов комплексной интерпретации сейсморазведки 2D и 3D, ГИС и промысловых данных.

Научная новизна.

1. Обоснована научная концепция информационно-аналитической системы четырехмерного многопараметрового моделирования залежи углеводородов по комплексу сейсмических и скважинных данных;

2. Разработано программно-алгоритмическое обеспечение постобработки и комплексной интерпретации сейсморазведочных и скважинных данных для построения пространственной модели залежи.

3. Развит аналитический инструментарий палеотектонического и палеоседиментационного анализа трехмерного сейсмического поля в четырехмерном пространстве для детального изучения коллекторов неструктурного типа.

4. Разработана схема разделения модели крупного месторождения на локальные модели совместно с базой данных и базой знаний с целью оперативного сопоставления модельных и реальных параметров залежи и определения различий.

5. Разработана технология подготовки и накопления последовательности процедур моделирования залежи (база знаний) и ее воспроизведения при сопровождении модели и передачи знаний моделирования на новые месторождения.

Защищаемые положения.

1. Созданная информационно-аналитическая система четырехмерного моделирования залежей углеводородов, позволяющая исследовать и интерпретировать большой объем сейсмических и скважинных данных, расположенных в единой базе месторождения, обеспечивает использование единой библиотеки вычислительных процедур интерпретации и взаимосвязанных смотровых пространств.

2. Разработанная технология подготовки и воспроизведения последовательности процедур моделирования (базы знаний) залежи углеводородов на основе комплекса геологогеофизических и скважинных данных позволяет использовать знания (опыт) моделирования на других геологических объектах.

3. Предложенная схема разделения модели крупного месторождения на локальные модели совместно с базой данных и базой знаний обеспечивает применение технологии четырехмерного моделирования для детального изучения залежи.

4. Предложенная технология построения модели залежи с граничными значениями ФЕС, обеспечивает пространственный анализ нефтепромысловых объектов и обосновывает подсчет запасов.

Личный вклад. Автор диссертационной работы, начиная с 1977 г. занимался решением прямых и обратных динамических и кинематических задач сейсморазведки с целью изучения скоростных зависимостей и параметров поглощения геологической среды. В течение длительного времени им также выполнялась разработка и совершенствование компьютерных технологий моделирования с использование комплекса данных сейсморазведки и других геофизических методов.

Автор диссертации разрабатывал научную концепцию информационно-аналитической системы моделирования залежи углеводородов и протекающих в них временных процессов на основе интегрированной интерпретации сейсмических и скважинных данных в четырехмерном пространстве. Им лично выполнены исследования по созданию концепции единой информационно-аналитической среды, в которой используется общая структурированная база геолого-геофизических и промысловых данных описания залежи и структурированная библиотека вычислительных процедур. На основе этой концепции под руководством автора и при непосредственном его участии была создана компьютерная технология четырехмерного моделирования, которая нашла широкое применение на производстве.

Практическая значимость. Важным практическим результатом применения созданной автором информационно-аналитической системы моделирования месторождений является возможность детального цифрового описания строения объемных геологических объектов и происходящих в них процессов при решении задач по выявлению зон с выработанными и остаточными запасами, обоснования размещения скважин.

Другим важным выходом диссертационной работы является создание программного обеспечения DV-SeisGeo, реализующего технологию четырехмерного моделирования залежи углеводородов, функционирующего в удобном русскоязычном пользовательском интерфейсе на персональных компьютерах и предназначенного для широкого круга специалистов на производстве и в науке.

Нефтяная секция ЦКР Министерства энергетики Российской Федерации постановила предоставить программное обеспечение DV для практического использования моделирования залежей углеводородов в ведущих институтах и университетах страны (Протокол от 5 февраля 2003 г.).

ГКЗ Министерства природных ресурсов РФ одобрил методику и технологию компьютерного моделирования и подсчета запасов месторождений углеводородов, представленных в основном терригенными коллекторами, и рекомендовал проектным и сервисным организациям, нефтяным и газовым компаниям, проводящим моделирование и подсчет запасов, использовать отечественный программный комплекс DV для подготовки и представления соответствующих разделов отчетов по подсчету запасов в ГКЗ МПР России (Протокол от 03 декабря 2003 г.).

Четырехмерное моделирование залежей на Заседании НТС по твердым полезным ископаемым Министерства Природных ресурсов России рекомендовано к применению и использованию на производстве (Протокол от 25-26 декабря 2010 года).

Разработанная четырехмерная методика построения и анализа сейсмических и геологических моделей в единой информационной среде применялась на лицензионных участках: Чибьюкское, Мусюшорское (Коми), Патымско-Ингинское, Пальяновская, Восточно-Ингинское, Юганское, Ляминское, Красноленинское (Западная Сибирь), Восточный Челекен (Туркмения), Атырау (Казахстан), Украине, месторождениях в КНР и на других объектах.

Основные положения и результаты данной работы докладывались на НТС и заседаниях геологических секций нефтяных и газовых компаний НК «Роснефть», НК «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», НК «Северное Сияние», НК «Туркменнефть», «Науканефтегаз Украины», ПО «Укргеофизика», ОАО «Татнефть», ОАО «Хантымансийскгеофизика», Senopec, CNPC, Shell, Tigress, PGS.

Программный комплекс DV-SeisGeo технологии четырехмерного моделирования в единой информационной среде с успехом применяются на этапах поисков, разведки и эксплуатации месторождений в различных нефтегазоносных провинциях, отличающихся своими геолого-техническими условиями. Приведенный ниже список показывает географию практического использования программного обеспечения компьютерной технологии моделирования.

Москва ООО «Геотехинформцентр» Москва ОАО «Роснефть» (РН-телепорт) Москва ООО «Ойл-Геоцентр» Москва Московский филиал компании «ПетроАльянс» Ижевск ОАО «УдмуртНИПИнефть» Ижевск ООО «Комплексная тематическая экспедиция» Когалым ООО «КогалымНИПИнефть» Пермь ЗАО «НОВИК» Пермь ООО «ПермНИПИнефть» Пермь ОАО «Пермнефтегеофизика» Пермь ООО «НАСТ» Сургут ОАО «Сургутнефтегаз» (трест «Сургутнефтегеофизика») Тюмень ООО «Геология резервуара» (бывшая ЦАГГИ) Тюмень ООО «ГНПЦ ПурГЕО» Ханты-Мансийск ОАО «Хантымансийснефтегеофизика» Украина НАК «Нафтогаз Украина» Вьетнам СП «ВьетСовПетро» Китай Нефтедобывающие компании SinoPec, CNPC и др.

Апробация работы. Результаты научных исследований автора по развитию информационной технологии моделирования месторождений углеводородов докладывались на следующих научно-технических конференциях:

1. Научно-методический Совет по геолого-геофизическим технологиям поисков и разведки твердых полезных ископаемых (НМС ГГТ) МПР России, С.-Петербург, 2526 декабря 2010.

2. Международная Конференция «Нефть и Газ Туркменистана» TIOGE-2008 в Ашхабаде, ноябрь 2008 г. «Совместное развитие проекта «Хазар» 2000-2007».

Материалы конференции TIOGE-2008. Стратегия развития нефтегазовых ресурсов Туркменистана и перспективы для международного сотрудничества. Сессия 3.

Дальнейшая разведка и добыча углеводородов».

3. Научно-методический Совет по геолого-геофизическим технологиям поисков и разведки твердых полезных ископаемых (НМС ГГТ) МПР России, С.-Петербург, 1314 декабря 2007.

4. Новые технические решения при геологическом моделировании месторождений нефти и газа на Восточном Каспии: Геленджик: тез. докл. на Международной конференции «Нефть и газ юга России, Чёрного, Азовского и Каспийского морей», 2007.

5. Научно-техническая конференция «ВСП и трехмерные системы наблюдений в сейсморазведке», М, ЦГЭ, 26-30 ноября 2006.

6. SEG, EAGE, EAGO international Conference & Exhibition 16019 October 2006, Lenexpo, Saint Petersburg, Russia.

7. Разработки нефтегазовых месторождений. Международный технологический симпозиум, М.РАГС при Президенте РФ, 15-17 марта 2005.

8. Седьмая научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2004.

9. «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» Труды Международный технологический симпозиум, М. РАГС при Президенте РФ, 17-марта 2004.

10. Геофизическая научно-практическая конференция: «Проблемы повышения эффективности применения геофизических исследований при поисках, разведке, разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа в Западной Сибири», Тюмень, 16-18 сентября, 2003г.

11. «Интенсификация добычи нефти и газа». Международный технологический симпозиум. Москва, 2003 г.

12. Европейская комиссия по транспорту и энергетике, 25-26 марта 2003 г.

13. Международная геофизическая конференция и выставка SEG – Salt Lake City -2003.

14. Международная геофизическая конференция и выставка ЕАГО, SEG, EAGE, РАЕН – Геофизика ХХI века – прорыв в будущее. Москва-2003.

15. XXVI Губкинские чтения «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы» 20-21 ноября 2002, Москва.

16. Научно-практическая конференция «Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа», 20-22 мая 2002 г, Москва.

17. Четвертые геофизические чтения им. В.В. Федынского, 28.02-02.03 2002, Москва, Центр ГЕОН, 2002, с.18.

18. Пятая научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 13-17 ноября 2001, Ханты-Мансийск, 2001.

19. Тюменская геолого-геофизической научно-практической конференции Тюмень ОЕАГО, 16-17 октября 2001, Тюмень, 2001.

20. Науково-практична конференцiя з проблем розвiтку геолого-розвiувальних i видобувних робiт у Захiному регiонi Украiни. м.1вано-Франк1вськ, 1997.

21. Науково-практична конференцiя «Стан, проблеми 1 перспективи розвитку нафтогазового комплексу зах1дного рег1ону Укра1ни», Льв1в, 1995.

22. Науково-практична конференцiя з проблем розвiтку геолого-розвiувальних i видобувних робiт у Захiному регiонi Украiни. м.1вано-Франк1вськ, 1992.

23. 10-ый Всесоюзный научно-технический семинар «Использование новых геофизических методов для решения инженерно-геологических и гидрогеологических задач. ВСЕГИНГЕО, 1989.

24. Вторая научная конференции аспирантов и молодых ученых геологического факультета МГУ. Москва. Секция Геофизика, 1988.

25. Вторая Всесоюзная конференция «Проблемы прогноза, поисков и разведки месторождений неметаллических полезных ископаемых», 25-27 ноября 1986. Казань, 1986.

26. Применение геофизических методов при гидрогеологических и инженерногеологических исследованиях и охране окружающей среды. Симферополь, 18-ноября 1987, 1987.

27. Геофизические методы в гидрогеологии и инженерной геологии. 8-й научно-техн.

семинара Армянская ССР, Ереван, 8-10 Августа 1985.

Результаты опубликованы в 77 научных статьях в НТЖ и тезисах докладов.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность за сотрудничество, консультации и ценные советы при работе над развитием технологии моделирования залежей углеводородов и программными системами – Кашику А.С., Гогоненкову Г.Н., Билибину С.И., Бондареву В.И., Бадалову А.В., Бандову В.П., Габисиани Г.А., Горбунову В.И., Ганженко А.С., Гутману И.С., Денисову С.Б., Дьяконовой Т.Ф., Жемжуровой З.Н., Кирилловой А.Е., Кобрунову А.И., Лаврику А.С., Петровскому А.Д., Мазаевой И.В., Левянту В.Б., Степанюку В.П., Тарасову Б.Г., Чекуновой В.А., Федорову А.Л., Ческис В.Л., Цой В.Е.

и многим другим коллегам.

Автор хотел бы отметить поддержку и ценные советы научного консультанта работы, заслуженного нефтяника, академика, доктора технических наук Кашика А.С.

Настоящая диссертация систематизирует и обобщает многолетние разработки автора.

Материалы, которые приводятся в данной работе, получены самим автором или под его непосредственном руководстве при работе в Ивано-Франковском институте нефти и газа и ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» Минэнерго России.

Объем и структура диссертации Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Текст изложен на 3страницах, включая 174 рисунков, 5 таблиц и список литературы из 171 наименования.

Содержание работы Введение. Глобализация проблем обеспечения энергоресурсами требует, если не реконструкции, то существенной корректировки механизмов принятия управляющих и инженерных решений. В нефтегазовой отрасли высокими темпами сокращаются легко доступные ресурсы сырья, усложняются горно-геологические условия добычи, и, как следствие, увеличиваются затраты и риски реализации соответствующих производственных программ.

С момента возникновения первых промыслов и до сегодняшнего дня фактически единственным инструментом выявления и освоения месторождений углеводородов остается бурение скважин. Определенный парадокс состоит в том, что уровень развития буровой техники и технологий, в принципе, соответствует сложности задач, подлежащих решению в процессе поисков залежей или их разработки. В то же время, ошибки при постановке задач, например, оценки приоритета валовых показателей в управлении, или «экономия» на изысканиях, проектировании, а также научно-техническом сопровождении работ, приводят к тому, что этот очень дорогой инструмент зачастую работает неэффективно. Таким образом, существуют значительные резервы в сокращении непродуктивных затрат времени и финансовых средств. Использование этих резервов, принципиально положительно повлияет как на базовые показатели производства, так и на инвестиционную привлекательность соответствующих проектов или предприятий. Ведущая роль в решении такой проблемы возлагается на информационные технологии, одной из главных целей которых является создание детальной цифровой четырехмерной модели залежей на основе интегрированной интерпретации сейсмических и скважинных геолого-промысловых данных.

Введение содержит общую характеристику работы, включая актуальность решаемых задач, научную новизну, защищаемые положения и практическую ценность.

Глава 1. Развитие информационных технологий в нефтяной и газовой промышленности. Обоснована новая интегральная информационная структура - комплексная экспертная модель залежи, которая объединяет функции геологогеофизического, промыслово-технологического и технико-экономического (геологоэкономического) моделирования на всех этапах и стадиях поисков, разведки, разработки и эксплуатации месторождений углеводородного сырья. Модель залежи является адекватным отображением геологического строения, системы разработки, временных процессов идущих в залежах, экономики.

На практике широко используются геолого-технологические модели (ГТМ) месторождений. Методические положения построения и использования для мониторинга цифровых ПДГТМ сформированы за последние 5-7 лет и развиваются передовыми нефтяными и сервисными компаниями мира в направлениях совершенствования вычислительных технологий анализа геолого-геофизической и промысловой информации, геологического и гидродинамического моделирования, а также технологических процессов разработки и эксплуатации залежей.

Базируясь на идеях интегрированного использования комплекса геологогеофизических и промысловых данных описания залежи в единой информационной среде, развивается технология четырехмерного моделирования нефтегазовых залежей и процессов разработки.

Кроме сейсмических и геолого-геофизических скважинных данных при моделировании используется набор промысловой информации: сведения о перфорации в скважинах, добыча и закачка, результаты гидродинамических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах, сведения о пластовых давлениях и т.д. Модели, полученные по совокупности информации 3D сейсморазведки и данных по сети разведочных скважин, являются основой подсчета запасов – заключительной стадии разведки.

Как расширенный вариант ПДГТМ предлагается комплексная экспертная модель (КЭМ) нефтегазопромыслового объекта, объединяющая функции геолого-геофизического и гидродинамического моделирования, технико-экономического (геолого-экономического) моделирования на всех этапах и стадиях поисков, разведки, разработки и эксплуатации месторождений углеводородного сырья, и которая определяет:

- параметры естественного резервуара (геологические характеристики, петрофизические свойства пород и флюидов, ресурсы углеводородов);

- структурные и количественные характеристики технологических схем и процессов добычи (технические, гидродинамические, определяющие производительность и т.д.);

- показатели эффективности инвестиций для модельного или реального бизнес проекта от поисково-разведочных работ, включая опытно промышленную эксплуатацию, вплоть до завершающей стадии разработки месторождения и его ликвидации.

Вместе с тем существует отличие между производственными программными пакетами ПДГТМ и пакетами КЭМ, к числу которых, в первую очередь, относятся:

1. Замена функций обмена данными функциями информационного обмена, т.е. в процессе информационного обмена количественные изменения в передаваемых данных приводят к количественным изменениям информации.

Например, структурно-параметрическая модель залежи в совокупности с гидродинамическими построениями преобразуется в систему исходных данных проекта разработки и определяет соответствующие объемы капитальных затрат. При этом информационные связи в системе данных, находящихся в проекте разработки, остаются активными, и все изменения геологических или фильтрационных модельных представлений автоматически инициируют корректировку положений проекта и соответствующие финансовые оценки.

2. По форме, модель залежи сохраняет пространственное (четырёхмерное) изображение исследуемой залежи. Координатная система, возможности представления информации и операционные средства являются стереотипными для всех вариантов модельных представлений.

3. Общее информационное обеспечение на всех стадиях формирования модели залежи остается неизменной. Нехватка достоверных данных для полного описания залежи компенсируется прогнозными значениями, которые по величине совпадают в точках с реальными, а в межскважинном пространстве устанавливаются методом аналогий, с использованием данных сейсморазведки, определенных региональных закономерностей. Это дает возможность применения унифицированного аналитического вычислительного аппарата как для прогнозов (благоприятных структурных форм или перспективных участков), так и для более детальных оценок – геологических и гидродинамических характеристик продуктивных толщ, а также прогноза эффективности инвестиций (применение нейронных сетей, распознавание образов, классификация и т.д.).

Практическая реализация комплексных экспертных моделей может быть осуществлена на основе математического обеспечения компьютерной технологии четырехмерного моделирования. Поскольку принципиальные вопросы загрузки, хранения, представления данных и оперирования ими решены в единой информационной среде, представляется вполне возможным оперативное промышленное опробование и внедрение технологии моделирования залежи в инженерную практику. Безусловно, это требует некоторых дополнительных усилий в плане:

- разработки методического обеспечения по всем задачам формирования четырехмерных моделей залежи и их применения в производственных процессах, а также для обеспечения сопровождения (мониторинга) геолого-геофизических и буровых поисковоразведочных работ;

- развития вычислительных технологий и систем, включая математическое обеспечение управления данными и их обменом в пределах каждой производственной структуры;

- систематизированного обучения персонала по программе, дифференцированной по уровню компетентности производственников и управленцев и специалистов научноисследовательских, проектно-конструкторских и производственных подразделений.

На рис.1- рис.6 показаны отдельные примеры компонент проектной базы данных при различных формах визуализации. Все компоненты привязаны к постоянной системе координат и поддерживаются соответствующими методами отображения:

Геоинформационный блок включает в себя ситуативные данные (в первую очередь, о рельефе местности и, по необходимости, дополнительную географическую информацию - о дорогах, реках, транспортных магистралях и тому подобное), позиционирование систем сейсмических наблюдений и скважин (в плане и разрезе), а также справочные наборы данных (текстовые или табличные описания - рис.1). В соответствии с требованиями геоинформационной системы, данные группируются в «слои» по классификационным признакам (например, рельеф, речная или дорожная сеть) с сохранением реляционной структуры связей.

Рис. 1 База данных многопараметровой модели залежи в четырехмерном пространстве Блок сейсмических данных содержит наборы первичных сейсмозаписей - данные наземных или скважинных сейсмических наблюдений с необходимой навигационной информацией, динамические (временные и глубинные) изображения (амплитуды сигналов, их преобразования, сейсмические атрибуты), которые получаются в результате обработки первичных данных и могут представляться на визуализацию в виде произвольных сечений:

вертикальными разрезами, горизонтальными срезами или срезами по произвольным поверхностям. Имеется возможность хранения и анализа промежуточных вариантов обработки сейсмограмм после редактирования, ввода статических, кинематических поправок, деконволюции и т. п. в выборках по общей точке возбуждения, приема или средней точке (рис.2).

Геологический блок вмещает в себя описания поверхностей геологических границ или условных горизонтов, локализованных тел (например, солевых) и разрывных нарушений.

Вся информация сохраняется в виде цифровых сеток и может быть показана в любых формах представления трехмерных изображений - изолиниях, аксонометрических фигурах, стереоскопическом. Это зависит лишь от технических возможностей терминала (центра, театра) визуализации (рис.3).

Блок скважинной информации объединяет данные геофизических исследований скважин, промысловых скважинных измерений и прогнозных характеристик (например, плотности, глинистости, водонасыщенности, рис.4).

Блок оптимизации процесса бурения эксплуатационных скважин содержит следующую информацию: траектории скважин, объемная геологическая модель продуктивного пласта и любые ее сечения, сейсмические и геологические горизонты. Могут быть созданы произвольные поверхности либо по отметкам глубин, либо по кровлям или подошвам определенных стратиграфических или литологических горизонтов. Это важно при проектировании ствола скважины, поскольку создается объемное распределение интересующих объектов. Например, пород с аномальной плотностью, зон возможных осложнений при бурении и т.п.

Рис.2 Структурная сейсмическая модель Рис.3 Многопараметровая модель залежи.

1- поверхность соляного штока, 1- распределение коэффициента пористости вдоль кровли 2- сейсмические разрезы по профилям пласта, 2- распределение песчанистости по передней грани модели, 3- распределение проницаемости на правой грани модели, 4- сечение сейсмического куба.

Перечень данных охватывает все этапы жизни скважины от проектирования до ликвидации. К обязательным исходным данным можно отнести: местоположение устья и забоев скважины, титульные данные, инклинометрия, история бурения, история завершения строительства скважины, конструкция скважины, положение водонефтяного контакта, стратиграфическая разбивка разреза вдоль ствола, мощность продуктивного горизонта.

Проблема сопровождения кустового бурения приобрела особую значимость, поскольку первоочередными задачами доразработки глубокозалегающих залежей углеводородов является проводка горизонтальных скважин и забуривание вторым стволом из уже существующей скважины (рис.4).

Блок гидродинамических данных содержит информацию о состоянии исследуемого объекта (например, распределение пластовых давлений), а также действительные и прогнозные характеристики насыщенности продуктивного пласта (например, изменение характера обводнённости залежи (пласта) во времени её разработки. Основой контроля за разработкой залежи для оптимального управления добычей является всесторонний анализ текущей геолого-геофизической, промысловой и инженерной информации и сопоставление ее с проектными параметрами.

Инструменты компьютерной технологии позволяет представить в легко воспринимаемых графических формах весь информационный поток, описывающий все основные этапы описания процесса эксплуатации месторождения (рис.5).

Рис. 4 Модель бурения куста скважин и Кн. Рис. 5 Модель добычи жидкости от времени на скважинах от времени (динамические круговые диаграммы определены на заданный момент времени – коричневый - нефть, синий - вода).

К особенностям компьютерной технологии в области анализа за разработкой следует отнести: одновременный анализ в трехмерном пространстве совокупности параметров, позволяющий оценивать влияние геологических и технологических факторов на процесс разработки на разных этапах производства.

Вся информация, описывающая конкретный объект исследований, размещается в базе данных объекта в глубинном и временном масштабах. В полном объеме эта информация может восприниматься лишь через средства визуализации компьютерных систем. Совокупно собранные данные отображают не только распределение геологических границ, объектов и разрывных дислокаций, но и физические характеристики среды, которые являются оценкой коллекторских свойств среды и используются для прогнозирования характера насыщенности с выделением потенциальных ловушек углеводородов.

Применение КЭМ обеспечит, по нашему мнению, существенное повышение рентабельности добывающего производства.

Глава 2. Методология компьютерного сейсмогеологического моделирования залежи углеводородов в единой информационной среде.

Прогнозирование многопараметровой модели нефтяной или газовой залежи и проектирование оптимального расположения эксплуатационных скважин базируется на комплексном подходе к интерпретации геологической, геофизической, петрофизической и промысловой информации. Информационной базой для создания и анализа модели залежи являются пространственная сейсморазведка 3D, геофизические и промысловые скважинные данные. Сейсморазведка служит в настоящее время единственным безальтернативным интерполирующим аппаратом для информации, полученной в скважинах. Последние достижения сейсморазведки (седиментологический и палеотектонический анализ) позволяет кроме геологических тел, разломов, сложных сочленений пластов прогнозировать ослабленные зоны, направления возможной миграции нефти, прочностные характеристики коллекторов, качество коллектора, его прерывистость и т.д.





Интегрированная интерпретация геолого-геофизических и промысловых данных проводится на всех этапах моделирования и заключается в использовании промежуточных или конечных результатов интерпретации одного или нескольких методов в качестве входных данных интерпретации другого метода.

Поэтому, комплексная интерпретация геолого-геофизических и промысловых методов требует включения в технологию моделирования не только отдельных специализированных программных модулей для решения локальных задач по конкретному геофизическому методу, но и включения близких процедур трансформации и преобразования данных для различных методов изучения геологического объекта.

Развитие компьютерных технологий моделирования связано с необходимостью использования неограниченно большого объема геолого-геофизической и промысловой информации описания залежи. Поэтому, программно-алгоритмические средства моделирования обеспечивают оперативное управление информацией о залежи и предоставление ее в привычном и удобном для исследователя виде зрительных образов в просмотровых пространствах.

Четырехмерное многопараметровое моделирование залежи опирается на использование результатов интерпретации данных, расположенных в базе данных залежи (рис.6), и на библиотеку прикладных программ трансформации и управления данными.

Создание внутренней базы данных месторождения, связь с произвольной пользовательской базой данных обеспечивает специальный интерфейс, позволяющий сделать технологию независимой от используемых информационных моделей и создать общую информационную среду для специалистов одного проекта – геофизика, геолога или разработчика.

При сейсмогеологическом моделировании основное внимание уделяется данным сейсморазведки, ГИС, петрофизическим исследованиям, результатам сейсмофациального, седиментационного и палеотектонического анализа, результатам испытаний скважин.

Рис.6 Структура базы данных объекта моделирования.

Результаты сейсморазведки 3D позволяет построить трехмерные временные и глубинные кубы, выделить и привязать отражающие горизонты, локализовать и математически точно описать размещение геологических объектов (структурные поверхности, нарушения, выклинивания горизонтов, литологические замещения и т.д.). В результате создается объемная сейсмогеологическая модель современного строения геологической среды и продуктивных интервалов (рис.7).

Рис. 7 Сейсмогеологическая модель Рис. 8 Пространственная геологическая геологической среды на шельфе моря модель продуктивного пласта.

Так как фильтрационно-емкостные свойства напрямую связаны с эффективной толщиной коллектора, то карты эффективных толщин строятся с учетом анализа данных по приемистости скважин, дебита, обводненности. Данные представляются в виде круговых диаграмм на картах эффективной мощности. Это делает возможным сопоставление карт, характеризующих неоднородность пласта (песчанистость, пористость, проницаемость и т.д.), с данными добычи на разные моменты времени разработки месторождения. Использование 3D сейсморазведки, ГИС, петрофизики и параметров разработки при моделировании залежей (рис.8) вызвало широкий интерес к проблемам разработки и, прежде всего к проблеме коэффициента извлечения нефти, многих геофизиков и геологов, ранее не занимавшихся динамикой жизни нефтяных объектов.

Применение программного комплекса технологии четырехмерного моделирования позволяет визуализировать весь процесс получения результатов и корректировать результаты исследователю на всех этапах моделирования залежи.

Использование четырех трехмерных сечений четырехмерного пространства xyzT для описания залежи и протекающих в ней процессов позволяет в единых терминах описывать и демонстрировать справедливость любых геологических гипотез, количественно оценивать как сами геологические процессы, так и их результаты, определять не только стратегию разведки, но и режимы оптимальной разработки месторождений углеводородов.

Реализация в программном пакете четырехмерного моделирования процедур анализа геологических объектов и данных разработки месторождения позволяет строить объемные тела геологических объектов с граничными значениями ФЕС (рис.9а) и тела временных процессов (рис. 9б). На рис.9б демонстрируется объемное тело временного процесса добычи нефти за период разработки залежи с 1979 по 1989 годов.

а) б) Рис. 9 Пространственное тело а) тело продуктивного пласта с граничными значениями ФЕС (NTG=1;К =0,13, К =11,2) п прон б) тело описания обводненности залежи за время разработки 1979-1989 г.г. в пространстве XYTразработка.

Компьютерная технология четырехмерного многопараметрового моделирования залежи углеводородов в единой информационной среде на основе интегрированной интерпретации материалов сейсморазведки, ГИС, петрофизики и промысловых данных, собранных на момент подсчета балансовых запасов, делает возможным:

- создание базы данных с использованием разнородной, мультидисциплинарной и разномасштабной информацией описания залежи;

- применение смотрового пространства с удобными средствами доступа к данным;

- выполнение интегрированной интерпретация сейсморазведочных данных и ГИС;

- применение корреляционного анализа сейсмических и скважинных данных для прогноза параметров модели залежи;

- построение оптимальной трехмерной структурно-параметрической модели залежи на основе согласованного седиментационного анализа геологических характеристик и сейсмических атрибутов;

- детальное изучение процессов осадконакопления, формирования структур, направления сноса и т.д. на основе палеотектонического анализа в четырехмерном пространстве;

- выделение объемных областей модели залежи с заданными ФЕС;

- совместный многопараметровый (сейсмические, геологические и промысловые параметры) анализ геолого-геофизических данных;

- вычисление подсчетных параметров залежи с учетом ее структурных и литологопетрофизических особенностей;

- построение адекватных сеточных моделей геологической среды для решения гидродинамических задач без потери важных геологических деталей.

Глава 3. Четырехмерные многопараметровые модели в геологии и разработке месторождений углеводородов Моделирование самых различных процессов и явлений существовало всегда.

Моделирование – это свойство человеческого мозга, один из способов познания мира. В силу закрытости творческих процессов, к сожалению, невозможна работа с информационными потоками мозг-мозг. Исследователям требовалось огромное время и терпение, чтобы донести до коллег свои открытия, находки, пользуясь их описаниями или с помощью речи. На наш взгляд метрика, а, следовательно, математические оболочки должны быть четырехмерны.

Это очевидно, т.к. модель в общем случае должна адекватно отображать поведение трехмерных тел и структур во времени.

С развитием компьютерной техники, появились предпосылки для создания математического обеспечения, позволяющего воспроизводить творческие процессы и делать их достоянием многих специалистов.

Исходя из изложенного, нами были сформулированы при разработке программных пакетов четырехмерного моделирования залежи, следующие основные принципы:

- метрика для моделей залежи должна быть четырехмерной [x, y, z, T], где T – астрономическое время, масштаб которого определяется длительностью и скоростью моделируемых процессов;

- все результаты моделирования должны визуализироваться в просмотровых окнах;

- все действия исследователя должны запоминаться и воспроизводиться с целью многовариантной интерпретации, методологии ветвления графов, создания и накопления базы знаний.

Такой подход на наш взгляд позволяет создать наиболее дружественный интерфейс между памятью человека и компьютера, а сама система – не менее дружественный интерфейс между людьми, одновременно участвующими в процессе моделирования.

Моделирование геологической среды предусматривает не только изучение нынешнего строения месторождения, но и моделирование истории его формирования, процессов, приведших в геологическом времени к образованию тех или иных особенностей строения пород. В результате создается объемная модель современного строения продуктивных пластов.

3.1 Четырехмерное пространство. На наш взгляд, наиболее подходящей математической оболочкой для описания геологических объектов и происходящих в них процессов является четырехмерный пространственно-временной континуум xyzT, где xy – площадные координаты, z – ось глубин, направленная перпендикулярно вниз дневной поверхности, T – ось геологического времени или время разработки залежи.

При этом три 3D пространства, содержащих ось времени: xyT, zyT, xzT – характеризуют временные процессы, происходящие с объектами в сечениях xy, zy, xz пространства xyz. В пространстве xyz описывается геологический объект на заданный момент времени (например, настоящее время).

Все разномасштабные временные процессы могут быть рассмотрены с единых позиций, т.е. в метрике четырехмерного пространства (xyzT), которое удобно представить четырьмя взаимосвязанными трехмерными сечениями: Р (xyz) - физическое пространство, Р (xyТ), Р (xТz), Р (yТz) - генеалогическое пространства.

2 3 На рис.10 показаны реальные геофизические данные в виде четырех взаимосвязанных трехмерных сечений P пространства xyzT на примере сейсмического куба по одной из 1-P площадей Западной Сибири:

- сейсмический куб и седиментационный горизонт в пространстве Р (рис.10,а);

- палеотектоническая история развития горизонта в разное геологическое время T в пространстве Р (рис.10,б);

- вертикальное сечение скорости осадконакопления в точке (x,y) при фиксированной координате y в зависимости от геологического времени T в пространстве Р (рис.10,в);

- вертикальное сечение скорости осадконакопления в точке (x,y) при фиксированной координате x в зависимости от геологического времени T в пространстве Р (рис.10,г).

а) б) в) г) Рис.10 Взаимосвязанные пространства изучения процессов осадконакопления а) глубинный сейсмический куб в пространстве Р (xyz), T=const; б) сейсмический куб в пространстве Р 1 (xyT), z=const; в) сейсмический куб в пространстве Р (xTz), y=const; г) сейсмический куб в пространстве Р 3 (yTz), x=const.

Под взаимосвязанностью трехмерных пространств понимается возможность синхронного манипулирования сечениями и данными в них, когда перемещение слайса вдоль оси в одном пространстве, приводит к перемещению сечения вдоль одноименных осей в двух других пространствах. В третьем пространстве, где данная ось отсутствует, изменяются свойства куба данных, зависящие от переменного аргумента.

3.2 Физическое пространство xyz| изучения тел объектов.

T=variable Физическое пространство xyz| является основным при определении T=variable пространственного положения различных геологических объектов, объемных тел (рис.11) и условий их образования. Геология изучает объекты в трёхмерном пространстве xyz| и T=заданные на нём параметры сейсмической или геологической модели. Т.о., мы строим и изучаем одномоментное состояние геологического пространства, соответствующее текущему геологическому времени T=0 (Р ).

Рис.11 Тело продуктивного пласта (объекта) в пространстве xyz.

3.3. Генеалогическое пространство xyT изучения тел временных процессов.

Для изучения процессов, протекающих при формировании геологической среды, используется пространство Р (xyТ), где T - ось геологического времени, определяемого по стратиграфическим границам. Для создания генеалогических подпространств Р, Р и Р 2 3 берется некоторое двумерное сечение xy, xz или yz (не обязательно плоское) параметров из объектного пространства Р (xyz) и перпендикулярно ему проводится ось геологического времени T. Генеалогическое пространство xyT| представляет собой совокупность карт Z=const распределения геолого-геофизических параметров вдоль сечения xy, xz или yz, начиная от геологического времени его образования до настоящего времени.

Такое представление геологических или сейсмических параметров позволяет проводить палеогеоморфологический и седиментологический анализы геологической модели.

Анализ свойств модели в этом пространстве дает возможность рассмотреть в геологическом времени все особенности структурного поведения модели: рост структур (определять время начала и окончания их формирования), палеоканалы, палеодолины (рис.12а), проанализировать скорость осадконакопления (рис.12б), зоны повышенной пористости, нарушения и т.п., наиболее вероятные направления зон разуплотнения (рис.12в - красный цвет соответствует областям разуплотнения, синий – уплотнения).

а) б) в) Рис.12 Анализ геолого-геофизических данных в пространстве Р (xyТ).

а) выделение палеоканалов по результатам седиментологического анализа 3D сейсмических данных, б) определение скорость осадконакопления (м/млн. лет). в) пространственное распределение порового давления.

3.4. Палеотектонический анализ в генеалогическом пространстве xyT.

Палеотектонический анализ для определенных моделей развития геологических бассейнов позволяет изучить процесс формирования и развития продуктивного пласта от момента его образования до современного геологического времени.

Рассмотрим развитие подошвы продуктивного пласта в объектном пространстве xyz.

Считаем, что в момент образования пласта, он был горизонтален. При моделировании палеотектоники горизонта учитываются в данном случае только вертикальные перемещения горизонта, происходящие в различное геологическое время и определяемое по положению верхних горизонтов. Метод позволяет непрерывно анализировать изменение формы пласта при плавном изменении геологического времени, что трудно отразить на статических рисунках.

На рис.13 представлен результат палеотектонической реконструкции подошвы продуктивного пласта в пространстве Р (xyz) в разные фиксированные моменты геологического времени Т (триасовый период, рис. 13,а, в нижнеюрский период рис.13,б и современное положение рис. 13,в).

а) б) в) Рис.13 Развитие подошвы продуктивного пласта в геологическом времени.

а) – форма горизонта в момент образования, б) – форма горизонта в нижнеюрское время, в) – современная форма горизонта.

В пространстве xyT куб истории палеотектонического развития одного горизонта представляет собой совокупность его структурных карт полученных в различное геологическое время.

На рис. 14 приведен «куб» палеоистории кровли продуктивного пласта одной из площадей Западной Сибири. Желто-коричневый цвет соответствует росту структуры, синий – опусканию. Видно, как вздымание структуры в геологическом времени мигрирует с востока площади на запад. Данный анализ позволяет объяснить некоторые практические результаты, когда основные запасы углеводородов находятся на склоне современной структуры, а не в своде. Образно говоря, структура находилась под «загрузкой» углеводородов в определенный период геологического времени, и когда свод структуры стал перемещаться, на запад, углеводороды еще не успели мигрировать. Эта дополнительная информация позволяет более обоснованно располагать эксплуатационные скважины.

3.5. Генеалогические пространства xzT и yzT изучения временных процессов.

Зафиксировав вертикальное сечение объектного пространства Р (xyz) (для определённости xz; y=const), можно развернуть в трёхмерном пространстве всю историю его формирования (рис.15). На слайсах xz при различных значениях t видно состояние T=t исходного разреза в соответствующие моменты геологического времени T. При движении слайса в направлении настоящего времени, видно как появляются новые пласты, деформируются уже сформированные, т.е. моделируется процесс осадконакопления.

На слайсе zT (рис.15) показана история формирования одной трассы (x=const, x=X y=const) сейсмического куба. Зелёным цветом выделена глубина палеодневной поверхности осадочных пород в различное геологическое время (горизонтальная ось геологического времени T в миллионах лет, вертикальная ось глубин z – в метрах). Чёрным цветом обозначена траектория движения фиксированной точки среды от момента образования до современности.

Перемещение сечения вдоль оси x мощности осадков и скорость осадконакопления в точках геологической среды с координатами (x=variable, y=const, рис.15). Т.о. пространства xzT| и yzT| это два генеалогических куба, характеризующие развитие Y=variable X=variable геологического бассейна в ортогональных сечениях xT| и yT|. В этих пространствах Y=const X=const определяется скорость осадконакопления, направления региональных наклонов.

Рис.14 Палеотектонический анализ истории Рис.15 Анализ процесса осадконакопления в развития кровли продуктивного пласта в точке с фиксированными координатами пространстве xyT. А(x,y).

На рис.16 приведены сечение куба палеотектоники (рис.16,б) и куба истории осадконакопления в одной точке с координатами (x,y=const) на фоне геохронологической таблицы для заданного региона (рис.16,а). Черными линиями на рис.16,б показана мощность соответствующего геологического пласта. Темно-зеленый цвет куба палеотектоники соответствует росту структуры, а желтый – выполаживанию. Как видно, в нижнемеловое время осадков в данном сечении не было (черная линия мощности пласта равна нулю). На рис.16,в в нижнемеловое время глубина остается неизменна, т.е. скорость осадконакопления равна нулю.

3.6 Анализ параметров разработки в пространстве xyzT.

Наличие качественных ПДГТМ позволяет сопровождать разработку, просчитывать множество вариантов изменения технологии добычи, и на этой основе непрерывно совершенствовать технологические процессы нефтеизвлечения.

Все процессы, которые проектируются на месторождении, должны быть смоделированы, а прогнозы сравнены с реалиями. Т.о. модель залежи и ее непрерывная коррекция с целью приведения соответствия модели реальным данным есть минимизация многопараметрического многомерного разностного функционала между прогнозом на модели и реальностью.

Происходящие в залежи процессы могут быть переведены в объемные статические тела в пространстве xyT, описывающие ее состояние. В качестве примера рассмотрим сечение xy при z=const из пространства xyzT. Каждая из карт строится на конкретный момент времени T=const, т.е. геологические поверхности осадочных бассейнов одномоментны.

Только в этом случае можно говорить о точности карт.

Если параметр меняется во времени, например, давление или насыщенность P=P(t) и Кн=Кн(t), где t - время разработки, то должно быть жестко соблюдено требование одномоментности измерений параметра во всех скважинах, т. е. интервал времени между первым и последним замером по залежи должен быть таким малым, чтобы изменение давления или насыщенности в каждой точке было бы меньше ошибки построения карты.

а) б) в) Рис.16 Анализ распределения мощности осадков в различное геологическое время а) геохронологическая таблица; б) сечение куба палеотектонической истории горизонта;

в) сечение куба истории осадконакопления в точке скв. 41 (x,y=const).

На старых месторождениях, измерения параметров в скважинах выполнялись со значительным временным интервалом, и карта давлений и температуры, зависящих от времени, строились на основе разновременных наблюдений. Строго говоря, на такой карте нет ни одного точного значения кроме точек, где измерения велись на момент начала разработки или на момент построения карты.

Вместе с тем, анализ поля давлений в генеалогическом пространстве xyT, как некоторого объемного тела, не содержит неточных данных. Каждое измерение имеет три координаты P=P(x, y,T ), а объемная интерполяция позволяет построить сплошное «тело» i i i поля с учетом динамики его изменения во времени, изучить особенности, понять закономерности его формирования и т. д. (рис.17).

Построенные в пространстве xyT объемные карты параметров (давление, температура, дебит и т.п.), измеренных в скважинах в разное время, позволяют проводить анализ распределения параметров вдоль горизонта, по пласту, на заданной глубине в плоском горизонтальном сечении на определенную дату (рис.18). Вертикальные сечения определяют изменение параметра в зависимости от времени.

Рис.17 Объемная карта Рис.18 Сечение объемной Рис. 19 Пространственное тело описания накопленной добычи распределения давления карты распределения нефти за время разработки (изоповерхность 219 атм.) за время давления на заданный залежи в пространстве разработки залежи в пространстве момент времени разработки XYTразработки 1979-1989 г.г.

xyT (1992-98 гг.).

залежи (T=28.02.1998).

На рис.20 приведен пример построения объемной карты обводненности продуктивного пласта для участка одного из крупных старых месторождений за период разработки до 1984 г. Из рисунка видно, что при увеличении времени разработки обводненность охватывает все большую площадь залежи, но не равномерно. Восточная часть площади обводняется раньше, чем западная. Анализ пространственного тела обводненности в пространстве xyT дает дополнительную информацию для анализа процессов разработки, расположения нагнетательных скважин и для выбора режимов эксплуатации.

а) б) в) г) Рис. 20 Анализ коэффициента нефтенасыщенности в 4D пространстве.

а) начало разработки; б) через 36 месяцев; в) через 6 лет; г) через 12 лет после начала разработки.

Глава 4. Алгоритмическое обеспечение четырехмерного моделирования залежи.

4.1 Динамическая визуализация многомерных, многопараметровых пространств.

Данная операция предполагает необходимость использования в совместной интерпретации большого количества многомерных параметров, заданных на пространстве размерности (три и более). Для изучения нестационарных процессов (будь то процессы осадконакопления или разработка месторождений углеводородов), выявления их характерных закономерностей и прогноза дальнейшего протекания, необходима возможность применения интегрального анализа разнесенных во времени состояний процесса. Осуществить это можно с увеличением размерности изучаемого пространства XYT – добавлением оси времени T.

Современные компьютерные технологии могут хранить и обрабатывать в реальном времени большие объемы информации, в том числе и такие, размерность которых существенно превышает три. В настоящий момент никакая экспертная система не может сама разработать методику получения из имеющейся информации новых знаний. Особенно ощутимо превосходство исследователя в области распознавания образов. В таких задачах точность и быстродействие автоматических систем значительно уступает человеческому мозгу. Объединить дополняющие друг друга сильные стороны исследователя и компьютера позволяет динамическое отображение визуальных образов объектов, философия и идеология которых сформулирована А.С. Кашиком.

При данном подходе, накопленная в памяти компьютера информация, динамически предоставляется исследователю в виде непрерывно меняющихся зрительных образов.

Причём исследователь сам определяет объём и скорость выдачи получаемой им информации. Полученные благодаря интуиции и опыту эксперта-интерпретатора новые знания документируются и пригодны для дальнейшего использования и передачи другим исследователям (база знаний).

4.1.1 Объекты исследования и способы формирования образов визуализации.

Визуальное пространство – смотровая область изучаемого пространства, сформированного в памяти компьютера и сохраняющая заданные размеры и свойства. Один из основных типов объектов визуализации – «кубы» данных (функции заданные на изучаемом многомерном пространстве), например, сейсмический куб, кубы литологии, пористости, проницаемости и другие кубы ФЕС.

Заданная на пространстве функция может быть визуализирована посредством цветокодирования (цвет точки смотрового пространства соответствует значению параметра).

В двумерном визуальном пространстве график представляет собой линию (или набор линий), а в трёхмерном – поверхность (набор поверхностей).

Наиболее естественно в таком виде представляются функции, физический смысл которых соответствует одной из координат визуального пространства, а сама функция от этой координаты не зависит. Примером может служить визуализация горизонта поверхностью в пространстве F(x,y,z). Исследователь может перемещать сечение в пространстве с удобной для него скоростью, установить его в изучаемую точку пространства, или одновременно поместить в смотровое пространство множество подобных сечений (так, например, визуализируются сейсмические кубы в отклонениях: на двумерном профиле одновременно отображается множество одномерных трасс).

В двумерных визуальных пространствах анализируемые функции могут быть визуализированы также в виде набора изолиний и векторных полей.

Кроме пространственных объемов (кубов) данных, в визуальных пространствах анализируются различные геометрические объекты. Так, линия в пространстве может представлять траекторию скважины, движения некоторой точки среды во времени, нарушение или палеоканал на карте. Точка может представлять забой скважины, пересечение её с продуктивным слоем или другим сечением пространства. Поверхностью визуализируются горизонты (отражающие поверхности) и пространственные разломы.

Особый интерес представляют изучаемые объекты в виде объемных тел. В виде физических тел или тел временных процессов представляют области смотрового физического Р (xyz) или генеалогического пространства Р (xyТ,), точки которых 1 удовлетворяют заданным условиям на значения параметров. Например, задав допустимые виды литологических разностей пород и нижнюю границу нефтенасыщенности, можно получить тела продуктивных областей; задав условия на значения аномального порового давления, можно получить потенциальные области разуплотнения (рис. 24). Тела могут быть «рассечены» различными сечениями. Вычисляется объём соответствующей области пространства.

Образы, являющиеся отображением геологических объектов, служат основой для новых визуальных отображений (на точки линии скважины может быть нанесено значение некоторой каротажной кривой (рис.23), на поверхность – куб данных или некоторый атрибут этой поверхности).

Динамическая визуализация многомерных, многопараметровых пространств.

Представление многопараметровой модели осуществляется: посредством использования нескольких способов визуализации (один параметр – цветом, другой – графиком, а третий – линиями уровня или векторным полем); разделением области смотрового пространства на несколько подобластей, созданием нескольких синхронно перемещаемых смотровых пространств, в каждом из которых выводятся свои параметры. В трёхмерном смотровом пространстве возможно использование полупрозрачности.

Исследователю трудно представить и оценить статические зрительные образы размерности больше трёх. Даже трёхмерный куб не может быть одновременно визуализирован в полном объёме: одни точки пространства будут закрывать другие. Вместо этого используется визуализация многомерного пространства в динамически перемещаемых сечениях меньшей размерности. Человеческий мозг привычно анализирует непрерывно меняющиеся образы, «интерполирует и экстраполирует» их, в результате чего исследователь сразу отмечает динамику изменения параметров, обнаруживает несоответствия между ожидаемым и реальным развитием процесса.

Всесторонняя оценка многомерных объектов достигается использованием механизма связанных сечений. Для изучения многомерного пространства создаётся необходимое количество просмотровых пространств удобной размерности. Например, для четырёхмерного пространства XYZT создается четыре трёхмерных или шесть двумерных просмотровых пространств, связанных между собой. Это позволяет исследователю не только зрительно представлять изучаемый объект в совокупности просмотровых пространств, но и динамически изменять его положение в пространстве, выбирая при этом удобную для себя скорость и, при необходимости, делая остановки в движении.

Четырехмерная технология моделирования обладает совокупностью смотровых пространств, которые являются визуальным языком перевода набора цифровых данных описания залежи в визуальные образы понятные исследователю.

Смотровые пространства: 4-х мерные (рис.10), 3-х мерные (рис.21, рис.22), 2-х мерные (рис.23) и 1-но мерные (рис.24) обладают набором программных инструментов, позволяющих исследователю:

- синхронизировать визуальные окна, например, перемещение сечения в одном окне 4-х мерного пространства приводит к перемещению вдоль той же оси в других пространствах (рис.11). Место положения смещения вертикального сечения в трехмерном пространстве, отмечается на горизонтальном сечении в виде линии сечения;

а) б) Рис.21 Многопараметровая модель в 3D смотровом окне.

а) сейсмогеологическая модель, б) геологическая модель крупного месторождения, (51,24 млн. ячеек) - объединять данные в наборы, например, сейсмический временной разрез и разрез пласта-коллектора, структурная карта кровли пласта и диаграммы добычи жидкости, нефти и воды (рис23б), давление и температура, а также комбинировать результаты 2D и 3D сейсморазведки в одном проекте, одной базе данных и анализировать их в одном окне визуализации;

а) б) Рис.22 Многопараметровая модель в 3D смотровом пространстве.

а) комплекс гидродинамической модели и сейсмики, б) выделение рифовых структур - рассекать массивы данных, проникать сечением во внутрь данных, создавать регулярные и произвольные сечения трехмерных данных. Одновременно анализировать временные поля различных вариантов обработки – суммирование, миграцию по сумме, миграцию по сейсмограммам, инверсию, атрибуты с целью сравнения и сопоставления различных преобразований сейсмического поля;

а) б) Рис. 23 Многопараметровая модель в горизонтальном смотровом окне.

а) седиментационный горизонт, сейсморазведка и ГИС, б) структурная карта и дебит нефти и жидкости а) б) Рис.24 Выделение коллектора с заданными параметрами.

а) продуктивный пласт, б) резервуар с высокой пористостью и проницаемостью - извлекать аномальные, уникальные данные из массива в новый набор, например, выделить коллектор с заданной пористостью, нефтенасыщенностью, проницаемостью из пласта (рис.26). Выделить на карте скважины с кривой ГИС на месторождении из всей совокупности скважин.

По набору данных строятся диаграммы, графики (рис.27) и таблицы.

Рис. 25 Диаграммам дебита нефти и воды и работы скважины.

4.2 Анализ кинематических параметров волнового поля.

4.2.1 Определение скоростной модели по годографу первой (рефрагированной) волны. Определение скоростной модели базируется на решении обратных задач в классе нормальных моделей среды. Решения в данном классе наиболее устойчивы к влиянию погрешностей экспериментальных данных и правильно отражают основные скоростные изменения с глубиной в реальных геологических ситуациях.

1 (qx1.3278 + 1)Фиксированному значению х соответствует скорость V= 1- 0.3278qx1.32о Оценку соответствующей глубины получим как среднее геометрическое известных 1 V x - 1 + 1 - 1 соотношений для линейного закона: Z= , V0 m xi xi xi xi xi xm - ( )2 xi m )2 - xm xm (x ti ti i ti i ti i i ti i i i i i где: q=, =, o xi xi xi xi ( )2 (xi m )2 - ( xm )2 ( )2 (xi m )2 - ( xm ) ti i ti ti i ti i x i x Алгоритм построения скоростного закона в классе нормальных моделей сред по годографу рефрагированной волны, позволяет провести параметризацию модели, по выявленным систематическим отклонениям расчетного и экспериментального годографов.

4.2.2 Коррекция взаимных времен в точках пересечения профилей. Одной из задач кинематической интерпретации сейсмических 2D данных состоит в устранении временной невязки на пересечении профилей. Это необходимо в ситуациях, когда в точке пересечения по различным горизонтам невязки различаются по величине и по знаку. Предлагается процедура коррекции волнового поля для учета невязок времен во взаимных точках пересечения профилей по опорным горизонтам.

На рис. 26а приведены фрагменты мигрированных временных разрезов на пересечении двух профилей. На временные разрезы вынесены результаты корреляции исходного сейсмического поля по двум осям синфазности: один опорный (зеленый цвет) и один горизонт с неуверенной корреляцией (синий цвет). На рисунке четко прослеживается вертикальное смещение сейсмических сигналов. Величина временной невязки неравномерна вдоль времени, что не позволяет исключить ее коррекцией статических поправок. На рис.28б приведен фрагмент временного разреза после коррекции невязки взаимных времен на пересечениях профилей. Как видно из приведенного результата временная невязка скорректирована не только на опорных горизонтах, но по другим осям синфазности.

В результате коррекции взаимных времен на пересечениях профилей по сейсмическому полю, выделенные по временным разрезам сейсмические горизонты, по всей сети профилей соответствуют тем экстремумам сейсмического сигнала, по которым проводилась корреляция.

а) б) Рис.26 Временные разрезы в точке пересечения двух профилей.

а) исходный разрез на пересечении профилей, б) скорректированный разрез.

4.2.3 Выделение и корреляция сейсмических горизонтов. Основным результатом кинематической интерпретации является построение структурной модели. Какие именно структуры могут присутствовать в районе, и как их элементы связаны между собой, как правило, определяет тектоническая обстановка. Поэтому, прежде чем перейти к анализу разнообразных геологических данных, надо рассмотреть возможные типы структур – разломы, складки, структуры течения, рифы, поверхности несогласия, русла и стратиграфические ловушки.

Выделение и корреляция осей синфазности на сейсмических разрезах 2D и кубах 3D, соответствующих литолого-стратиграфическим границам геологической среды, является наиболее важной и сложной работой, требующей высокой квалификации исполнителя.

Качество выделенных временных горизонтов сильно сказывается на конечном результате построения геологической модели залежи, ее близости к реальной ситуации.

Ручная корреляция. Ручной режим корреляции является одним из основных режимов для выделения и корреляции сейсмического горизонта в сложных условиях. В него входят:

- ручная корреляция оси синфазности на временном разрезе, осуществляемая курсором мышки (аналогично карандашу интерпретатора);

- ручная прорисовка линейно-кусочной оси корреляции. Определив курсор мышки в конкретной точке оси синфазности и перемещая курсор на уверенное расстояние по оси определяем линейно-кусочную ось сейсмического горизонта с узлами в точках заданных интерпретатором. Корреляцию оси синфазности эффективно создавать совместно с данными ГИС (рис.27).

Полуавтоматическая корреляция. Применение алгоритмов автоматической корреляции сокращает время на кинематическую интерпретацию. Поэтому предлагается технология автоматической оценки осей синфазности. Окончательное решение о принадлежности автоматически выделенных горизонтов к стратиграфической границе, об их протяженности, наличии нарушений и т.д. принимает интерпретатор.

Технология использует результаты следующих процедур:

- диффузную фильтрацию сейсмических данных;

- формирование когерентного куба и кубов градиентов времени по направлениям X и Y;

- формирование корреляционного куба, в котором одинаковыми ненулевыми значениями представлены точки корреляции соответствующие нескольким осям синфазности (зоны интерференции);

- построение корреляционных поверхностей.

Рис.27 Ручная корреляция сейсмических горизонтов с учетом данных ГИС.

- «ручная» выборка сейсмических горизонтов из набора корреляционных поверхностей, полученных в предыдущих пунктах.

На рис.28 иллюстрируется сечения корреляционных кубов, построенных по отрицательным и положительным фазам на фоне исходного куба.

а) б) Рис.28 Результат вычисления корреляционных кубов.

(цветные оси) по положительной и отрицательной фазам сейсмического сигнала на фоне исходного сейсмического куба (черно-белый цвет) а) по положительной фазе сейсмического сигнала, б) по отрицательной фазе сейсмического сигнала Корреляционный куб объединяет все выделенные поверхности по сейсмическому кубу 3D во всем заданном временном интервале. Эти поверхности не обязательно являются протяженными по всему горизонтальному размеру сейсмических данных. «Опорные» горизонты выделяются и просматриваются по всей площади, а «слабые» физические границы, выклинивающиеся, размытые границы следятся на некоторой части поверхности сейсмического куба. Только интерпретатор, учитывая геологическую обстановку, опираясь на результаты корреляции ГИС определяет наличие, существование и протяженность выделенных осей синфазности из совокупности корреляционных поверхностей, полученных в результате полуавтоматической корреляции.

Рис. 29 иллюстрируют различные поверхности (оси синфазности, сейсмические горизонты) этого корреляционного «куба» (рис. 30). Площадь в плане таких выделенных горизонтов не всегда заполняет всю площадь съемки. Дальнейшее решение принимает интерпретатор.

4.2.4 Выделение и трассирование нарушений по данным сейсморазведки. Зоны разломов и связанные с ними области повышенной трещиноватости представляют самостоятельный интерес как возможные ловушки и пути миграции углеводородов, и должны учитываться при построении пространственной модели залежи.

Дизъюнктивные нарушения единичного типа представляют собой некоторую поверхность, имеющую определённую толщину. Задача состоит в обнаружении самого факта существования разлома и в определении его пространственного положения. Такие нарушения достаточно хорошо проявляются в волновом поле: на вертикальных разрезах им соответствуют разрывы и резкие изменения углов наклона осей синфазности, амплитудные аномалии, изменение формы сигнала.

а) б) в) г) д) е) Рис. 29 Объединенная корреляционная поверхность в разрезе и плане.

а) поверхность (ось синфазности), б) поверхность (ось синфазности), в) поверхность (ось синфазности), г) поверхность горизонта, д) поверхность горизонта, е) поверхность горизонта Анализ сейсмического поля и характеристик его неоднородности позволяет интерпретатору визуально определить положение линий разлома на вертикальных сечениях и ручным трассированием ввести их в базу данных. Подобные технологии интерактивной интерпретации разломов позволяют достаточно точно строить поверхности нарушений.

Основным их недостатком являются большие объёмы «ручного» редактирования. Конечно, никакой алгоритм автоматического трассирования не может полностью заменить интерпретатора. В районах со сложной тектоникой только исследователь может принять окончательное решение, руководствуясь своим опытом, дополнительной информацией о геологическом строении данного региона, его тектоническом развитии, данными бурения и результатами других геофизических исследований.

Рис.30 Результат корреляции множества временных горизонтов по данным 3D.

Для интерпретации тектонических нарушений привлекаются кубы когерентности, сейсмических атрибутов, результаты корреляции по данным ГИС и результаты по определению водонефтяного контакта (ВНК). В отдельных случаях, когда после анализа ВНК необходимо было разделить отдельные залежи по уровню ВНК, проводилось трассирование мало амплитудных нарушений не определенных по данным сейсморазведки.

Трассирование тектонических нарушений выполнялось по следующим признакам:

- смещениям осей синфазности отраженных волн;

- разрывам корреляции отражающих горизонтов;

- резкими перегибами осей синфазности отражений.

Для повышения информативности сейсмических данных при обосновании положения разломов использовались карты, рассчитанные по атрибуту когерентность (рис.31).

а) б) Рис.31 Карта азимутов простирания разломов.

а) карта атрибута когерентность, б) карты азимутов атрибута когерентность.

4.2.5 Алгоритм построения поверхностей. Для построения карт изохрон, структурных карт, глубинных карт по скважинным отбивкам или при построении карт по комплексу перечисленных данных применяется комбинированный алгоритм построения поверхности на равномерной сетке по совокупности заданных точек в пространстве.

Алгоритм учитывает особенности определения положения геологической поверхности, которые могут быть сформулированы следующим образом:

- поверхность обязательно должна проходить через заданные точки;

- поверхность должна быть достаточно «гладкой»;

- исходные точки могут быть расположены достаточно неравномерно;

- в области отсутствия исходных точек поведение поверхности должно быть геологически содержательным с точки зрения исследователя.

Данные требования являются противоречивыми и не позволяют использовать традиционные алгоритмы. Так для выполнения первого условия необходима интерполяционная поверхность. Гладкость может быть обеспечена интерполяционносглаживающими алгоритмами, которые не гарантируют точного прохождения поверхности через точки. Наконец, неравномерность расположения исходных точек приводит к возникновению различного рода нежелательных эффектов, типа выброса, как на внутренней части поверхности, так и на ее границе, обусловленных особенностями алгоритмов, хорошо работающих при условии равномерного расположения точек.

Кроме того, при построении поверхности должны быть учтены различные специфические требования, такие как отсутствие пересечения различных стратиграфических поверхностей и др. Поэтому, для решения поставленной задачи предложен комбинированный алгоритм, содержащий управляющие параметры, благодаря которым предоставляется возможность получить наилучшую поверхность с точки зрения интерпретатора.

За основу взят метод конечных элементов для приближенного построения сложных не полиномиальных сглаживающих сплайн-функций, разработанный на основе вариационной теории сплайн-функций, и который обеспечивает хорошие результаты интерполяции и сглаживания для данных, достаточно равномерно распределенных по площади. Все многочисленные дополнения служат задаче максимального учета специфики применения в геологии.

Построение пространственного сейсмического горизонта осуществляется путем минимизации функционала с использованием алгоритма Ланцоша. Алгоритм минимизации функционала сводится к итерационному способу решения системы уравнений. Процесс решения складывается из двух шагов.

На первом – по исходному горизонту f(x,y) вычисляется пространственный горизонт f (x,y) путем минимизации функционала (4.1). Если заданная погрешность при заданном числе итераций не достигается, то программа вычисляет разность f (x,y) между исходным и вычисленным результатом на первом шаге итерации.

Далее на втором шаге минимизируется функционал, аналогичный функционалу (4.1), в котором вместо функции f(x,y) участвует функция f (x,y) 2 2 Horizon ' '' f (xi, y ) - t2D (x, y) + f (xi, y ) + f (xi, y ) min j d1 j d 2 j, (4.1) i, j i, j i, j i = 1, N где f (x, y ) - сейсмический горизонт, определенный на сетке; - количество узлов i j j = 1, K сетки по оси X; - количество узлов сетки по оси Y, f ' (x i, y j ) - первая производная Horizon t (x, y ) - значения по горизонту; f '' (x i, y j ) - вторая производная по горизонту;

2D T3Horizon (x, y ) горизонта по профилям 2D, здесь может быть горизонт, определенный по D mar ker данным сейсморазведки 3D, или по стратиграфическим отметкам в скважинах (x,y) h или интегрированный, d 1 - весовой коэффициент первой производной; d 2 - весовой коэффициент второй производной.

Алгоритм применяется в нескольких режимах: интерполяция, минимизация невязки между пространственным сейсмическим горизонтом и значениями заданного сейсмического горизонта, построение нулевого приближения пространственного горизонта на укрупненной цифровой сетке с целью визуального анализа общей формы пространственного горизонта.

При практическом использовании алгоритма задаются величина сходимости итерационного 3D 3D T процесса минимизации функционала, например ( - Tmin ), количество итераций, max количество узлов крупной сетки горизонта.

Используется режим тренда как граничного условия, при котором интерполированный горизонт не будет выходить за пределы, определяемыми минимальными и максимальными значениями трендовых поверхностей.

Таким образом, решается проблема получения геологически содержательных результатов при отсутствии исходных данных на границе области построения (краевые условия) и неравномерном их расположении внутри области определения (рис.32).

Рис. 32 Структурная карта по горизонту VK.

4.2.6 Вычисление атрибутов поверхности. Для детального анализа закономерностей, аномальных зон структуры поверхности изучаются дополнительные атрибуты поверхности – карты M(x,y).

Атрибуты поверхности делятся на несколько типов. К первому относятся атрибуты, полученные из преобразования исходных данных, например, из сейсмических куба амплитуд сигнала A=A(x,y,z), получают карту распределения амплитуд M (x,y)=A(x,y,z(x,y)) вдоль A сейсмического горизонта. В определенном временном окне относительно горизонта можно получить и распределение амплитуд. В зависимости от поставленной конкретной геологической задачи временной интервал относительно горизонта определяет интерпретатор.

Аналогичная задача решается при анализе дополнительных поверхностей, полученных при кинематической интерпретации данных сейсморазведки: например, определяется палеоседиментационная поверхность или выполняется анализ карты изопахит при палеоанализе.

Ко второму типу относятся атрибуты, вычисляемые по самой поверхности. Это алгебраические выражения, использующие значение горизонта и его частных производных первого и второго порядка в точке (x,y). Вышеперечисленные способы получения атрибутов комбинируются. Интерес представляют карты различных атрибутов первого и второго порядка, построенные для поверхности сейсмических амплитуд M (x,y) (рис.31).

A Рассчитанные атрибуты представляются картами на плоскости xy. Или рисуются цветом, зависящим от значения M(x,y), на поверхности пространственного горизонта в пространстве xyz. Кроме того, некоторые атрибуты могут быть представлены векторным полем. Так, азимут угла наклона, градиент и антиградиент поверхности соответственно визуализируются в виде множества векторов на плоскости xy. Значение тектонического сдвига наглядно представляется вертикальными векторами, приложенными к точкам пересечения горизонта и разреза.

Из атрибутов первого порядка (построенных на основе оценок частных производных) используются угол наклона, производная по направлению, вектора градиента и антиградиента.

В основе атрибутов второго порядка (атрибуты кривизны) лежит понятие кривизны кривой. Данный параметр отражает скорость изменения направления кривой в точке, то есть показывает, насколько кривая в данной точке отклоняется от прямой линии.

Понятие кривизны кривой применяется для изучения локальных свойств поверхностей в трёхмерном пространстве.

4.3 Анализ динамических параметров сейсмических сигналов. Формально процесс распространения-регистрации волн может рассматриваться как передача свойств среды в поле упругих взаимодействий, а зарегистрированное волновое поле – как сейсмическое изображение геологической среды. Построение сейсмических изображений сопряжено с оперированием сигналами, динамические характеристики которых могут быть искажены влиянием неоднородности характеристик сейсмических каналов. Влияние этих искажений приводит к эффекту «расфокусировки» получаемых изображений, что проявляется в ухудшении их временной когерентности и контрастности.

Геологическая среда ведет себя как фильтр низких частот, и это обстоятельство проявляется в увеличении длительности импульсов, т.е. в ухудшении контрастности сейсмического изображения и тем самым осложняет задачу выделения и прослеживания целевых волн, особенно в зонах интерференции. В то же время, интуитивно понятно, что геологическая среда, обладая различными физическими свойствами, различным образом отображается на отдельных фрагментах волнового поля.

Оценка поглощающих свойств среды является важной при прогнозе свойств сейсмическими методами и ГИС.

Исходный сигнал (импульс возбуждения) в процессе распространения через геологическую среду, интерференционные системы приема, а также воздействия на него регистрации и обработки подвергается многочисленным искажениям, которые условно разделим на стационарные и нестационарные. К стационарным искажениям сигнала отнесем такую их совокупность, которая постоянна для всей волновой картины, например: влияние конечности без суммирования, влияние приближенного характера всех вычислений и т.п. К нестационарным отнесем искажения, имеющие неодинаковый характер для различных фрагментов сейсмического изображения и проявляющихся в различии динамических параметров соответствующих сейсмических сигналов. Такого типа искажения возникают за счет влияния неоднородности среды, изменяющей свойства проходящих через нее сейсмических волн, и тем самым изменяющей динамические характеристики соответствующим им сигналам. К ним можно отнести многофакторный процесс поглощения и рассеяния энергии волн, в основном, связанный с неидеальной упругостью горных пород.

Поскольку геологическая среда различным образом проявляется на отдельных фрагментах волнового поля, характеризующихся различием в динамических свойствах сейсмических сигналов, то и степень компенсации поглощения сейсмической энергии будет различна, т.е. появляется возможность расчленить волновую картину по эффективному динамическому параметру.

4.3.1 К анализу динамической характеристики сейсмических сигналов.

В процессе распространения в среде исходный сейсмический импульс F (t) с эффективной длительностью Т под действием поглощающих свойств среды претерпевает эф ряд искажений, вызывающих также увеличение его эффективной длительности. Это объясняется обогащением спектра регистрируемых колебаний низкочастотными составляющими. Поэтому применение процедуры компенсации поглощения для реально полученных сигналов F(t) будет сопровождаться уменьшением этой длительности во времени. Исходя из модели линейной зависимости поглощающих свойств среды от частоты автором совместно с А.И. Кобруновым предложена частотная характеристика, k(z, ) = компенсирующая эффект поглощения среды, которая имеет вид, e- z + ( + 1) где z- параметр, характеризующий эффективный коэффициент поглощения. Параметром регуляризации учитывается погрешность задания спектра, расчета характеристик (погрешности в задании оператора и неполного соответствия свойств реального сейсмического канала принятым в нем модельным представлениям.

Физический смысл процедуры состоит в увеличении эффективной ширины спектра исследуемого сигнала, что тем самым приводит к сжатию этого сигнала во времени.

4.3.2 Сейсмические атрибуты. Сейсмические атрибуты определяются по одной или по нескольким трассам. К первому типу относятся все мгновенные атрибуты и унаследованные от них все интервальные атрибуты. Эти параметры связаны с физическими свойствами среды и могут применяться для прогнозирования свойств резервуара.

Ко второму типу относятся когерентность (неоднородность волнового поля) и атрибуты кривизны (геометрические атрибуты). Они позволяют выявить пространственные особенности в данных. Это в основном тектонические нарушения, зоны трещиноватости, поверхности скольжения.

В первую группу входят мгновенные динамические параметры.

Сейсмические границы обычно характеризуются высокими значениями мгновенной амплитуды, что позволяет проводить расчленение разреза с учетом его литологических изменений по латерали. Кроме того, яркие пятна мгновенной амплитуды могут указывать на наличие газовой шапки. Получение (использование) производной увеличивает количество экстремумов на сейсмической трассе, что позволяет выделить дополнительные, слабо различимые отражения. Это может использоваться при выделении тонких пластов.

Мгновенная фаза отражает непрерывность волнового поля и используется для качественной интерпретации (выделение нарушений, несогласий, литологических выклиниваний): индикатор непрерывности волнового поля не зависит от амплитуды, и, следовательно, в вертикальном разрезе мгновенных фаз должны быть представлены все отражающие границы. Это помогает при детальном расчленении пластов небольшой мощности.

Низкоамплитудные аномалии мгновенной частоты – прямой признак присутствия углеводородов (чаще газ, конденсат). Явление резкого уменьшения мгновенных частот над скоплениями конденсата установлено чисто эмпирически и пока не объяснено. Вероятно, низкие значения могут указывать на зоны трещиноватости и отражать литологические изменения (например, низкие значения соответствуют песчаникам). Высокие значения связаны с отражениями от тонкослоистых глинистых пачек. В свою очередь пониженные значения могут связываться с присутствием песчаников. Это свойство позволяет использовать мгновенную частоту при прогнозировании эффективной толщины коллектора.

Дифференцирование. В качестве атрибута можно использовать первую и вторую производную сейсмической трассы. Использование производных увеличивает количество слоев в волновом поле, но и приводит к повышению уровня шума.

Атрибуты кривизны. Данные атрибуты описывают геометрические характеристики структурной поверхности (отражающего горизонта) или пространственных данных волнового поля. Для пространственных поверхностей атрибуты используются с целью выделения нарушений, зон дислоцированности, оконтуривания локальных структур.

Наиболее распространенные атрибуты кривизны: угол падения структур; азимут падения структур; гауссова кривизна (приближение окружности радиуса R); средняя, минимальная, максимальная кривизна в точке.

Атрибуты кривизны сейсмической поверхности предназначены для выявления тектонических нарушений и выделения структурных элементов.

Неоднородность трехмерного волнового поля позволяет выделять зоны отсутствия отраженных волн, которые могут быть связаны с геологическими условиями их распространения - зонами литологического замещения, резкого изменения физических свойств, где регулярность отраженных волн нарушается. Куб неоднородности используется для прогнозирования ФЕС продуктивного пласта совместно с другими сейсмическими атрибутами.

Рекурсивное получение акустической жесткости называют псевдо-акустическим каротажем (ПАК), определяющим связь между скоростью, плотностью и пористостью. ПАК эффективен для прогноза пористости коллектора. Некоторые атрибуты показаны на рис.31, рис. 33.

Суть атрибутного анализа в общем случае сводится к поиску аномальных зон, их увязка с геометрией распределения коллекторов и количественной оценкой ФЕС. Но практика показывает, что закономерности распределения аномалий сейсмических атрибутов в плане имеют более упрощенный характер, нежели реальное распределение геологических объектов. Поэтому наиболее распространенным результатом атрибутного анализа является набор карт статистических характеристик (среднее, сумма, минимум, вариация и т.д.) сейсмических атрибутов в интервале прогнозирования. Далее производится поиск связи между ними (картами атрибутов) и осредненными петрофизическими параметрами по скважинам продуктивных интервалов разреза. В заключении, в точках скважин производится корреляционный анализ между значениями карт сейсмических атрибутов и рассчитанными по скважинам средневзвешенным ФЕС (пористость, песчанистость, эффективные толщины).

По найденной зависимости карты атрибутов пересчитываются в карты ФЕС.

4.3.3 Сейсмофациальный анализ Предметом сейсмофациального анализа является изучение влияния геологических свойств среды на форму сейсмического сигнала (и его производные). Если такое влияние существует, то можно разделить геологическую среду на однородные блоки (классы или кластеры), обозначаемые в геологии как фации. Таким образом, задача выделения сейсмофаций сводится к известной из других наук задаче кластеризации.

В нефтяной геофизике нашли применение два основных способа:

- классификация по форме сейсмического сигнала в заданном интервале;

- классификация с использованием нейронных сетей по набору атрибутов (атрибутом может являться, в том числе, и исходная сейсмическая запись) сейсмической записи также рассчитанных в заданном интервале времен.

Одинаковая форма сейсмической записи в общем случае соответствует однородной среде. Однако известно, что разрешенность сейсморазведки чаще всего много меньше необходимой для решения задач выделения геологических фаций по единичному пласту.

При прочих равных условиях, второй способ получил более широкое распространение, так как совместный анализ сейсмотрассы и ее производных атрибутов дает большее разрешение, нежели анализ только сейсмического сигнала. На вход для обучения нейронной сети (наибольшее распространение получила нейронная сеть Кохонена) подаются сейсмические атрибуты, и задается число классов, на которые будут классифицированы трассы. На выходе будут получены геометризованные в пространстве классы (кластеры), т.е. индексная карта, дающая для каждой трассы номер соответствующего ей класса. Оба описанных способа применяются в компьютерной технологии четырехмерного моделирования и реализованы ПО DV-SeisGeo.

а) б) в) г) д) е) Рис.33 3D сейсмические атрибуты.

а) исходный куб, б) интеграл, в) мгновенная амплитуда, г) энергия, д) ПАК, е) регулярность Задача сейсмофациального анализа решается в два этапа:

- строится набор образцов, характеризующих представленные классы;

- сравниваются сейсмические трассы с образцами и определяются классы.

Для прогнозирования сейсмофаций, в частности, по месторождению Восточный Челекен нами был выбран второй способ. На вход подавались карты атрибутов. Априорно задавалось 6 классов. Были рассчитаны карты распределения сейсмофаций в интервале пластов Z2-Z3 (рис. 34) нижних красноцветов и по пластам VK верхних красноцветов.

Достаточно сложной задачей является связь выявленных классов с геологическими свойствами прогнозируемого интервала. Анализируя совместно значения эффективных толщин и пористости пластов Z2-Z3 по скважинам и классов, в которые они попали по карте сейсмофаций, можно заметить, что скважины с высокими значениями пористости и эффективных толщин соответствуют классам 3 и 5. В тоже время скважины 20, 9, 10, 4, попавшие по результатам интерпретации ГИС в зону глинизации, расположены в отдельной зоне (класс 2). Остальные классы, по-видимому, занимают промежуточное положение между глинами и мощными песчаниками. По верхним красноцветам также наблюдается схожесть в локализации скважин с наибольшим значением песчанистости – это классы 4 и 2. Однако, в класс 5, занимающий наибольшую в плане площадь, попадают скважины, как с высокими, так и низкими значениями ФЕС.

В результате проведенного анализа с использованием карт сейсмофаций можно с высокой достоверностью прогнозировать зоны распределения наиболее песчанистых разностей. В тоже время задача разделения нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов этим способом, вероятно, не решается. Связано это со слабым (или его вообще нет) влиянием насыщения на сейсмическое волновое поле. В дальнейшем после прогнозирования ФЕС с использованием карт сейсмофаций возможно более точно произвести выделение зон глинизации.

а) б) Рис.34 Карта сейсмофаций а) по нижним красноцветам (пласты Z2-Z3), б) по верхним красноцветам (VK) 4.3.4 Решение обратной динамической задачи сейсморазведки (сейсмическая инверсия) Для восстановления акустических свойств среды используется методика акустической инверсии, которая состоит в последовательном уточнении априорной модели среды с использованием методов глобальной оптимизации и геостатистики. Отличительной чертой методики являются мультитрассный подход (решение ищется для всей совокупности сейсмических трасс одновременно) и возможность включения в априорную модель максимально возможного количества априорной геолого-геофизической информации о геологической среде, отсутствующей в сейсмическом волновом поле:

- низкочастотных вертикальных трендов акустических параметров;

- диапазонов возможных вариаций скоростей и плотностей;

- стохастических связей между акустическими параметрами;

- формализованных в виде вариограмм, оценок латеральной и вертикальной изменчивости акустических параметров.

Указанные особенности технологии сейсмической инверсии позволяют в значительной мере ослабить влияние интерференции, сейсмического шума на волновое поле и получать геологически содержательные решения.

Для реализации алгоритма решения обратной динамической задачи сейсморазведки (инверсии) используется восстановление акустического импеданса по сейсмическим данным и заданной форме сигнала.

Задача решается поиском функции, реализующей минимум функционала F( ) = CR( ) - x + - (t). - акустический импеданс.

2 Первый член справа – это собственно квадратичная невязка, а второй член имеет регуляризирующее значение. Функция 0 во втором члене - это вычисляемое отдельно начальное нулевое приближение. Значения коэффициента регуляризации 0, можно варьировать. В качестве нулевого приближения акустического импеданса практически можно брать значения псевдоакустики.

Процесс поиска уточненной акустической модели осуществляется с использованием метода глобальной оптимизации (имитационного аннилинга) и геостатистики (учитываются характеристики пространственной изменчивости акустических свойств, которые формализованы в виде 3D вариограмм).

Результатом является уточненная модель среды, которая обеспечивает сходство синтетических и реальных сейсмических трасс, а также удовлетворяет введенным в априорную модель геолого-геофизическим ограничениям.

На рис.35а представлен разрез сейсмической инверсии и на рис. 35б дана карта, показывающая латеральное распределение акустического импеданса в интервале Rm – Z4.

Отметим, что при прогнозе коллекторских свойств мы используем связи, которые находим между результатами инверсии и коллекторскими свойствами по ГИС, а не связи, найденные между акустическими и коллекторскими свойствами по данным ГИС. Таким образом, в качестве гида при интерполяции коллекторских свойств в межскважинное пространство, используется уточненная в ходе сейсмической инверсии акустическая модель среды.

а) б) Рис.35 Сейсмическая инверсия по данным сейсморазведки 3D.

а) разрез импедансов, б) карта импедансов построения для продуктивного интервала В результате сейсмической инверсии была получена тонкослоистая акустическая модель, которая обладает следующими свойствами:

- в точках скважин хорошо согласуется с акустическими моделями по ГИС;

- удовлетворяет априорной геологической информации;

- обеспечивает практически полное совпадение синтетического и сейсмического волновых полей.

Указанные свойства являются необходимыми условиями получения обоснованного прогноза коллекторских свойств.

4.3.5 Прогноз коллекторских свойств пласта по данным сейсморазведки и ГИС.

Для прогноза коллекторских свойств проводится нейрокомпьютерная классификация результатов сейсмической инверсии (сеть Кохонена), и для целевых пластов рассчитываются карты результатов сейсмической инверсии – карты латерального распределения полученных в результате классификации классов, карты скоростей и акустических импедансов, а также карты сейсмических атрибутов, рассчитанных по суммарному сейсмическому кубу – карты интенсивности сейсмических колебаний, мгновенных амплитуд и частот (рис.36).

Выполняется прогноз пористости, коэффициента песчанистости (NTG) и эффективных толщин.

а) б) в) г) Рис.36 Карты сейсмических атрибутов для продуктивного пласта.

а) карта классификаций, б) карта мгновенных частот, в) карта мгновенных амплитуд, г) карта акустических импедансов.

Для подбора архитектуры нейронной сети (числа и состава входных атрибутов, количества внутренних слоев и нейронов в них) и оптимального выбора весов формировалась обучающая выборка. В состав обучающей выборки вошли измеренные по скважинам значения коэффициента пористости, коэффициент песчанистости, эффективных толщин, параметры полученные в ходе инверсии акустической модели (скорость, акустический импеданс, отклонения указанных параметров от их трендовых значений, результаты Кохоненовской классификации), а также сейсмические атрибуты – мгновенные частоты, фазы и др. При зафиксированной архитектуре, веса нейронной сети подбирались таким образом, чтобы минимизировать отклонение отклика нейронной сети (прогнозной пористости) от измеренных на скважинах значений.

Коэффициенты корреляции составили, соответственно, 0.765, 0.894 и 0.912 при использовании всей выборки, и 0.875, 0.905 и 0,889 при кросс-валидации. Величины среднеквадратических ошибок при тестировании надежности составляют – 0.04, 0.07 и 10.83.

Последняя величина является той мерой, которая характеризует точность прогноза пористости в межскважинном пространстве. Полученные при кросс-валидации высокие коэффициенты корреляции прогнозных и измеренных значений пористости, низкие величины среднеквадратических ошибок подтверждают хорошее качество прогноза. На рис.37 представлены прогнозные карты пористости, NTG и эффективной мощности для целевой пачки Rm – z4.

а) б) в) Рис.37 Прогнозные карты для продуктивного пласта.

а) карта пористости; б) карта песчанистости, в) карта эффективной мощности Глава 5. Программное обеспечение технологии четырехмерного моделирования залежей углеводородов в единой информационной среде.

Методология четырехмерного моделирования залежи поддерживается программным пакетом, методическим обеспечением, инструкциями пользователя. Она позволяет строить многопараметровые четырехмерные модели залежи (рис.38) и включает в себя комплекс мероприятий по созданию, уточнению и корректировке всех составляющих модели – базы исходных данных и базы знаний. Технология моделирования является такой, что полученные результаты не противоречат представлению исследователя о модели и соответствуют имеющемуся набору данных на текущий момент.

Технические средства, обеспечивающие работу программного пакета в реальном масштабе времени при моделировании, доступны для использования на всех уровнях геологических служб недропользователя, в научных и учебных заведениях.

Изучение и анализ большого количества мультидисциплинарной геологогеофизической и промысловой информации обеспечен удобными средствами управления (рис.40а), представления (рис.39) и преобразования (рис.40б) данных.

Основными требованиями к которому являются:

- обеспечение связи с произвольной пользовательской системой управления БД;

- загрузка данных любых форматов и объемов;

- адаптация к отечественным данным и возможность их анализа, взаимной увязки и корректировки;

- обеспечение визуального анализа всего комплекса геолого-геофизических и промысловых данных в графическом или табличном виде в удобной и привычной для специалиста форме;

- реализация любой гипотезы построения и формирования залежи.

Рис. 38 Технология построения модели залежи.

В процессе геологического моделирования залежи в единой информационной и вычислительной среде формируется база знаний модели: принципиальная структурная геологическая модель, условия формирования, граничные значения петрофизических параметров, корреляционные связи между сейсмическими атрибутами и геологическими параметрами, сейсмические и геологические горизонты, технологическая последовательность построения модели (процедуры, алгоритмы, их параметры) и т.д.

Созданная база знаний используется при сопровождении геологической модели авторским коллективом в центре моделирования и специалистами геологических служб разного уровня, а также при моделировании других залежей углеводородов расположенных в аналогичных геологических условиях.

Рис. 39 Структура программного пакета компьютерной технологии четырехмерного моделирования.

Среди многих требований, предъявляемых к программному обеспечению компьютерной технологии моделирования, реализованы:

- дозагрузка новых исходных данных в базу проекта;

- визуальный и количественный контроль качества существующих и новых данных;

- редакция данных с протоколированием изменений;

- качественное и количественное определение противоречий между моделью и вновь получаемыми данными;

- передача знания по построению модели. Создание протокола всей технологической цепи построения постоянно-действующей геологической модели (последовательность операций над данными, алгоритмы и их параметры, оптимально подобранные для конкретного набора данных и представления о модели).

а) б) Рис. 40 Структура программного пакета компьютерной технологии моделирования.

а) структурирования база данных залежи, б) структура библиотеки вычислительных процедур системы.

Сохранение протокола и всех параметров технологии построения генерализованной модели залежи позволяет повторить весь процесс с новыми данными и скорректировать модель, обеспечивая:

- сохранение и редактирование графа построения и сопровождения модели (база знаний);

- разделение единой геологической модели с базой исходных данных, результатами построений, базой знаний на сегментированные проекты по отдельным локальным участкам лицензионной площади с полной номенклатурой объектов модели;

- соединение локальных баз данных отдельных сегментов модели в единую БД - доступность для практического использования специалистами в производственных нефтедобывающих предприятиях.

Все отчетные результаты на русском языке выводятся на принтеры и плоттеры типа HP и OCE, которые поддерживает Windows. Средства вывода должны поддерживать формат CGM. Визуализация конечных результатов в трехмерном варианте (пространстве) может демонстрироваться коллективу экспертов в в Театре Визуальной Реальности.

Для применения технологии четырехмерного моделирования и использования программного обеспечения автором подготовлено инструкции пользователя (19 томов по разным разделам), краткая инструкция пользователя, методические рекомендации по моделированию и электронная помощь с реальными примерами.

Важным моментом применения программного пакета моделирования является возможность передачи базы данных в другие программные продукты – Schlumberger:

GeoQuest, Petrel, Eclipse; Landmark: SeisWork, Strata Model, OpenWork, Geographic, VIP;

Roxar: IRAP RMS, TEMPEST. Для этой цели используется интегрированная база данных по модели залежи и процедуры конверторов.

Глава 6. Четырехмерное моделирование залежи углеводородов на основе комплексной интерпретации сейсморазведочных и скважинных данных.

Четырехмерное моделирование, опирающееся на комплекс геофизических, геологических и промысловых методов исследования залежи углеводородов, методически обеспечена и программно реализована в единой информационной среде. Технология используется при подготовке моделей крупных месторождений в различных геологических условиях Западной Сибири, Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинциях, Украины, Туркменской Республики, Китайской Народной Республики, Республики Вьетнам.

Программное обеспечение документировано инструкциями исследователя и методической литературой. Создан интерфейс связи между базой данных четырехмерного моделирования и другими отечественными и зарубежными программными пакетами, применяемыми в моделировании. ПО работает на широко распространенных персональных компьютерах без дополнительных технических средств, простое в использовании и обучении. Выходные отчетные формы отвечают требованиям действующих регламентов по представлению материалов в ГКЗ и ЦКР Роснедра.

Информационно-аналитическая среда создает единую базу данных по геологогеофизическим и промысловым дисциплинам изучения месторождения углеводородов с целью решения комплекса задач по разведке и освоению залежи:

- анализ набора геолого-геофизических и промысловых данных по месторождению с целью инвестиционной оценки лицензионной площади (Юганский, Ляминский, Красноленинский лицензионные участки, Туркменский шельф);

- построение прогнозной модели залежи, расчет ресурсов, подготовка паспортов структур и обоснование дальнейших поисково-разведочных работ (Юганский, Восточно-Ингинский, Пыттымско-Ингинский участки);

- создание плоских и пространственных геологических моделей залежи для подсчета запасов (Пальяновский, Мусюршорский участки);

- оценка качества ранее проведенных сейсмогеологических работ (Ангарский, УстьИлимский участки);

- разделение модели крупного месторождения с базой данных и базой знаний на локальные участки (Самотлорское, Южно-Приобское, Угутское месторождения).

Сопровождение модели залежи по последовательному ее уточнению при получении новых данных, коррекции ретро данных, изменении общего представления исследователя о модели на основе новых данных является важной работой с целью поддержания геологической модели в актуальном состоянии. Т.е. сопровождение включает комплекс мероприятий по уточнению и корректировке всех составляющих модели – базы исходных данных, базы знаний, структурного каркаса и литолого-петрофизических параметров.

Необходимыми условиями для сопровождения геологической модели являются:

- стартовая геологическая модель, под которой понимается база первичных и результирующих данных, база знаний, а также структурная и литолого-петрофизическая модели залежи;

- программное обеспечение, позволяющее реализовать все этапы построения и сопровождения модели. Алгоритмы и программы моделирования и должны быть такими, чтобы полученные результаты не противоречили представлению о модели и соответствовали имеющемуся набору данных.

Сопровождение модели предполагает минимизацию (а в идеальном случае и исключение из технологического процесса) ручных приемов интерпретации при построении стартовой модели, т.к. это максимально исключает влияние субъективного фактора на конечный результат моделирования, формализацию базы знаний, ее использование. Минимизация использования ручной коррекции модели налагает высокие требования на качество первичных данных, применяемые алгоритмы и программы, на протоколирование всей цепи технологического процесса построения послойных и трехмерных геологических и гидродинамических моделей.

Модель месторождения требует корректировки через определенный период ее существования, которая может быть задана регламентом или обусловлена достижением некоторой критической величины количества накопившихся противоречий между моделью и новыми данными.

DV-SeisGeo удовлетворяет требованиям, предъявляемым к математическому обеспечению для сопровождения модели залежи, таким как:

- возможность дозагрузки новых исходных данных в базу проекта;

- визуальный и количественный контроль качества существующих и новых геологогеофизических и промысловых данных;

- редакция данных с протоколированием изменений;

- возможность качественного и количественного определения противоречий между моделью и вновь получаемыми данными;

- передача знания по построению модели. Создание протокола моделирования (последовательность операций над данными, алгоритмы и их параметры, оптимально подобранные для конкретного набора данных и представления о модели). Сохранение протокола и всех параметров технологии построения генерализованной модели залежи позволяет повторить весь процесс над новыми данными и скорректировать модель;

- возможность сохранять и редактировать граф построения и сопровождения модели (база знаний);

- возможность разделения единой геологической модели с базой исходных данных, результатами построений, базой знаний на сегментированные проекты по отдельным локальным участкам лицензионной площади с полной номенклатурой объектов модели;

- возможность соединения локальных баз данных отдельных сегментов модели в единую БД;

- доступность для практического использования специалистами в производственных нефтедобывающих предприятиях.

Трехмерная модель залежи создается как единая для всего лицензионного участка, чтобы исключить несогласия на границах участков. Если объем данных и сетки очень большой, то модель строится на всей площади по отдельным продуктивным пластам, т.е.

разделяется по вертикали.

Разделение единой крупной модели (рис.41а) залежи на локальные модели (рис.42) по участкам работы низовых добычных организаций, отдельных кустов и передача ее со всей базой геолого-геофизических и промысловых данных и базой вычислительных процедур и параметров технологического процесса моделирования (база знаний) участковым геологам вместе с вычислительным пакетом на Notebook для анализа модели, для заложения новых эксплуатационных скважин, планирования геолого-технологических мероприятий, контроля за параметрами разработки и т.д., позволяет активно использовать модель весь период ее жизни на всех уровнях геологических служб: от научно-технических центров моделирования до участковых геологов компаний.

а) б) в) Рис.41 Сегментирование модели крупного месторождения.

а) единая модель залежи, б) размер локальной модели, в) локальная модель Такой подход дает возможность привлечь максимальное количество специалистов разного уровня ответственности к решению различного рода задач, а значит обеспечить их работу на общую идею детализации модели.

а) б) в) Рис. 42 Локальная модель.

а) сейсмогеологическая, б) геологическая, в) гидродинамическая Например, на рис. 43а демонстрируется бурение новой скважины, на которой отметки кровли и подошвы продуктивного пласта отличаются значений на модели (рис. 43б). Задача состоит в том, чтобы, используя граф моделирования, оперативно перестроить (актуализировать) модель залежи с учетом новых данных. Используя базу знаний моделирования (рис. 44) перестраиваем структурный каркас модели, геологическую и гидродинамическую модель (рис. 45).

а) б) Рис. 43 Новые данные в пределах локальной модели.

а) новая скважина, б) геологический разрез с маркерами по новой скважине База знаний интегрирует в себя все операции с данными, выполняемые при моделировании залежи. Она содержит набор возможностей, обеспечивающих движение информации от исходных данных через последовательную обработку до конечного результата. База обеспечивает согласование разнообразных потоков данных в системе в целом, ведение версий информационных ресурсов, преобразование форматов информации, контроль доступа к информации и ряд других операций.

Рис. 44 Программная реализация базы знаний моделирования залежи.

Использование четырехмерного многопараметрового моделирования позволит:

- повысить эффективность разработки нефтяных месторождений, ее проектирования, мониторинга и государственного контроля за запасами и разработкой;

- стандартизировать представление результатов моделирования в форме и форматах, соответствующих регламентным документам;

- повысить уровень профессиональной подготовки специалистов для нефтегазовой отрасли в высших учебных заведениях на основе доступных отечественных информационных технологий;

- расширить масштабы геолого-технологического моделирования и применения компьютерных технологий в нефтегазовом производстве.

Нарастающее развитие пространственной сейсморазведки, позволяет детально изучать не только строение геологической среды, но и техногенные процессы, возникающие в период разработки залежи.

Программное обеспечение технологии моделирования залежей используется:

- геофизиком с целью построения трехмерной сейсмогеологической модели залежи и подсчета запасов на основе комплексной интерпретации сейсморазведочных и скважинных данных;

- геологом с целью построения структурно-параметрической модели залежи на основе комплексной интерпретации сейсмических и скважинных данных и подсчета запасов;

- промысловым геологом с целью контроля разработки залежи нефти и газа на основе анализа геолого-промысловой информации;

- специалистами по лицензированию нефтеперспективных участков с целью оценки качества геолого-геофизических и промысловых данных и экономической информации для оценки инвестиций;

- экспертом ГКЗ для анализа результатов сейсморазведки 3D/2D, результатов обработки и интерпретации данных ГИС, петрофизики и промысловых методов при подсчете запасов;

- экспертом ЦКР по анализу результатов построения геолого-технологической модели залежи углеводородов.

а) б) в) г) Рис. 45 Применение базы знаний для автоматизированной коррекции модели залежи.

а) маркеры по новой скважине, б) коррекция кровли и подошвы пласта, в) коррекция геологической модели пласта, г) коррекция гидродинамической модели пласта Заключение.

В итоге работы получены следующие основные результаты:

1. Разработана научная концепция единой информационно-аналитической системы четырехмерного многопараметрового моделирования залежи углеводородов на основе комплексного использования сейсмических и скважинных данных.

2. Создано математическое обеспечение DV-SeisGeo, реализующее концепцию информационно-аналитической системы четырехмерного многопараметрового моделирования залежи углеводородов на основе комплексного использования сейсмических и скважинных данных для персональных компьютеров и предназначенное для широкого круга специалистов на производстве и в науке.

3. Разработана технология подготовки и воспроизведения последовательности процедур моделирования (базы знаний) залежи углеводородов на основе комплекса геологогеофизических и скважинных данных, которая позволяет использовать знания (опыт) моделирования на других геологических объектах.

4. Разработана схема разделения модели крупного месторождения на локальные модели совместно с базой данных и базой знаний обеспечивающая применение технологии четырехмерного моделирования для детального изучения залежи.

5. Предложена технология построения модели залежи с граничными значениями ФЕС, которая обеспечивает пространственный анализ нефтепромысловых объектов и обосновывает подсчет запасов.

6. аналитический инструментарий палеотектонического и палеоседиментационного анализа трехмерного сейсмического поля в четырехмерном пространстве для детального изучения коллекторов неструктурного типа.

7. Обосновано использование взаимосвязанных смотровых пространств для изучения многопараметровой модели залежи коллективом специалистов разного профессионального направления.

8. Разработан набор процедур обмена геолого-геофизической наземной и скважинной информации между системой моделирования и внешними источниками хранения в форматах, рекомендованных Petrotechnical Open Software Corp. (POSC) и используемых большинством предприятий нефтегазовой отрасли.

9. Разработана технология построения пространственных моделей распределения петрофизических, литофациальных и промысловых характеристик пластов на основе результатов интерпретации сейсмической и скважинной информации с учетом тектонических нарушений в единой информационно-аналитической среде.

10. Разработаны методические руководства, включающие прикладные аспекты применения технологии четырехмерного моделирования для построения пространственной сейсмогеологической и геологической модели залежи на основе комплексной интерпретации сейсморазведочных и скважинных данных, палеотектонического и седиментационного анализа модели залежи и сопровождения геологической модели.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Статьи в журналахрекомендованных ВАК 1. Единая информационно-аналитическая среда моделирования залежи углеводородов.

НТЖ «Геофизика», №2, 2011, М.

2. Анализ многопараметровой модели залежи углеводородов. НТЖ «Геофизика», №3, 2011, М.

3. Роль геофизических исследований в нефтегазовом сервисе при разведке и сопровождении разработки месторождений углеводородов. НТЖ «Приборы и системы разведочной геофизики», №2, Саратов, 2008, с.5-8. Соавтор: Горбунов В.И.

4. Непрерывное сопровождение геологической модели для мониторинга разработки месторождений углеводородов. Нефтесервис. «Технология ТЭК» и «OFS Market Reporter», №1, 2008, М, Изд-во Макцентр, с.46-47. Соавтор: Кашик А.С.

5. Вклад ЦГЭ в развитие информационных технологий в нефтяной и газовой промышленности. НТЖ «Геофизика», №4, 2007, М, с. 35-39. Соавторы: Кашик А.С., Горбунов В.И., Цой В.Е.

6. Концепция комплексных экспертных моделей нефтепромысловых объектов.

Специализированный журнал «Бурение и нефть», №10, М., октябрь,2006, с.5-7. Соавторы:

Кашик А.С., Горбунов В.И.

7. Программный комплекс «Траст» для решения задач разработки нефтяных и газовых месторождений. НТПЖ «Нефтяное хозяйство», М., 5, 2005, с.12-17. Соавторы:

Кузнецов О.Л., Цой В.Е., Латыпов А.Р., Байков В.А., Пергамент А.Х., Кашик А.С. и др.

8. Четырехмерные многопараметровые модели и их применение в геологии и разработке месторождений углеводородов. Специализированный журнал «Бурение и нефть», М., апрель,2005, с.15-17. Соавторы: Кашик А.С., Ческис В.Л.

9. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005610886, Программный комплекс «ТРАСТ» для моделирования разработки и эффективной эксплуатации нефтегазовых месторождений (ПК «ТРАСТ») 08 апреля 2005г. Соавторы:

Батурин Ю.Е., Байков В.А., Бриллиант Л.С., Гутман И.С. и др.

10. Программное обеспечение сейсмогеологического моделирования залежи углеводородов в комплексе «Траст». Вестник ЦКР Роснедра, 2/2005. Соавтор: А.С. Кашик.

11. Мониторинг разработки месторождений углеводородов на основе постоянного сопровождения компьютерных геологических моделей. Научно-технический вестник «Каротажник», 3-4,, Тверь, 2004, с. 106-119., Кашик А.С., Билибин С.И., Гогоненков Г.Н.

12. Сопровождение компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений углеводородов. НТПЖ «Нефтяное хозяйство», М., 7, 2004, с.9599. Соавторы: Кашик А.С., Билибин С.И., Гогоненков Г.Н.

13. Корреляция нарушений по данным сейсморазведки. НТЖ «Геофизика», Специальный выпуск, Технологии сейсморазведки - II, 2003, с.3-6. Соавторы: Кашик А.С., Сазыкин М.К., Ческис В.Л.

14. Решение геологических задач в четырехмерном многопараметровом пространстве.

НТЖ «Геофизика», Специальный выпуск, Технологии сейсморазведки - II,2003, с.3-16.

Соавторы: Кашик А.С., Ческис В.Л.

15. Новые технологии при построении цифровых геологических моделей месторождений углеводородов. НТЖ «Технологии ТЭК», июнь, 2003, №3, Москва, с.12-17.

Соавторы: Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Билибин С.И.

16. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ DV-SeisGeo v.(DV_SG v.2), № 2003612727, 29 декабря 2003 г. Соавторы: Федоров А.Л., Казаров А.С., Ческис В.Л. и др.

17. Компьютерная DV-технология создания и сопровождения многомерной многопараметровой геолого-технологической модели залежи. Научно-технический вестник «Каротажник», №91, Тверь, 2002, с. 117-128.

18. Интерпретация годографов рефрагированных волн. Известия Вузов, Геология и разведка, 1989, №2, с.73-81. Соавторы: Кобрунов А.И.

19. К задаче повышения контрастности сейсмических изображений. Наукова думка, Доклады АН УССР, серия Б, № 4, Киев,1979, с256-259. Соавтор: Кобрунов А.И.

Монографии 20. Состояние и перспективы геофизической изученности серных месторождений при подготовке к подземной выплавке. Обзор. инф. Серия Сера и серная промышленность.

М.:НИИТЕХИМ,1988. Соавторы: Кузьменко Э.Д., Баграмян Е.А., Ивасив С.М.

Другие публикации.

21. DV-SeisGeo - компьютерная технология для создания и поддержки трехмерной геолого-технологической модели залежей нефти и газа. Сборник трудов Четвертых геофизических чтений имени В.В. Федынского. Геофизика XXI столетия,2002 год., Москва, начный мир, 2003, с. 341-345. Соавторы: Кашик А.С., Гогоненков Г.Н.

22. Программное обеспечение сейсмогеологического моделирования залежи углеводородов в комплексе «ТРАСТ», Вестник РАEН, том 5 №6, 2005. Соавторы: А.С.

Кашик.

23. Геофизическая информация должна быть в надежных руках, Нефтегазовая вертикаль, № 16, 2007, 22 с.

24. О разделении факторов, влияющих на искажение сейсмических сигналов. Вища школа. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Вып.19.Респ. Межвед.

научн.техн. сборник, 1982, c.44-47.

25. К анализу динамических характеристик сейсмических сигналов/ Вища школа.

Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Вып. 18. Респ. Межвед. научн.

техн. сборник, 1981, с.24-27.

26. Расчет электрического поля точечного источника в неоднородной среде с учетом поверхности Земли. Вища школа. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Вып.23. Респ. межвед. научн.техн. сборник, 1986, c38-40. Соавторы:

Кузьменко Э.Д., Вигодский В.М., Силуянов В.Н.

27. О влиянии локальных неоднородностей на результаты электрических зондировании месторождений простыми установками. Виша школа. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Вып.22.Респ. межвед. научн. техн. сборник, 1985,c.30-34. Соавторы:

Бондарев В.И., Кузьменко Э.Д., Меншиков В.В.

28. Определение некоторых геометрических характеристик инженерных металлических сооружений по их переходному сопротивлению. Вища школа. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Вып.20. Респ. Межвед. научн. техн. сборник 1983, c.4951. Соавторы: Бондарев В.И. Квятковский Г.И., Кузьменко Э.Д., Бабюк С.Г.

29. Опыт применения сейсморазведки рефрагированными волнами на месторождениях самородной серы. Вопросы добычи и переработки серных руд. Сб.научн.тр.ВНИПИСера.

М.:НИИТЭХИМ,1989.с.69-80. Соавторы: Кузьменко Э.Д., Бальченко Я.П.

30. О возможности контроля выплавленных зон методом сейсморазведки.

Технологические проблемы добычи природной серы. М.:НИИТЭХИМ, 1990,с.24-32..

Соавторы: Кузьменко Э.Д., Хенегар А.Г., Роскош И.Д Учебные пособия 31. Линейные преобразования и системы. Непрерывные и дискретные сигналы и их преобразования. Украинский язык. Конспект лекций. ИФИНГ, УОП, Ивано-Франковск, с.,1994, 108 с.

32. Линейные преобразования и системы. Учебное пособие. (Украинский язык). Киев, НМК ВО, 1993.,107 с.

33. Основные понятия и базовые термины нефтегазовой геофизики. (Украинский, русский и английский языки). Учебное пособие для студентов технических ВУЗов. Киев, НМК ВО, 1994., 280 с. Соавтор: Горбунов В.И.

34. Теория цифровой регистрации в сейсморазведке. (Украинский язык). (Учебное пособие). Киев, НМК ВО, 1994, 251 с.

35. Сейсморазведка. Методические указания по расчету систем наблюдения в методе общей глубинной точки, ИФИНГ, УОП, Ивано-Франковск, 53 с.,1989.

Учебно-методическая 36. Сейсморазведка. Методические указания по проектированию полевых работ для студ. Специальность: Геофизические методы поисков, ИФИНГ, Ивано-Франковск,1981, с., Соавторы: Степанюк В.П., Горбунов В.И.

37. Сейсморазведка. Методические указания для студентов-заочников специальности геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, ИФИНГ, Ивано-Франковск, 41 с.,1984. Соавтор: Бондарев В.И.

38. Взрывное дело. Методические указания, программа, контрольные задания для студентов специальности 0105-геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, ИФИНГ, УОП, Ивано-Франковск, 26 с.,1985.

39. Сейсмическая разведка. Методические указания для студентов специальности 0105геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. ИФИНГ, УОП, Ивано-Франковск, 24 с.,1986. Соавтор: Ю.В. Филатов.

40. Общий курс полевой геофизики. Методические указания по проведению лаб. работ для студентов заочников специальности 0105-геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, ИФИНГ, УОП, Ивано-Франковск, 45 с.,1987.

Соавторы: Ганженко А.С., Филатов Ю.В.

41. Учебное пособие по курсу "Сейсморазведка" для студентов специальности 0802, реализованное на ПЭВМ типа IBM-PC. Методические основы технических средств обучения и вычислительной техники в Высшей школе. Тезисы республиканской научно-методической конференции 24-26 апреля 1991р. Ивано-Франковск, с.55. Соавторы: Горбунов В.И.

42. Диалоговая программа программированного контроля знаний на ПЭВМ.

Методические основы технических средств обучения и вычислительной техники в Высшей школе. Тезисы республиканской научно-методической конференции 24-26 апреля 1991 р.

Ивано-Франковск, с.55. Соавторы: Горбунов В.И.

43. Программные средства представления текстовых и графических учебных материалов в среде персональных профессиональных ЭВМ. Тезисы республиканской научно-методической конференции 24-26 апреля 1991р. Ивано-Франковск, с.55. Соавтор:

Горбунов В.И.

44. Аппаратура и программное обеспечение реализации лабораторных практикумов по геофизическим дисциплинам. Тезисы 6-й межвузовской научно-методической конференции «Проблемы подготовки специалистов нефтегазового профиля в условиях перехода к рыночной экономике». Ухта, 1992. с.45. Соавтор: Горбунов В.И.

45. Аппаратурно-программный комплекс вычислительной лаборатории. 2-я Всесоюзная научно-практическая конференция «ТСО-91.» Тезисы докладов. Часть 2, с. 29. Челябинск, 1991. Соавтор: Горбунов В.И.

46. Учебное пособие по курсу «Сейсмическая разведка». 2-я Всесоюзная научнопрактическая конференция «ТСО-91.» Тезисы докладов. Часть 2, с. 29. Челябинск, 1991.

Соавтор: Горбунов В.И.

47. Реализация программированного опроса на персональном компьютере. Тезисы докладов Республиканской научно-методической конференции «Использование персональных компьютеров в учебном процессе ВУЗа.» 10-12 ноября 1992 р. Львов, 1992, с.22. Соавтор: Горбунов В.И.

48. Использование интегрированных пакетов программ профессиональных ПЭВМ для учебного процесса. (Застосування iнтегрованних пакетiв програм професiйних ПЕОМ для учбового процессу). Тезисы докладов Республиканской научно-методической конференции «Использование персональных компьютеров в учебном процессе ВУЗа.» 10-12 ноября 19р. Львiв,1992, с22. Соавтор: Горбунов В.И.

49. «Алгоритм» виховання навикiв управлiння фахiвця геофiзичноi галузi («Алгоритм» воспитания навыков управления специалиста геофизической отрасли). Тезисы докладов та сообщений научно-методической конференции «Совершенствование практической подготовки специалистов в области экономики организации и управления производством».

Ивано-Франковск, 1992., с. 35-36.

Тезисы докладов на международных конференциях 50. Регiональна концепцiя розвитку сейсмiчних дослiджень з метою пошукiв нафтогазових об'эктiв у Карпатах. Сбiрник доповiдей сем1нару з проблем розвiтку геологорозвiдувальних i видобувних робiт у захiдному регiонi Украiни. м.Iвано-Франкiвськ, 1992, c.40-41.

51. Напрямки пiдвищення ефетивностi сейсморозвiдувальних робiт у Карпатському регiонi. Сбiрник доповiдей сем1нару з проблем розвiтку геолого-розвiдувальних i видобувних робiт у захiдному регiонi Украiни. м.Iвано-Франкiвськ, 1992, c.42-43. Соавторы:

Горбунов В.1., Чебан В.Д.

52. Методика багатократного перекриття у свердловинах. Стан, проблеми i перспективи розвитку нафтогазового комплексу захiдного регiону Украiни. Сбiрник доповiдей i повiдомлень мiжнародноi науково-практичноi конференцii, Львiв, 1995, с.127.

Соавтор: Гобунов В.I.

53. Результати випробування iмпульсного джерела збудження сейсмiчних коливань.

Сбiрник доповiдей i повiдомлень мiжнародноi науково-практичноi конференцii, Львiв, 1995, с.131. Соавтор: Гобунов В.I.

54. Уточнення геологiчноi будови площi Пiвденний Гвiзд. Сбiрник доповiдей науковотехнiчноi конференцii. Iвано-Франкiвськ, 1996, 2-га частина, c.123. Соавторы: Горбунов В.И., Бабюк С.Г., Филатов Ю.В.

55. Проблеми та ТEО розробки малих газових покладiв у Карпатському регiонi.

Сбiрник доповiдей науково-технiчноi конференцii. Iвано-Франкiвськ, 1996, 2-га частина, c.133. Соавторы: Горбунов В.И., Бабюк С.Г., Филатов Ю.В.

56. Просторова модель родовища Пiвденний Гвiзд. Сбiрник доповiдей науковотехнiчноi конференцii. Iвано-Франкiвськ, 1996, 2-га частина, c. 93. Соавторы: Горбунов В.И., Бабюк С.Г., Филатов Ю.В.

57. DV-SeisGeo – программный комплекс для создания и поддержки трехмерной геолого-технологической модели залежи нефти и газа. Тезисы докладов и выступлений Тюменской геолого-геофизической научно-практической конференции Тюмень ОЕАГО, 1617 октября 2001, Тюмень, 2001, с.5. Соавторы: Кашик А.С., Федоров А.Л., Казаров А.С, Ческис В.Л., Ческис О.А., Голосов С.В.

58. Влияние ошибок измерения на корреляционный анализ скважинных данных. Тезисы докладов и выступлений Тюменской геолого-геофизической научно-практической конференции Тюмень ОЕАГО, 16-17 октября 2001, Тюмень, 2001, с.31. Соавторы: Федоров А.Л., Ческис В.Л.

59. Построение пространственной геологической модели нефтяной залежи в программном комплексе DV-SeisGeo на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки, каротажа и петрофизики. Тезисы докладов пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 13-17 ноября 2001, Ханты-Мансийск, 2001, с.70-71. Соавторы: Кашик А.С., Федоров А.Л., Казаров А.С, Ческис В.Л., Ческис О.А., Голосов С.В.

60. Автоматическое прослеживание множества горизонтов по сейсмическим 2D/3D данным в программном комплексе DV-SeisGeo. Тезисы докладов пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 13-17 ноября 2001, Ханты-Мансийск, 2001, с.162. Соавторы: Федоров А.Л., Голосов С.В.

61. Коррекция взаимных времен в точках пересечения профилей комплексе DVSeisGeo. Тезисы докладов пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 13-17 ноября 2001, Ханты-Мансийск, 2001, с.163.

Соавторы: Федоров А.Л., Ческис О.Л.

62. Построение пространственной геологической модели нефтяной залежи в программном комплексе DV-SeisGeo на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки, каротажа и петрофизики. Тезисы докладов четвертых геофизических чтений им. В.В. Федынского, 28.02-02.03 2002, Москва, Центр ГЕОН, 2002, с.18. Соавторы:

Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Федоров А.Л.

63. Динамический визуальный анализ геолого-геофизической и промысловой информации в четырехмерном многопараметровом пространстве. Тезисы докладов научнопрактической конференции «Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа»20-22 мая 2002 г, Москва, с. 11-14.

Соавторы: Кашик А.С., Голосов С.В.,, Федоров А.Л., Ческис В.Л.

64. Построение пространственной геологической модели нефтяной залежи в программном комплексе DV-SeisGeo на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки, каротажа и петрофизики. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, том 1, (Пятая научно-практическая конференция) Под редакцией Карасева И.И., Ахпателова Э.А., Волкова В.А.- Ханты-Мансийск, 2002, с.314-322. Соавторы: Кашик А.С., Федоров А.Л., Казаров А.С, Ческис В.Л., Ческис О.А., Голосов С.В.

65. Автоматическое прослеживание множества горизонтов по сейсмическим 2D/3D данным в программном комплексе DV-SeisGeo. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, том 2, (Пятая научно-практическая конференция) Под редакцией Карасева И.И., Ахпателова Э.А., Волкова В.А.- Ханты-Мансийск, 2002, с.90-93. Соавторы: Федоров А.Л., Голосов С.В.

66. Коррекция взаимных времен в точках пересечения профилей комплексе DVSeisGeo. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, том 2, (Пятая научнопрактическая конференция) Под редакцией Карасева И.И., Ахпателова Э.А., Волкова В.А.- Ханты-Мансийск, 2002, с.83-89. Соавторы: Федоров А.Л., Ческис О.Л.

67. Новые подходы к моделированию залежей углеводородов. Тезисы докладов XXVI Губкинские чтения «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минеральносырьевой базы» 20-21 ноября 2002, Москва, с.25. Соавторы: Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Федоров А.Л., Ческис В.Л.

68. Моделирование залежей углеводородов в четырехмерной метрике. Доклады международной геофизической конференции и выставки ЕАГО, SEG, EAGE, РАЕН – Геофизика ХХI века – прорыв в будущее. Москва-2003. Соавторы: Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Федоров А.Л., Ческис В.Л.

69. DV – технология в моделировании залежей углеводородов. Новое в применении сейсмических методов на этапе разведки и разработки нефтяных месторождений.

Европейская комиссия по транспорту и энергетике, 25-26 марта 2003 г. Соавторы: Кашик А.С., Гогоненков Г.Н.

70. Новые технологии при построении цифровых геологических моделей и подсчете запасов месторождений углеводородов. Интенсификация добычи нефти и газа». Труды международного технологического симпозиума. Москва, 2003 г., с. 147-151. Соавторы:

Кашик А.С., Билибин С.И., Гогоненков Г.Н, Жукова Л.В., Перепечкин М.В., Федоров А.Л.

71. Прогнозирование продуктивности разреза осадочных отложений программными средствами динамической визуализации и анализа данных. Сб. тезисов Геофизическая научно-практическая конференция: «Проблемы повышения эффективности применения геофизических исследований при поисках, разведке, разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа в Западной Сибири», Тюмень, 16-18 сентября, 2003г., стр. 9597. Соавторы: Кашик А.С., Жемжурова З.Н., Чекунова В.А.

72. Сопровождение компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений углеводородов. «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» Труды международного технологического симпозиума, М.РАГС при Президенте РФ, 17-19 марта 2004, с.66-70. Соавторы: Кашик А.С., Билибин С.И., Гогоненков Г.Н, Ли А.А.

73. Корреляция нарушений по данным сейсморазведки. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, том 2, (Седьмая научно-практическая конференция) Под редакцией Карасева И.И., Ахпателова Э.А., Волкова В.А.- Ханты-Мансийск, 2004, с.14-23. Соавторы:

Кашик А.С., Сазыкин М.К., Ческис В.Л.

74. Сопровождение (мониторинг) компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений углеводородов. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, том 2, (Седьмая научно-практическая конференция) Под редакцией Карасева И.И., Ахпателова Э.А., Волкова В.А.- Ханты-Мансийск, 2004, с.63-69. Соавторы:

Кашик А.С., Билибин С.И., Гогоненков Г.Н.

75. Геологическое моделирование залежей углеводородов на единой базе геологогеофизических и промысловых данных. «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», Труды IV международного технологического симпозиума, М., РАГС при Президенте РФ, 15-17 марта 2005, с. 185-190. Соавторы: Кашик А.С., Федоров А.Л., Горбунов В.И., Ческис В.Л.

76. Решение обратной динамической задачи восстановления свойств тонкослоистых пластов. SEG, EAGE, EAGO international Conference & Exhibition 16019 October 2006, Lenexpo, Saint Petersburg, Russia, p.10-13. Соавторы: Гогоненков Г.Н., Ларичев В.А., Максимов Г.А.

77. Мониторинг разработки месторождений углеводородов на основе постоянного сопровождения компьютерных геологических задач. SEG, EAGE, EAGO international Conference & Exhibition 16019 October 2006, Lenexpo, Saint Petersburg, Russia, p.42-45.

Соавторы: Кашик А.С., Федоров А.Л.

78. Новые технические решения при геологическом моделировании месторождений нефти и газа на Восточном Каспии: Геленджик: Международная конференция «Нефть и газ юга России, Чёрного, Азовского и Каспийского морей», 2007, с.205-207. Соавторы: Шустер В.Л., Шевченко И.В.

79. Научно-методический Совет по геолого-геофизическим технологиям поисков и разведки твердых полезных ископаемых (НМС ГГТ) МПР России, С.-Петербург, 25-декабря 2010.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.