WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Билибин Святослав Игоревич

Технология создания и сопровождения трехмерных цифровых геологических моделей нефтегазовых месторождений

Специальность 25.00.10 – геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва – 2010

Работа выполнена в ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция»

Научный консультант: Доктор технических наук Кашик Алексей Сергеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук Афанасьев Виталий Сергеевич доктор технических наук Резванов Рашит Ахмаевич доктор физико-математических наук Ампилов Юрий Петрович

Ведущая организация: Институт геологии и разработки горючих ископаемых

Защита диссертации состоится 25 ноября 2010 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 диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке РГГРУ Автореферат разослан «___» ______ 2010 г

Ученый секретарь диссертационного совета д.ф.-м.н., профессор А. Д. Каринский Введение

Актуальность работы. Важнейшим фактором развития нефтегазодобывающей промышленности России в настоящее время является повышение детальности изучения геологических толщ, вмещающих месторождения углеводородов, как основы создания эффективного информационного обеспечения процессов разведки и разработки залежей нефти и газа.

Ограниченность информации о геологическом строении месторождений во многих случаях является тормозом при внедрении современных экономически целесообразных технологий интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти и газа. В этих условиях уточнение геологического строения месторождений и содержащихся в них геологических запасов углеводородов, локализация остаточных запасов в пространстве и во времени, выработка мероприятий по их вовлечению в разработку является обязательной процедурой мониторинга разведки и эксплуатации месторождений.

Мировая практика, в том числе и отечественная, последних 25 лет показала, что кардинальным решением проблемы повышения глубины и достоверности изучения геологического строения и свойств месторождений нефти и газа является массовое внедрение в производство технологии геологического моделирования месторождений, создание на ее основе постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) всех введенных в эксплуатацию месторождений, сопровождение ПДГТМ с целью мониторинга разработки.

По инициативе Центральной комиссии по разработке в 1999 году начато проектирование разработки месторождений на основе ПДГТМ.

Проблема создания 3-х мерной цифровой геологической модели месторождения нефти и/или газа по своей сущности весьма сложна. При построении геологической модели требуется обобщение огромного количества мультидисциплинарных данных и знаний, накопленных на месторождении в смежных отраслях нефтепромыслового дела, изучающих свойства месторождения методами с различным объемным разрешением и исследующих широкий спектр характеристик. Совмещение мультидисциплинарных данных и знаний в единое знание весьма затруднительно и требует создания соответствующих теоретических обоснований.

Геологические модели могут создаваться практически на любых этапах изучения месторождения – от времени бурения первых разведочных скважин и проведения сейсморазведки до заключительного IV этапа его эксплуатации при стабильно падающей добыче. В ближайшем будущем, могут быть востребованы геологические модели уже выведенных из эксплуатации месторождений в связи с возможностью релаксации запасов за период «простоя» месторождения.

Цифровое геологическое моделирование в настоящее время является принципиально новым направлением в науках о Земле. Многие вопросы еще требуют своего решения.

Поэтому научное обоснование методологии геологического моделирования и разработка на этой основе технологии геологического моделирования конкретных геологических толщ, вмещающих месторождения углеводородов, представляют собой новое научное направление в нефтяной геологии. Полученные при этом результаты имеют важное научное и практическое значение, т.к. служат базой развития нефтяной отрасли в целом.

Автор диссертации стоял у истоков создания технологии цифрового геологического моделирования в РФ. Им лично выполнены исследования по созданию концепции трехмерного геологического моделирования нефтяных месторождений. На основе этой концепции под руководством автора и при его непосредственном участии была разработана технология создания и сопровождения геологической модели месторождения нефти и газа, которая нашла широкое применение на производстве. Настоящая диссертационная работа содержит изложение теории и разработанной на ее основе технологии геологического моделирования.

Цель работы. Повышение эффективности и достоверности изучения геологического строения, подсчета запасов и разработки нефтегазовых месторождений на основе применения созданной автором научно обоснованной технологии построения трехмерных цифровых геологических моделей с учетом этапности геологоразведочных работ и интеграции геологогеофизических и промысловых исходных данных, с возможностью массового промышленного использования геологических моделей при изучении и эксплуатации месторождения.

Основные задачи исследований:

- развитие концепции цифрового трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений (3D ЦГМ) на основе эффективной интеграции геологогеофизических и промысловых исходных данных;

- разработка промышленной технологии создания трехмерных цифровых геологических моделей на основе синтеза геологических, геофизических и промысловых исследований;

- разработка принципов и подходов к мониторингу 3D геологической модели путем формализации и сохранения в базе знаний установленных при создании стартовой модели геологических закономерностей и способов построения 3- х мерных сеток параметров;

- разработка структуры рациональных способов управления геолого-геофизическими и промысловыми данными для трехмерного геологического моделирования на этапах их сбора, корректировки, согласования, объединения и формализации;

- изучение и внедрение в технологию создания 3D ЦГМ динамического временного анализа геологических сред с целью повышения достоверности моделей;

- разработка методических приёмов применения динамических параметров сейсмической записи для повышения достоверности ЦГМ;

- разработка методики подсчета запасов на основе 3-х мерных моделей с соблюдением технических требований ГКЗ РФ и с использованием определяющей роли принципиальной седиментационной модели и модели флюидонасыщения при построении моделей;

- выработка критериев оценки качества построения 3D ЦГМ на основе сопоставления с исходными данными и результатами адаптации истории разработки в ремасштабированных гидродинамических моделях;

- опробование разработанной технологии на месторождениях различной сложности, размеров и сроков эксплуатации.

Методика исследований. Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения современных способов использования информационных технологий при изучении месторождений и подсчете запасов УВ. Исследования по проблеме проводились при моделировании месторождений различных нефтегазоносных районов с продуктивными пластами различной сложности, в том числе на уникальных по размерам и длительности разработки. Опробованы различные практические подходы к моделированию нефтяных и газовых залежей.

Научная новизна.

1. Создана научная концепция цифрового трехмерного геологического моделирования толщ горных пород, вмещающих нефтегазовые месторождения, обеспечивающая синтез знаний о геологическом строении, геологических и извлекаемых запасах углеводородов.

2. Разработана технология цифрового трехмерного геологического моделирования, нашедшая широкое промышленное применение, отличающаяся синтезом геологических знаний и оригинальными технологическими приемами реализации этих знаний. Разработанная интегрированная технология позволяет создавать 3D ЦГМ как для месторождений с относительно простым геологическим строением, так и для гигантских длительноразрабатываемых многопластовых месторождений со сложным геологическим строением и большим количеством скважин. Технология геологического моделирования в первую очередь является процессом изучения строения геологической среды и получения новых знаний, а сама 3D ЦГМ является основой для гидродинамических расчетов процессов фильтрации жидкостей и газов в пористой геологической среде.

3. Установлено, что только в процессе 3D геологического моделирования и возникшей для этого необходимостью обобщения геологических, геофизических, петрофизических, геодезических, промысловых данных можно создать непротиворечивую базу исходных и итоговых данных и откорректировать результаты интерпретации отдельных геофизических методов и инклинометрии скважин.

4. Показано, что применение динамического представления геологической модели по палеореконструкциям и введение в технологию 3-х мерного моделирования и программные комплексы четвертой оси – времени, позволяет изучить основные геологические процессы – осадконакопление, постседиментационные преобразования горных пород, тектоническое развитие, формирование залежей с определенным фазовым состоянием. Фазовое состояние залежей, состояние межфлюидных контактов, структура переходных зон наравне со стратиграфическими и литолого-фациальными признаками определяет степень детализации геологической модели и выбор методов построения 3-х мерных моделей.

5. Разработаны способы выбора исходных данных для построения 3-х мерных моделей нефтенасыщенности начального состояния залежей длительно разрабатываемых месторождений, основанные на временном анализе изменения УЭС нефтенасыщенных пластов и создании моделей переходных зон.

6. Показано, что в связи с возможностью релаксации залежей и образования новых промышленных скоплений нефти в уже выработанных современными технологиями залежах, 3-х мерная геологическая модель должна существовать в том числе при ликвидации и консервации месторождения. В этом состоянии геологическая модель должна отражать выверенные многолетней эксплуатацией характеристики строения залежей, распространения коллекторов и строения порового пространства.

7. Обосновано, что подсчет геологических запасов должен выполняться на основе трехмерных моделей, поскольку такая модель является наиболее адекватным представлением геологической среды, для которой определение средних подсчетных параметров производится через соотношения площади, объема коллектора, порового объема и объема порового пространства нефтенасыщенного коллектора. При этом исключаются систематические ошибки, связанные с наличием корреляционных связей между подсчетными параметрами.

Защищаемые положения.

1. Создание геологической модели основано на применении научно обоснованного комплексного подхода к синтезу разрозненных геологических, геофизических, геодезических и промысловых данных, устранении геологической и технологической противоречивости в исходной информации, исследовании генетических условий осадконакопления и последующих преобразований толщ горных пород и содержащихся в них залежах нефти и газа как в их первоначальном состоянии, так и на стадиях длительного техногенного воздействия в процессе разработки, выявления закономерностей в изменении геологических и гидродинамических показателей изучаемой геологической толщи в системе координат пространство-время.

2. Созданная автором научная концепция геологического моделирования толщ горных пород, вмещающих залежи углеводородов, и разработанная на ее основе технология создания и сопровождения геологических моделей нефтегазовых месторождений обеспечивает синтез знаний о геологическом строении, геологических и извлекаемых запасах углеводородов, служит информационной основой гидродинамического моделирования процессов извлечения нефти и газа с учетом различных технологий добычи, исследования и мониторинга добычных характеристик месторождений на всех стадиях их эксплуатации.

3. Доказанная автором диссертации совместно с Кашиком А.С., Лисовским Н.Н. и подтвержденная многими ведущими геологами и разработчиками релаксация нефтегазонасыщения на месторождениях является источником увеличения извлекаемой доли остаточных запасов и основой разработанного автором впервые нового принципа геологического моделирования месторождений углеводородов на конечных стадиях разработки.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Практический выход из результатов цифрового геологического моделирования очевиден – это более детальное и адекватное (объемное) представление геологического строения объектов, выявления зон с выработанными и остаточными запасами при выполнении гидродинамических расчетов, более обоснованное размещение проектных скважин и расчета разных технологических вариантов выработки объектов в будущем.

2. В нашей практике были единичные проекты, связанные с уникальными по размерам и сложностью месторождениями. Прежде всего, это было связано с обработкой и интерпретацией огромного количества исходных геолого-геофизических и промысловых данных.

Самотлорское месторождение (1999-2006 гг.) – более 18 000 скважин, 9200 пог.км 2Д сейсморазведки, 26 продуктивных объектов, 40 лет истории разработки;

Красноленинское месторождение (2003-2005 гг.) – более 6500 скважин, продуктивных объектов, сложное геологическое строение, особенности разработки, связанные с быстрым и катастрофическим обводнением эксплуатационных скважин;

Суторминское месторождение (2007-2009 гг.) – более 4500 скважин, 28 продуктивных пластов, более 28 лет истории разработки;

Еты-Пуровское месторождение – (2006-2009 гг.) - 63 продуктивных горизонта, 600 км3Д сейсморазведки, более 400 пог.км 2Д, интенсивное бурение 2005-2009 гг, уникальная тектоническая раздробленность.

Кроме указанных выше проектов автор руководил и непосредственно участвовал в построении геолого-гидродинамических моделей, подсчете запасов и составлении технологических документов следующих месторождений в Западной Сибири (Водораздельное, Восточно- и Западно-Мессояхское, Восточно-Тарасовское, Губкинское, Ермаковское, Западно-Пурпейское, Киняминское, Комсомольское, Кошильское, Лебяжье, Пальяновское, Русское, Северо-Губкинское, Северо-Комсомольское, Сугмутское, СреднеИтурское, Средне-Угутское, Салымское, Северо-Салымское, Советское, Северо-Карамовское, Тальниковое, Тарасовское, Угутское, Хантымансийское, группа Шапшинских месторождений, Южно-Табаганское), Волго-Уральской НГП (Астраханское ГКМ, Боровское, Дороховское, Казаковское, Москудинское, Пионерское, Солдатовское), Восточной Сибири и Сахалине (Ковыктинское, Хандинское, Паромай, Венинский блок), Северо-Кавказской НГП (Зап.Анастасьевское, Северо-Нефтяное, Сухокумское, Северо-Юбилейное, Тианетское, ЮжноСухокумское),Тимано-Печорской НГП (Мусюшорское, Лыдушорское, Песчаноозерское), Казахстане (Узень, Карамандыбас, Тенге), за рубежом (Белый Тигр, Северный Тесселит, Хальфая, Ин Дай) и других.

3. Прикладные аспекты технологии создания ЦГМ, касающиеся подготовки исходных данных, создания структурно-тектонического каркаса, выбора скважин для структурных построений и расчета кубов фильтрационно-емкостных параметров, анализа ВНК многопластовых месторождений, создания моделей переходных зон, использования сейсмических атрибутов, использования принципиальных моделей, построение кубов ФЕС, построения карт из 3D моделей, представления и анализа геологической модели, мониторинга и актуализации геологической модели вошли в разработанный и широко применяемый отечественный программный комплекс DV-Geo. Научно-техническим советом ГКЗ МПР России (2004г.) и ЦКР Роснедра (2003г.) программный комплекс и технология моделирования DV признаны полностью отвечающими регламентным требования ГКЗ и ЦКР при подсчете геологических запасов, обосновании КИН, составлении проектных документов на разработку.

4. Разработки соискателя были использованы при составлении следующих отраслевых руководств и инструкций:

· Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). М., 2000.

· Методические указания по созданию постоянно-действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. ч.1, М.:2004.

· Положение «О порядке приемки и экспертизы трехмерных цифровых геологических и гидродинамических моделей, создаваемых при подсчете и пересчете запасов месторождений углеводородного сырья», ГКЗ, М.2010.

· Инструкция пользователя программного комплекса DV-Geo, ЦГЭ, 2003, 2005, 2009 гг.

Апробация работы. Автор опубликовал 85 работ (учебные пособия, монографии, статьи, доклады на конференциях), включая 15 патентов и авторских свидетельств.

Основные материалы диссертации доложены автором на 9-ти международных конференциях и симпозиумах (том числе: 67 EAGE Conference@Exhibition, Madrid, 2005; 4thConference & Exposition on Petroleum Geophysics, Mumbai, 2002, India; International Conference «Oil and Gaz», SEG, M, 2003; 4-ая Международная Конференция EAGE/SEG, С.-Петербург,2010, Международный симпозиум «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М. 2006 г. и др.), на 14-ти всероссийских конференциях, семинарах и симпозиумах (в том числе: IV и V научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск, 2001г, 2002г, Научно-практических конференции «Геомодель-2001» и «Геомодель-2002», Геленджик, 2001г. и 2002г, Всероссийская конференция «Инновационные технологии для ТЭК России», РГУ нефти и газа, 2009г. и др.). По теме диссертации опубликовано 45 работ, том числе учебное пособие «Геолого-геофизическаое моделирование залежей нефти и газа», выдержавшее два издания и удостоенное премии им. академика И.М. Губкина.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, шести глав, основных выводов объемом 273 страницы, включая 102 рисунка, 9 таблиц. Библиография – 173 наименования.

Благодарности. Работа выполнена в тесном контакте и совместной работе с сотрудниками ЦГЭ. Автор глубоко признателен генеральному директору ЦГЭ д.т.н. Кашику А.С. за содержательные научные консультации, д.г.-м.н. Дьяконовой Т.Ф. за многолетнее плодотворное сотрудничество, д.т.н. Денисову С.Б. за поддержку, настоящим и бывшим сотрудникам ЦГЭ: Гогоненкову Г.Н., Лаврику А.С., Кириллову С.А., Перепечкину М.В., Левянту В.Б., Эльмановичу С.С., Исаковой Т.Г., Истомину С.Б., Ахапкину М.Ю., Юкановой Е.А., Клепацкому А.Р., Величкиной Н.Ф., Шаевскому О.Ю., Рудой В.С, Закревскому К.Е., Гавриловой Е.В., а также Гавуре А.В., Копылову В.Е., Петровскому А.Д. и многим другим.

Автор считает своим долгом выразить благодарность сотрудникам нефтяных компаний Роснефть, ТНК-ВР, Газпромнефть, Лукойл, Газпром, Русснефть за активные производственные контакты и заинтересованное обсуждение результатов исследований со специалистами этих компаний.

Содержание работы Во введении обоснована актуальность работы, определена цель и сформулированы основные задачи. В своей работе автор опирался на труды многих специалистов, внесших значительный вклад в развитие моделирования и формализованных подходов в решении задач нефтепромысловой геологии и геофизики. Среди них: Азаматов В.И., Ампилов Ю.П., Бадьянов В.А., Баишев Б.Т., Батурин Ю.Е., Борисенко З.Г., Бреев В.А., Бриллиант Л.С., Булыгин Д..В., Вендельштейн Б. Ю., Глебов А.Ф., Гогоненков Г.Н., Гутман И.С., Дементьев Л.

Ф., Денисов С.Б., Дзюба В.И., Дьяконова Т.Ф., Закиров С.Н., Закревский К.Е., Золоева Г.М., Кашик А.С., Климушин И.М., Левянт В.Б., Лисовский Н.Н., Лысенко В.Д., Петерсилье В. И., Пороскун В.И., Поляков Е.Е., Резванов Р.А., Стасенков В.В., Сыртланов В.Р., Фурсов А.Я., Хромова И.Ю., Шурубор Ю.В., Яценко Г.Г., Дюбрул О., Косентино Л., J.M. Yarus, Richard L. и многие другие.

Глава 1. Основы технологии создания 3D цифровых геологических моделей В процессе исследований установлено, что технология создания цифровых геологических моделей (ЦГМ) должна включать комплекс операций, алгоритмов, методик и программных комплексов, направленных на создание и мониторинг объемных 3D сеточных моделей, структура которых отражает структурно-тектоническое строение месторождения, а каждая ячейка которой содержит сведения о литолого-фациальных, фильтрационноемкостных свойствах горной породы и характере насыщения.

Цель технологии заключается в том, чтобы разложить на составляющие элементы процесс достижения конечного результата, т.е. получить цифровую 3D геологическую модель, которая была бы согласована с исходными данными, отвечала фундаментальным принципам геологической науки и нефтяного дела, давала возможность посчитать запасы УВ и, наконец, использовать её для гидродинамических расчетов.

Под технологией в узком смысле будем понимать те виды работ, которые по смыслу и для получения достоверного результата должны выполняться вместе с построением объемных цифровых сеток, отражающих распределение нефтегазоносности месторождения в целом.

До появления технологии господствовало искусство — специалист делал «что-то», но это «что-то» получалось только у него. С помощью же технологии все то, что доступно только избранным, становится доступно всем.

Развитие технологий построения моделей связано с усложнением геологического строения изучаемых залежей, необходимостью моделирования месторождений как единого объекта, увеличением объема используемой геолого-геофизической и промысловой информации, необходимостью моделирования неоднородного строения коллектора, пласта и всего месторождения.

Для детального подсчета начальных балансовых запасов, локализации остаточных запасов в разрабатываемых залежах, обоснования КИН, проектирования разработки необходимо создание математической трехмерной, а точнее четырехмерной (четвертая ось – время) сеточной геолого-технологической модели.

Тип модели и способы её расчета определяются конечной задачей её создания. В практике обычно используются послойные, «псевдотрехмерные» и детальные трехмерные сеточные цифровые геологические модели (рис.1). Кроме геологического изучения, цифровая геологическая модель является основой для создания фильтрационной модели.

Фильтрационная модель - это совокупность гидродинамической и имитационной моделей.

Рис. 1. Цифровые геологические модели нефтяных месторождений Создание уже первых моделей показало необходимость тщательного сбора и оценки, а иногда и отбраковки исходных данных. При построении модели большая часть времени затрачивается на создание информационной базы и оценки её качества.

По сравнению с геологами по твердым полезным ископаемым, геологи-нефтяники лишены возможности изучения геологического пространства in situ, т.е. возможности изучения обнажений, стенок карьеров, шахт, штолен и т.д. С появлением ЦГМ геологи получили возможность вырабатывать единое представление о геологическом строении и, при этом оперировать визуализированными на экране понятиями.

Использование 3D геологических моделей для подсчета геологических и извлекаемых запасов ознаменовало переход от описательно-цифровой геологии при представлении месторождений к точной цифровой геологии месторождения.

Цифровая геологическая модель становится объектом эксплуатации в прикладных задачах подсчета запасов, гидродинамических расчетов при ТЭО КИН и составлении проектов эксплуатации. Как любой объект эксплуатации, 3D геологическая модель должна характеризоваться основными параметрами эксплуатации: точностью, достоверностью, надежностью.

Надежность геологической модели определяется степенью изученности геологического объекта – пласта или месторождения в целом, а также сложностью его строения. Надежность модели будет измеряться временным периодом, в течении которого можно планировать геолого-технологические параметры разработки месторождения УВ с использованием созданной геологической модели.

С позиций создания цифровых геологических моделей понятие достоверности (обоснованности знания) геологической модели следует рассматривать как меру непротиворечивости всех исходных и итоговых данных, составляющих геологическую модель. Поскольку достоверность полностью зависит от информации, то с этим понятием связаны такие качества информации как полнота, актуальность, достаточность и др.

Точность геологической модели — точность установления числовых значений геологопромышленных параметров месторождения, определяющих его конфигурацию, условия и характеристику залегания коллекторов нефти и газа и промышленную оценку в целом.

На начальных этапах развития геологического моделирования на основе интегрированной интерпретации геолого-геофизических и промысловых данных вся технология строилась на принципе последовательного планирования.

Основная особенность последовательного планирования заключается в том, что каждый этап может осуществляться только по завершении предшествующих. Это предполагает ограниченную интеграцию, накопление задержек, ограниченную гибкость.

В рамках интегрированной технологии моделирования возможен значительный обмен информацией между результатами интерпретации данных сейсморазведки и ГИС, сейсмогеологической, статической геологической, гидродинамической и имитационными моделями продуктивного пласта Интегрированная технология обеспечивает возможности интеграции, сокращение задержек и уменьшение времени реализации. Такая технология в идеале означает, что различные этапы исследования должны осуществляться одновременно.

На практике это оказывается невозможным, поскольку между различными дисциплинами всегда существует взаимозависимость.

Основные разделы технологии включают не только построение 3-х мерных сеток с геологическими параметрами и фильтрационно-емкостными свойствами, отражающими строение месторождения, но и разделы, площадное обобщение результатов которых происходит на этапе создания цифровой геологической модели.

В результате обобщения опыта построения моделей, установлено, что в технологию должны быть включены следующие разделы:

1. Создание базы данных проекта и базы данных геологической модели.

2. Создание структурно-тектонической модели месторождения.

2.1.Корреляция разрезов скважин по данным ГИС.

2.2. Кинематическая интерпретация данных сейсморазведки – трассирование горизонтов и выделение тектонических нарушений.

2.3.Обработка и интерпретация данных ГИС.

2.4. Составление выборки скважин для привязки к результатам трассирования горизонтов.

2.5. Увязка результатов трассирования горизонтов по сейсморазведке с результатами корреляции разрезов скважин по ГИС.

2.6.Построение сейсмических структурных карт.

2.7.Палеотектонический анализ.

2.8. Выделение гидродинамических систем (ГДС) в разрезе месторождения и выделение подсчетных объектов.

2.9.Анализ абсолютных отметок межфлюидных контактов в пачке продуктивных пластов, при необходимости детализация и разукрупнение объектов.

2.10. Увязка структурных поверхностей, отметок межфлюидных контактов, погрешностей инклинометрии, обобщение и корректировка результатов интерпретации ГИС.

2.11. Построение структурной модели месторождения с выделением типов и определением геометрии залежей.

2.12. Создание выборки скважин для структурных построений.

2.13. Построение модели тектонических нарушений.

2.14. Создание структурно-тектонического каркаса с выбором латеральной размерности ячеек сетки.

3. Создание концептуальной седиментационной модели месторождения.

3.1.Осреднение скважинных данных по выделенным пластам.

3.2.Динамическая интерпретация данных сейсморазведки.

3.3.Сейсмоседиментационный и сейсмофациальный анализ.

3.4.Анализ условий осадконакопления пластов и их тектонического развития.

3.5. Создание принципиальной модели.

4. Построение 3D цифровой геологической модели месторождения.

4.1. Создание структурированной геометрической сетки по всем продуктивным пластам.

4.2. Создание выборки скважин для литолого-фациального моделирования, петрофизического моделирования, моделирования насыщенности.

4.3. Осреднение результатов интерпретации ГИС на сетку трехмерной модели.

4.4. Построение 3D литолого-фациальной модели пластов.

4.5. Построение 3D модели фильтрационно-емкостных свойств пластов.

4.6. Создание модели переходных зон и построение 3D модели насыщения пластов.

4.7. Объединение 3D цифровых моделей пластов в трехмерную геологическую цифровую модель месторождения.

4.8. Расчет стандартных карт (2Д модели).

4.9. Согласование 3D и 2D моделей.

4.10. Расчет дополнительных карт для проектирования разработки.

5. Подсчет геологических запасов углеводородов.

5.1. Выделение зон подсчета углеводородов, создание вспомогательных кубов (категории запасов, зоны типа насыщения, административных границ, водоохранных зон и т.п.).

5.2. Расчет площадей и объемов in situ (объемов продуктивного коллектора, порового объема коллектора, нефтенасыщенного объема).

5.3. Расчет средних подсчетных параметров по объемам и сопоставление со средними подсчетными параметрами по скважинам, проведение необходимых корректировок модели.

5.4. Анализ точности и достоверности созданной геологической модели.

Если раньше программные комплексы создавались только для построения сеток и реализовывали только построение 3D ЦГМ, то в настоящее время, по примеру программного комплекса DV, разработанного в ЦГЭ, во многих программных комплексах включены модули корреляции разрезов скважин, интерпретации данных ГИС, кинематической и динамической интерпретации данных сейсморазведки, модули совместного анализа данных ГИС и сейсморазведки, палеотектонического и палеоседиментационного анализов. Технология и программные комплексы должны обеспечивать возможность учета, кроме непосредственных данных по 3Д сейсморазведке и скважинам, разнообразную косвенную и априорную информацию, объединенную под общим названием база знаний.

Общие принципы технологии создания 3D цифровой геологической модели можно рассматривать как технологию создания стартовой модели. Целью сопровождения стартовой модели на последующих этапах изучения месторождения является поддержание геологической модели в актуальном состоянии для оперативного принятия решений по управлению процессами разведки и разработки месторождения. К основным задачам сопровождения геологической модели залежи можно отнести: пополнение существующей базы данных новой информацией; анализ новой информации и увязка ее с имеющейся;

уточнение величины геологических запасов и их адресная дифференциация по участкам и блокам разработки; планирование и оценка эффективности применения геологотехнологических мероприятий; оценку соответствия реализуемых технологических решений по разработке геологическим особенностям месторождения; представление результатов расчетов в виде актуализированных 2D/3D ЦГМ.

Организация системы мониторинга разработки месторождения на основе ПДГТМ сопряжена с решением информационных и алгоритмических задач. К ним относятся вопросы организации экспорта-импорта данных, технологии определения ошибок и коррекции первичной геофизической и промысловой информации. Среди требований, предъявляемых к математическому обеспечению для мониторинга геологической модели, основными являются:

возможность дозагрузки новых данных в базу проекта, контроля их качества и редакции;

возможность качественного и количественного определения противоречий между моделью и вновь получаемыми данными; возможность сохранения и редактирования графа построения модели; возможность разделения единой геологической модели и всех её составляющих на сегментированные проекты.

Технология создания и актуализации 3-х мерных ЦГМ интегрирована с программным комплексом DV-Geo, созданным в ЦГЭ при непосредственном участии автора. Имеющиеся в DV средства обеспечивают минимизацию ручной коррекции при последующей актуализации модели. Сохранение графа и всех параметров построения стартовой модели месторождения как составляющей базы знаний позволяет быстро повторить весь процесс с новыми данными и скорректировать модель.

Глава 2. Информационная база геологического моделирования нефтегазовых месторождений.

В процессе построения модели формируется структурированная база данных, которая обеспечивает высокую технологичность рабочего процесса на всех этапах моделирования и образует единую информационную среду для анализа полевых геофизических, сейсмических, каротажных, скважинных, промысловых и геодезических данных, а также результатов гидродинамического моделирования и контроля за разработкой залежи. Фактически база данных геологической модели является центральным звеном всего процесса построения модели. Исходные данные всегда имеют ограниченную достоверность и могут корректироваться на всех этапах построения модели.

Абсолютные отметки пластопересечений могут изменяться на ± 10 метров от первоначально установленных, координаты пластопересечений также могут изменяться в среднем на ± 150 метров. Основные ошибки или низкая достоверность структурных построений при моделировании связана как с сейсмическими данными, так и с погрешностями инклинометрии. Ошибки в результатах интерпретации ГИС, являющихся основным источником количественной информации при заполнении трехмерных сеток, вызываются нарушениями технологии первичного вскрытия разреза скважин, недостаточным объемом испытаний или их низкой достоверностью при больших интервалах испытаний, низкой степенью достоверности керновых исследований, малым количеством оценочных скважин с высоким объемом исследований керна, малым количеством специальных комплексных исследований. Противоречия между данными интерпретации ГИС, результатами опробования и данными добычи можно оценить только в практически готовой геологической модели или на этапе её адаптации к истории разработки после ремасштабирования.

По результатам моделирования большого количества месторождений установлено, что итоговая база исходных данных геологической модели может быть создана и структурирована только на последних этапах построения геолого-технологической модели, когда будут устранены все противоречия и все разнородные данные будут согласованы между собой.

Управление данными при моделировании крупных месторождений с большим количеством скважин и подсчетных объектов осложняется необходимостью: 1) взаимного согласования данных из различных источников, формирования первоначальных информационных массивов - увязку фонда скважин с данными ГИС, инклинометрии, промысловыми данными, сейсмическими данными; 2) переработки и оценки качества первичных данных, ввиду постоянного, но неравномерного по объему информационного потока первичных данных; 3) постоянной корректировки данных на различных этапах построения модели; 4) непрерывного обновления информации и контроля её качества.

Сбор и подготовка данных. Самый продолжительный этап: может занимать от 10% до 40% времени всего процесса нахождения нового геологического знания. Первой важнейшей задачей выполнения работы по созданию 3Д геологической модели является создание полной непротиворечивой, проверенной специалистами на наличие ошибок базы исходных данных.

Оценивание данных. Входные данные могут изначально находиться в одной базе или в нескольких. Перед загрузкой данных в базу данных геологической модели необходимо учесть, что разные источники данных могут быть спроектированы под определенные задачи и, соответственно, возникают проблемы, связанные с объединением данных: разные форматы представления числовых данных; разное кодирование данных; разные способы хранения данных; разные единицы измерения, а также частота сбора данных и дата последнего обновления. Сложность привязки поступающих данных к одноименным скважинам состоит в том, что в различных подразделениях существуют свои особенности идентификации данных и скважин и, зачастую, они существенно разняться. Как правило, в проекте фигурирует несколько одноименных скважин. Например, на Самотлоре фигурирует больше тысячи пар скважин, у которых есть двойники с такой же числовой составляющей названия скважины.

Просмотр всей информации по проекту в процессе подготовки исходных данных необходим для оценки состояния всего проекта. Образ мышления специалистов геологических и геофизических специальностей направлен на оценку данных в большей степени в образном и графическом виде, чем в числовом или табличном. В связи с этим, образному и графическому представлению любой информации в программных комплексах, предназначенных для моделирования, в особенности в DV-Geo, уделено самое пристальное внимание. Переход от числового представления данных к образному минимизирован технологически с помощью специальных алгоритмов.

Объединение и чистка данных. На этом этапе происходит построение базы данных геологической модели (БД) для дальнейшей обработки. Коррекция происходит на основе здравого смысла, использования правил и/или с привлечением эксперта, хорошо знающего предметную область. Запись в базе данных, в которой есть ошибка, должна быть исправлена или, в спорных случаях, исключена из дальнейшего рассмотрения. Корректировка и изменения данных проводится непрерывно, увеличение количества итераций вызвано неизбежным появлением в ходе проекта новой информации, серьезно влияющей как на геологическое представление о месторождении, так и на методики, используемые при построении модели. Формирование данных в различные структурированные таблицы или массивы, подготовленные для разных этапов моделирования, является важным технологическим элементом, позволяющим сократить время выполнения отдельного этапа. Из БД необходимо не просто выгружать и предоставлять пользователю хранящиеся данные, а предоставлять специально подготовленные и откорректированные для использования на этом этапе работ и в определенных форматах конкретных прикладных пакетов.

База данных геологических моделей крупных месторождений должна обеспечивать возможность дополнительных функций, связанных с расчетными процедурами. Такие функции необходимы для разгрузки групп специалистов от рутинных операций. По возможности, программное обеспечение, поддерживающее БД, должно обеспечивать проведение некоторых процедур процесса моделирования.

Оперативный обмен данными между участниками проекта должен обеспечивать быструю передачу данных по всей технологической цепочке. Ситуация, когда надо в кратчайшие сроки переделать какой-то этап работ с учетом новой информации достаточно типична, поэтому хранение промежуточной информации и сведений об источниках её получения – обязательное условие ведения проекта.

По опыту моделирования таких крупных месторождений, как Самотлорское и Красноленинское стало очевидным, что БД должна обеспечивать возможность широкого её использования на любом рабочем месте по всей цепочке технологического процесса.

Все данные в БД геологической модели можно разделить по дисциплинарному уровню и по способам использования данных.

Мультидисциплинарные данные обеспечивают интеграцию всей информации в геологической модели, разделы данных показаны на рис. 2. Оценивать полноту междисциплинарных данных малоперспективно, поскольку полного набора нет ни в одном проекте. Для технологии моделирования важно, чтобы в исходной информации в том или ином объеме были все виды данных по способам использования: прямые априорные (безальтернативные и альтернативные) данные - для подготовки информационных числовых массивов для 3D моделирования; промежуточные данные – для анализа и интерпретации с целью получения новых данных для геологического моделирования;

технологические данные – для принятия решения о характеристиках и размерах области построения модели, о технологии моделирования и использовании алгоритмов стохастического или детерминированного моделирования; верификационные данные – для проверки достоверности итоговой геологической модели или результатов промежуточных этапов моделирования; концептуальные геологические и установочные данные- требования к геологической модели и общепринятые соглашения и правила.

Рис. 2. Структура мультидисциплинарных данных геологической модели Для хранения и управления данными была создана собственная система на основе разработанной схемы потоков данных, адаптированной ко всем этапам построения модели.

Основная идея организации потоков данных заключается в концентрации не только исходных, но и промежуточных данных в единой базе данных. Передача всех данных происходит направлением информационных потоков от исполнителя предыдущего этапа к исполнителю последующего только через единый информационный центр. Кроме стандартных задач формирования и подготовки информационных массивов для очередного этапа, БД сопряжена с отдельными функциями прикладных пакетов в большей степени направленных на графическую и образную визуализацию геолого-геофизических и промысловых данных. Такая система хранения, оценки и управления данными создана на основе интеграции общедоступного приложения MS Acсess и DV-Geo. По результатам наших исследований были сформулированы требования к БД, из которых основными являются следующие: в БД должны поступать все исходные данные от заказчика и все выходные данные с отдельных этапов;

должна быть обеспечена максимальная простота использования без привлечения программистов; должны быть автоматизированы стандартные операции перевода исходных данных в форматированные; состав входных и выходных данных каждого этапа должен регламентироваться; должна быть обеспечена возможность визуализации данных в графическом и образном виде; скорость обработки данных и скорость доступа должны быть минимизированы.

Для работы с преобразованными из исходной информации табличными данными используется MS Access. Квалификация и образовательный уровень геологов и геофизиков позволяет им использовать в своей профессиональной деятельности этот продукт. Для хранения преобразованных из исходной информации нетабличных данных используется стандартная структура директорий, находящаяся на сервере данных под управлением Windows NT Server, позволяющая разграничить права пользователей на доступ.

Так же как MS Access является основным приложением при работе с таблицами, DVGeo - основное приложение по работе с данными в графическом режиме. Созданный в DV модуль экспорта/импорта позволяет загружать стандартные файлы с геолого-геофизической информацией (LAS, LIS, RGI, INK, CPS, FLT, GRD и др.), и табличные данные из стандартных таблиц MS Access.

Особое место при работе над созданием геологической модели занимает контроль качества. Разработанная система контроля состоит из комбинации методик и регламента, обязательного для выполнения всеми участниками проекта, и технологий, реализующих эти методики. Контроль качества осуществляется на всех этапах проекта, но главным образом: на стадии подготовки к загрузке в специализированные БД, при поступлении в общую БД итоговых или промежуточных данных после конкретного этапа работ, при загрузке в программный комплекс цифрового 3D моделирования.

Ни один программный комплекс 3-х мерного моделирования не может учесть все геологические и физические законы. Но именно трехмерная модель предназначена для того, чтобы получить правильное представление о строении месторождения в любом, произвольно выбранном сечении. Следовательно, основное внимание при моделировании должно уделяться корректности геологических построений и правильности распределения флюидонасыщения в коллекторах.

База знаний при любом геологическом исследовании, подсчете запасов, послойном моделировании, построении геологических карт существовала ранее в виде отчетов, описаний методик, используемых уравнений, критериев, алгоритмов. Компьютерная геологическая модель и технология её создания дала дополнительные возможности, связанные с тем, что все составляющие модели, в том числе и база знаний, формируются и существуют в единой информационной и вычислительной среде и могут быть доступны на всех этапах работы с моделью. Особенностью компьютерной базы знаний является наличие в ней технологий и методик, а также последовательности построения модели –графа интегрированной геологогеофизической интерпретации.

База знаний геологической модели представляется в виде двух разделов – технологических знаний и геолого-физических знаний. Технологические знания – это набор и последовательность операций геолога, использование которых приводит к построению данной модели. Геолого-физические знания – это корректировки 3-х мерной модели, которые геолог вносит или использует в ручном или полуавтоматическом режиме при построении этой модели. К технологическим знаниям относятся: алгоритмы и запросы базы данных, петрофизические модели коллектора, алгоритмы обработки и интерпретации данных ГИС, алгоритмы расчета 3-х мерных сеток и карт, статистические связи между сейсмическими атрибутами и петрофизическими параметрами, оценки точности и достоверности построения 3D модели. К геолого-физическим знания относятся: принципиальные геологические модели, история формирования залежей в виде результатов палеотектонического и седиментационного анализов, параметры геологических тел, исправления результатов интерпретации геофизических методов при 3D обобщении, объемные корректировки 3D модели.

Возможность продолжения работу с моделью определяется не только наличием исходных и итоговых данных и знанием последовательности действий интерпретатора-геолога, но и сохранением базы знаний геологической модели, содержащей принципиальные, зачастую субъективные, представления геолога.

Таким образом, в процессе построения 3-х мерной геологической модели корректируются исходные данные и накапливаются новые знания, которые в целом приводят к возникновению новой информации.

Глава 3. Геолого-геофизическая основа построения 3D цифровой модели Динамический анализ данных. Геологическое моделирование развивалось как инструмент познания и изучения строения геологической среды на месторождениях нефти и газа. Геолог, составляя геологическую модель, всегда подразумевает в своем сознании не только пространство XYZ, но и время Т. Доступные исследователю данные (результаты измерений) являются следствием геологических процессов (конседиментационных и постседиментационных), протекающих во времени в физическом пространстве XYZ, или зафиксированных в геологическом 4D пространстве XYZT. Три основных раздела – осадконакопление и постседиментационные преобразования горных пород, тектоническое развитие, образование залежей УВ, всегда рассматриваются через призму времени.

Принято считать, что в процессе геологического моделирования необходимо изучить, построить и визуализировать только статическую модель геологической среды на момент времени Т=0. Идея включить в технологический процесс изучения геологического пространства ось времени и реализовать это изучение на 2-х мерном мониторе компьютера принадлежит Кашику А.С. Внедрение такой технологии в практику позволило изучать не только геологические процессы (на оси геологического времени), но и технологические процессы разработки месторождений (на оси технологического времени) в виде понятных двухмерных изображений.

В DV в процесс геологического изучения введено четвертое измерение – ось T, т.е.

построение отдельных элементов модели в пространстве XYZT. Сечения XYT(z=var), XZT(y=var), YZT(x=var) позволяют анализировать во времени структуру поверхностей, на которых формировались осадочные отложения. В таком трехмерном кубе решаются задачи палеоседиментационного и палеогеографического анализа. Оценку обстановки осадконакопления (седиментационный анализ) удобно делать в сечениях куба XYZ(т=var). Имея в кубе литологии информацию о положении стратиграфических границ седиментационных циклов, исследователь формирует трехмерные сечения на времена завершения формирования циклов. В этом случае на слайде XZ имеется возможность увидеть форму песчаных тел на момент завершения формирования седиментационного цикла.

Рис. 3. Геологический профиль по пластам ЮК2-9 Талинского месторождения.

а - современная структура, б - палеоструктурный профиль Процессы образования и формирования объектов с точки зрения современных технологий можно изучать, визуализировать по этапам роста или исторического развития этих объектов. На рис. 3.а приведен геологический профиль по пластам ЮК2-9 Талинского месторождения, построенный по современному структурному каркасу. На рис. 3.б – тот же профиль, но по палеоструктурным поверхностям аптского времени. Совершенно очевидно, что упорядоченность насыщения в линзах коллекторов на нижнем рисунке более закономерная, по крайней мере, по пачкам ЮК2-ЮК4, ЮК5- ЮК6 и ЮК7- ЮК9.

Палеотектонический анализ даёт возможность выделить наиболее вероятные зоны трещиноватости пласта (например, вертикальной), которые, в свою очередь, могут быть потенциальными путями миграции углеводородов. Зная пути миграции, скорости роста структур, можно объяснить поведение ВНК, заполняемость ловушек и др., т.е. решать множество важных геологических задач в масштабах осадочных бассейнов или отдельных месторождений. Например, палеотектонический разрез и геологический профиль (рис.4) объясняют наличие залежи нефти в пласте Ю11 на Кошильском месторождении не в куполе, а на склоне структуры. Во время верхнего мела в этом месте был купол структуры, а в аптальбское время, как предполагают многие ученые, происходил активный период формирование залежей нефти в Западной Сибири. Современная структура с поднятием на западе сформировалась только в неогеновое время, а фильтрация УВ в северо-западном направлении затруднена вследствие резкого ухудшения ФЕС, вплоть до исчезновения коллектора по направлению возможной миграции.

N-Q KKJРис.4. Динамика формирования структуры по кровле пластов Ю1 (а- современный структурный план; б –палеотектонический разрез; в – палео- и современный разрез Кроме шкалы геологического времени, ось Т в 4-х мерном пространстве можно использовать для оценки технологических процессов. Здесь речь идет не о миллионах лет, а о годах или десятках лет. При создании ЦГМ геологу необходимо представлять работу эксплуатационных скважин, а оценка добычи и закачки по табличным данным процесс довольно длительный. Временное представление процессов добычи возможно в кубе XYT.

Динамическое представление позволяет образно визуализировать состояние и параметры всех скважин с начала бурения скважины до её ликвидации в картографическом виде, на временных технологических разрезах оценивать динамику таких параметров разработки, как обводненность, пластовое давление, текущую нефтенасыщенность и др.

Рис.5. Сечение временного технологического куба XT обводненности (забои скважин расположены на дате ввода скважин в эксплуатацию).

Принципиальная геологическая модель. Основным интеллектуальным этапом при создании ЦГМ является построение принципиальной модели (Денисов С.Б.). Принципиальная модель обычно представляется в виде: карты эффективных толщин, параметров неоднородности пласта, геолого-статистических разрезов, коэффициентов расчлененности.

Необходимость использования принципиальной модели вызывается тем, что формализованные алгоритмы построения трехмерных сеток «коллектор-неколлектор» дают не удовлетворяющий геолога результат.

Создание принципиальной седиментационной модели начинается на этапе корреляции разрезов скважин. С целью создания цифровой 3D геологической модели необходимо выделять не литологические, а стратиграфические границы интервала, вмещающего целевой геологический объект. В процессе геологического изучения принципы выделения границ на месторождении могут значительно изменяться из-за поступления новых данных после проведения 3D сейсморазведки, после детального анализа параметров разработки и оценки взаимовлияния и приемистости эксплуатационных скважин, анализа керна, анализа свойств нефтей из разных интервалов. Например, на Самотлорском месторождении после более чем 40-летней эксплуатации месторождения, бурения 18 тысяч скважин новые данные по сейсморазведке 3D, керновые исследования, результаты интерпретации ГИС и промысловых исследований, обобщение информации по соседним 12-ти месторождениям заставили пересмотреть и полностью изменить геологическую модель строения продуктивных пластов от БВ9 до БВ22, включающих несколько десятков залежей.

При составлении принципиальной модели геолог анализирует огромную информацию, основные разделы которых показаны на рис.6.

Рис. 6. Схема обобщения данных при построении принципиальной модели Они включают: общие условия седиментации в изучаемом регионе в определенный геологический период, направление сноса, наличие зон разгрузки, уровень моря и т.д.;

результаты интерпретации данных сейсморазведки 3D/2D в виде палеотектонических карт, карт сейсмофаций, карт сейсмических атрибутов, результатов сейсмической инверсии;

результаты анализов кернового материала и описание самих образцов; результаты обобщения материалов ГИС в виде электрофациального анализа, анализа коллекторских свойств, анализа изменения межфлюидных контактов; промысловых данных.

В большинстве случаев сейсмические данные позволяют в значительной степени уточнить геологическое строение продуктивного пласта в межскважинном пространстве.

Необходимость использования всей доступной геолого-геофизической информации при прогнозе строения продуктивных пластов не вызывает сомнения, однако правомерность применения сейсмических данных и достоверность этих результатов в каждом конкретном случае до сих пор исследована в недостаточной степени. Как правило, статистика подтверждаемости прогнозных сейсмических и фактических геологических параметров оказывается более оптимистичной. Полагаться только на математический аппарат, преобразующий сейсмическую волновую картину в прогнозные геологические характеристики пласта опрометчиво, несмотря на то, что это значительно упрощает процесс создания геологических моделей. С целью повышения достоверности прогноза геологического строения пластов, необходимо привлекать результаты фациального и палеогеографического анализов, которые являются проверенными временем методами геологического моделирования.

Эффективным является сейсмостратиграфический анализ, который в совокупности с материалами региональных исследований и анализом скважинной информации позволяет на качественном уровне устанавливать закономерности в строении продуктивных пластов. По материалам описания керна и региональным исследованиям восстанавливаются палеогеографические условия формирования осадков. На основе анализа каротажных диаграмм, методика которого разработана еще в 70-ых годах (Муромцев В.С., Буш Д.А., Конибир Ч.Э. и др.), проводится фациальный анализ, позволяющий зонировать месторождение на области с различными условиями осадконакопления. Проведение палеотектонического и палеоструктурного анализа позволяет прогнозировать локальные источники сноса осадочного материала и пути его транспортировки. Учет дифференцированного уплотнения терригенного материала в совокупности с анализом общих толщин вмещающих интервалов позволяет предсказать степень песчанистости отложений.

Результатом подготовки принципиальной модели являются цифровые трендовые карты, чаще всего карты эффективных толщин. На этих картах выделены геологические особенности, которые невозможно получить методами интерполяции, но которые представляют собой знания и опыт геолога (геофизика), строящего модель.

Наш опыт построения геологических моделей сложных многопластовых месторождений свидетельствует о том, что полное представление о корреляции пластов и их строении возникает только после построения трехмерной модели залежи.

Использование динамических характеристик отраженных волн. Несмотря на многие ограничения, использование динамических характеристик отраженных волн для предсказания мощности и коллекторских свойств продуктивных пластов становится стандартной процедурой. Использование сейсмических атрибутов позволяет прогнозировать распространение коллектора в модели с достоверностью не меньшей, чем только по данным ГИС. По сейсмическим атрибутам проводится выделение зон распространения коллектора при наличии литологически экранированных залежей и, собственно, расчет цифровых карт Нэф и Кп. Обычно рассматривается несколько видов атрибутов (амплитуда, акустический импеданс, неоднородность отражения и др.) и их реализации в различных временных окнах на сейсмических разрезах.

Автором оценены априорные погрешности прогнозирования по сейсмическим атрибутам. Показано, что при r 0,86 достигается снижение погрешностей прогноза по сравнению с исходной дисперсией Hэфскв в два и более раза, которое можно рассматривать как высокое. При 0,86 r 0,72 можно ожидать уточнения на 50 - 30%, что можно рассматривать как допустимую эффективность. При более низком качестве статистической связи прогнозирование вряд ли целесообразно.

Для определения предельно "допустимых" значений коэффициента корреляции, который позволяет выполнять прогноз при заданном числе скважин было рассчитано соотношение значений выборочного коэффициента корреляции r и числа скважин n для ряда уровней доверительной вероятности Р того, что необходимая связь имеется ( > 0,5).

Расчет сделан исходя из следующих предположений: определяемый по конечному числу пар сейсмических атрибутов и скважинных параметров, коэффициент корреляции r является выборочным и отличается от истинного коэффициента корреляции ; выборочный коэффициент корреляции r зависит от истинного и числа скважин п, определяющих число пар значений хi, уi. (рис.7).

Рис.7. Номограмма оценки значений коэффициента корреляции при заданном числе скважин n и уровне доверительной вероятности Р.

Для выделения зон распространения коллектора нами разработан и используется метод дискриминантного анализа по сейсмическим атрибутам. На рис.8 приведены результаты дискриминантного анализа по нескольким сейсмическим атрибутам с целью выделения зон отсутствия коллектора при построении карт эффективных толщин. Предварительно все контрольные точки делились на два класса (коллектор – неколлектор) и рассчитывалась дискриминантная функция Ds, позволяющая с наибольшей вероятностью разделить область построения модели на зоны с различной литологией. По интегральным кривым распределения Ds определялись её граничные значения для разделения коллектор - неколлектор. По карте Ds с учетом установленного граничного значения проводилась отрисовка этих зон. Поскольку 100-процентное разделение достигается не всегда, корректировка границ зон проводилась с учетом скважинных данных.

В конкретном случае по Северо-Губкинскому месторождению удалось выделить зону замещения коллектора при 100% разделении областей коллектора и неколлектора и обосновать различие отметок ВНК в разделенных зоной глинизации залежах (рис.8).

б) Рис. 8. Выделение зон замещения коллектора по результатам дискриминантного анализа сейсмических атрибутов. а) сейсмические атрибуты; б) распределения дискриминантной функции по классам коллектор и неколлектор; в) карта дискриминантной функции Ds;

г) итоговая карта эффективаных толщин Существуют различные способы повышения надежности и оптимизации статистических связей между сейсмическими атрибутами и параметрами, определенными по данным ГИС. Основным фактором, определяющим эффективность прогнозирования, является выбор сейсмического атрибута или их совокупности, положения палеогеоизохронной поверхности и оптимального временного интервала. Множественная регрессия по нескольким наиболее информативным атрибутам позволяет во многих случаях повысить качество статистической связи. Установлено, что с увеличением числа используемых атрибутов ошибка прогноза сначала уменьшается, а затем растет. Существуют также дополнительные математические приемы, приводящие к улучшению связей сейсмических атрибутов с параметрами, определенными по данным ГИС. Сюда относятся методы факторного и кластерного анализа, метод главных компонент, искусственные нейронные сети и другие.

К настоящему времени нами накоплен довольно большой опыт интеграции данных 3D и ГИС для прогноза Hэф. По части объектов выполнено последующее бурение. Оно позволяет составить представление о реальной подтверждаемости атрибутного прогнозирования в неоком-юрских отложений Западной Сибири. На основе анализа подтверждаемости можно сделать следующие выводы:

· прогнозирование маломощных пластов (5 - 6 м > HЭф), во многих случаях чревато значительными ошибками, превышающими 80% от мощности пласта, и не представляется правомерным;

· средние и среднеквадратичные значения погрешностей прогноза эффективных мощностей достаточно устойчивы (DHэф- от 1,5 до 4 м; sDHэф - от 2,5 до 5 м) и лишь в редких случаях превышают верхние пределы этих оценок;

· уровень абсолютных значений погрешностей DHэф практически не связан с мощностью пласта Hэф. Для пластов толщиной от 5 до 20 м и более средние значения погрешностей практически не меняются.

Интерпретация динамических параметров волнового поля остаётся глубоко субъективным инструментом познания строения геологической среды. По сути, атрибутный анализ при любых математических алгоритмах – это поиск эмпирических зависимостей между параметрами сейсмической записи и свойствами среды. Здесь главное отделить домыслы и догадки от реальных гипотез. С помощью ИНС по сейсмическим атрибутам можно «доказать» любой домысел. Геологическая гипотеза, основанная на реальных фактах – керне, результатах ГИС, промысловых исследованиях, результатах эксплуатации, более реальна, чем «гипотеза», основанная только на сейсмических атрибутах. Их использование обоснованно только на ранних этапах создания геологической модели, а геологическая принципиальная модель приоритетна по сравнению с любым сейсмическим атрибутом.

Обоснование водонефтяного контакта. Важнейшим элементом построения моделей залежей УВ, их геометризации и подсчета запасов является обоснование и построение поверхности ВНК и распределения нефтенасыщенности в объеме залежи. Принятая 15-20 лет назад практика построения карт и подсчетных планов требовала учета ВНК как горизонтальной поверхности.

Контур залежи проводили на структурной карте по изолинии равной принятому ВНК. С внедрением гидродинамического моделирования и необходимостью учета всех скважин проблема построения контактов внутри залежи встала очень остро. Например, по первоначальной базе данных подсчета запасов Самотлорского месторождения в 1987 году колебания ВНК в единой ГДС пластов АВ по эксплуатационным скважинам составляли ± 40 метров.

Понятие ВНК в литературе не имеет однозначного трактования, что привело к разрыву между научным (физическим) понятием ВНК и практической реализацией отбивки его положения в скважине. В различных работах есть явно противоречащие друг другу положения. Так, например, говорится, что ВНК - это зона определенной толщины (Басин Я.Н., Резванов Р.А.), а с другой стороны, утверждается, что ВНК чаще всего имеет горизонтальное положение (Жданов М.А.), то есть является плоскостью. В отдельных работах даются цифры расстояний от подошвы переходной зоны до ВНК или от зеркала чистой воды до ВНК, не привязанные к конкретным отложениям, месторождениям, что не несет смысловой нагрузки.

В работе (Пирсон С.Д.) излагается определение ВНК, которого придерживаются в зарубежных нефтяных компаниях: «Понятие «водонефтяной контакт» является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая разделяла бы области, содержащие 100% воды и 100% нефти, не существует... Обычно считают, что водонефтяной контакт - это уровень, ниже которого получают 100% воды».

Опыт автора по многим нефтяным месторождениям показал, что определение положения ВНК в залежах, сложенных коллекторами с большим диапазоном фильтрационноемкостных свойств, весьма затруднено, так как на его положение, кроме пористости и проницаемости коллектора, капиллярного давления, фазовых проницаемостей для нефти и воды, свойств нефти, влияют также высота залежи, степень литологической неоднородности коллекторов по разрезу и площади и многие другие факторы.

В нефтяной залежи, не затронутой разработкой, нефть и вода находятся в равновесии, вызванном действием сил межмолекулярного взаимодействия на границах фаз и силы тяжести. Силы молекулярного взаимодействия обусловливают капиллярные явления и смачивание поверхности твердой фазы. В зоне ВНК у гидрофильных пород происходит подъем воды по поровым каналам выше уровня зеркала воды до тех пор, пока капиллярные силы не уравновесятся весом воды, поднявшейся на высоту Н. Так как свойства коллекторов меняются по площади и высоте залежи, то в области ВНК формируется сложная по строению переходная зона с переменной нефтеводонасыщенностью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти.

Зона предельного нефтенасыщения характеризуется максимальными коэффициентами нефтенасыщенности Кн = 1 - Кво. Относительная фазовая проницаемость по нефти Кпр,н = 1, по воде Кпр.в = 0. При испытании этой зоны будут получены безводные притоки нефти.

Зона недонасыщения характеризуется небольшим градиентом уменьшения Кн. Кпр.в остается равной нулю, но Кпр,н становится меньше единицы (Басин Я.Н.). При создании слишком больших депрессий из этой зоны получают нефть с небольшим количеством воды, что обусловлено переходом рыхло связанной воды в свободное состояние.

Переходная зона отмечается значительным градиентом снижения коэффициента нефтенасыщения и подвижности нефти и увеличением Кв и подвижности воды. Это зона двухфазного течения флюидов, в которых Кпр.н < 1 и Кпр.в < 1. При испытании пластов этой зоны будет получен приток нефти с водой в разных пропорциях. Именно в переходной зоне, по мнению большинства исследователей, необходимо определять положение водонефтяного контакта. Мнения расходятся по вопросу степени обводненности продукции на уровне ВНК:

от 1% до 10-20% обводненности. Вероятнее всего, уровню ВНК должна соответствовать такая обводненность продукции, при которой из пласта получают промышленный приток нефти, обусловленный потенциальными возможностями коллектора и залежи. Значение коэффициента водонасыщенности на уровне ВНК обозначим как Кв.гр..

Зона остаточной нефтенасыщенности характеризуется продолжающимся снижением коэффициента нефтенасыщенности до величины остаточной нефтенасыщенности, при которой нефть находится в неподвижном состоянии, то есть Кн = Кно и Кв стремится к 1. При испытании этой зоны будет получен приток пластовой воды. Нижняя отметка зоны остаточного нефтенасыщения, на которой Кв = 1, Кн = 0 и Кпр.в = 1, принимается за уровень зеркала чистой воды (ЗЧВ).

Для достоверного обоснования положения ВНК в залежи необходимо установить граничные значения коэффициента водонасыщения Кв(Кво, Кв*, Кв.гр, Кв**), соответствующие границам между различными зонами залежи, и привязать граничные значения Кв к абсолютным отметкам границ зон залежи.

Для установления граничных значений коэффициента водонасыщенности кривые капиллярного давления (РК) были перестроены в кривые относительной проницаемости для нефти и воды путем пересчета по формулам Бурдайна. Для этих целей были выбраны образцы с Кп от 19,4 до 23,5% и Кпр от 11,4 до 357,4 мД. Из результатов капилляриметрических исследований следует, что Кв.гр на уровне ВНК не является константой для всего контура залежи, а определяет область изменения Кв в зависимости от ФЕС коллекторов. Кривые зависимости изменения Кв от высоты изучаемого интервала разреза над уровнем нулевого капиллярного давления, то есть над уровнем зеркала чистой воды Hзчв, пересчитанные из кривых капиллярного давления приведены на рис.9а.

Высота над зеркалом чистой воды,м 1Кп=14.4% Кп=20.Кв.гр.

Нефть 20 Кв** ВНК=20м D Вода+Не Вода 20 30 40 50 60 70 80 90 1Рис. 9. а) изменение Кв пласта от проницаемости Кпр коллектора и его высоты относительно ЗЧВ по данным капиллярометрии. (пласты АП Комсомольского м-я), б) модель переходной зоны по данным ГИС (Кынское м-е, пласт Ю12) Уровень ВНК, обозначенный по величинам Кв.гр, не горизонтален и может менять свое положение в зависимости от изменения ФЕС коллекторов от 6 м до 26 м над ЗЧВ.

Таким образом, ВНК будет иметь вид неровно-горизонтальной поверхности с диапазоном отметок, обусловленных изменением свойств коллекторов. Результаты испытаний и данные ГИС также подтверждают, что абсолютные отметки положения ВНК по каждой залежи меняются в некотором диапазоне.

Достоверность анализа ВНК по площади повышается при комплексировании данных по капилляриметрическим исследованиям керна (или фазовым проницаемостям), испытаниями скважин и результатами обработки ГИС. Эта информация интегрируется в модели переходной зоны, которая должна строиться для каждой гидродинамической системы месторождения по фактическим скважинным данным. Графически МПЗ представляет собой палетку (рис. 9б), которая в дальнейшем используется в табулированном виде или в виде уравнений вида Кв = F (h, Кп, Кпр, Кгл,Скарб). В разработанной технологии модели переходных зон используются для прогноза значений Кн в прослоях малой толщины в пластовых и массивных залежах, когда определения УЭСп имеют низкую достоверность, и главным образом, для расчета 3D сеток нефтенасыщенности в 2D/3D моделях.

Таким образом, в результате проведенных исследований установлено, что:

1. Водонефтяной контакт - это условная структурная поверхность граничных значений Кн коллекторов, определяемых на уровне получения промышленных притоков нефти. Ниже этого уровня значения Кн принимаются равными 0. Для гидродинамического моделирования требуются определения Кн по всей высоте залежи до зеркала чистой воды.

2. Диапазон изменения абсолютных отметок поверхности ВНК в пластовых и массивных залежах обусловлен совместным влиянием геологических причин - свойств коллекторов и флюидов, капиллярных процессов, литологической неоднородности разреза, высотой структуры и технических причин - погрешностей расчета а.о. в результате измерения глубин и искривления ствола скважины геофизическими приборами.

Выбор скважин для расчета начальной нефтенасыщенности. На месторождениях, находящихся в длительной разработке, использовать для расчета начальной нефтенасыщенности данные ГИС по всем скважинам не представляется возможным, поскольку начальные Кн (УЭС) искажены влиянием полной или частичной выработки нефти и опережающего обводнения, а также связаны с явлениями капиллярной пропитки коллектора.

Разработан алгоритм обоснования выбора скважин для оценки начальных значений Кн, суть которого сводится к следующему:

1. Создается тестовый массив скважин, удовлетворяющих следующим критериям:

• коллекторы располагаются в зоне предельного нефтенасыщения;

• коллекторы чисто нефтяные и не имеют явных признаков обводнения по ГИС;

• толщины коллекторов должны быть не менее 3 м для уверенной оценки УЭС.

2. Созданные по всем пластам выборки тестовых скважин сортируются по годам бурения.

3. По значениям УЭС или Кн строятся интегральные распределения по годам бурения.

4. При отсутствии влияния разработки распределения УЭС (или Кн) за разные годы накладываются друг на друга с незначительными смещениями в пределах 1-2% значений Кн. При влиянии разработки распределения УЭС и Кн по скважинам, пробуренным на более позднем этапе разработки месторождения, смещаются в сторону меньших значений. Критерием начала влияния разработки принят сдвиг интегрального распределения Кн на величину более 5%.

5. Для каждого пласта формируется полный массив скважин для определений Кн.нач, пробуренных не позднее последнего года, в течение которого еще не сказывается влияние разработки.

Полученный критерий применим к эксплуатационным скважинам, пробуренным по уплотняющей сетке или в районе интенсивной разработки. Поэтому скважины, вскрывшие залежи, не введенные в интенсивную разработку, и участки залежей, не находящиеся в разработке, должны быть включены в полный массив скважин для определения начального Кн независимо от года бурения.

Разработанная методика составления выборки скважин реализована в DV-Geo с помощью куба XYXT=var, где Т – технологическое время разработки и с помощью динамических фильтров по годам эксплуатации.

Глава 4. Реализация технологии построения геологических моделей Исходная неопределенность данных. Появление возможности динамической визуализации изображения трехмерной геологической среды по любой из осей X, Y или Z стало огромным шагом по сравнению с обычным представлением той же среды в виде карт и разрезов. Появилась возможность создавать непротиворечивое представление о геологическом строении залежей нефти.

В 3D геологической модели надо реализовать те представления, которые существуют у геологов-региональщиков, промысловых геологов, геофизиков-сейсмиков, геофизиковкаротажников, петрофизиков, специалистов по ГДИ, гидродинамиков, промысловиков. Даже если предположить, что внутри каждой группы специалистов достигнут консенсус, то нет никаких сомнений, что реализовать мнения разных специалистов в модели не удаётся.

Поэтому построение 3D геологической модели - это поиск обоснованных компромиссов.

Исходная неопределенность данных определяется собственно содержанием научных дисциплин, поскольку все они основаны в основном на эмпирических корреляционных зависимостях между измеренными параметрами.

При построении сеточной геолого-технологической модели данные обработки ГИС часто и обоснованно корректируются, поскольку в результатах ГИС всегда есть доля неопределенности как с выделением коллектора по граничным значениям пористости и проницаемости, так и в определении характера насыщения. Только при обобщении данных ГИС по залежи или месторождению можно в «неясных» случаях принять обоснованное решение.

Координаты и абсолютные отметки пластопересечений по скважинам также корректируются как по результатом измерений гироскопами, так и по результатам пересчета ранее утвержденных маркшейдерами данных. Дополнительно следует отметить малую достоверность и даже надёжность инклинометрии «старых» скважин, пробуренных на месторождениях Западной Сибири в 70-80-х годах. Так за 10 лет нашей работы по Самотлорскому месторождению более чем в 2 тысячах скважин по тем или иным причинам поменялись координаты пластопересечений.

Принято считать, что результаты испытаний скважин являются прямой информацией, и, если другие данные противоречат испытаниям, то их следует корректировать. Анализ первичных актов испытаний иногда даёт основание усомниться в выбранной технологии вызова притока из скважины и, в конечном счете, забраковать испытания как некачественные.

Такой анализ часто необходим не при стандартной технологии интерпретации ГИС, а при построении цифровой модели залежи, обосновании ВНК, построении распределения коллектора в сеточной модели.

Опыт работ, например, по Суторминскому, Самотлорскому и другим многопластовым длительно разрабатываемым месторождениям показал, что при моделировании приходится корректировать: результаты определения абсолютных отметок, результаты обработки ГИС, результаты структурных построений по сейсморазведке, свойства разломов (экранирующий, не экранирующий), результаты корреляции разрезов скважин, результаты атрибутного анализа, результаты фациального анализа по каротажным данным, результаты испытаний.

Обоснованная корректировка возможна только при анализе 3D модели всех продуктивных пластов месторождения одновременно.

Создание структурно-тектонической модели (СТМ) месторождения. Принято считать, что для построения СТМ источниками данных являются: сейсмические структурные карты, результаты корреляции разрезов скважин с отбивками стратиграфических границ, тектонические нарушения, выделенные по результатам сейсморазведки и представленные в виде плоскостей или следов пересечения разломов со структурными поверхностями.

Рис. 10. Структура данных и знаний при построении структурно-тектонического каркаса На самом деле спектр данных при создании 3D модели намного больше. На рис.представлена структура данных и знаний, которые используются или рассчитываются при создании СТМ. Кроме указанных выше данных, необходимо учитывать погрешности сейсморазведки и инклинометрии, характер насыщения по ГИС и отметки межфлюидных контактов.

Результаты сейсморазведки. Точность структурных построений в сейсморазведке зависит от точности определения времен и точности определения скоростей. Установлено, что структурную поверхность, полученную по стандартной технологии кинематической интерпретации, нельзя использовать как равноточную и безальтернативную для геологического моделирования. Связано это с тем, что: достоверность трассирования горизонтов по временным разрезам различна на разных участках; для сейсмических построений используются только вертикальные скважины – в основном разведочные; при построении поверхностей без учета всей информации вносится субъективизм.

Многократные оценки точности сейсмических построений по материалам отчетов по подсчету запасов (в основном по месторождениям Западной Сибири), выполненные при участии автора, показывают, что в условиях шельфовых пластов верхнего и среднего мела, залегающих на глубине 1500 – 2000 метров, погрешность определения глубины составляет по 3D сейсморазведке ± 7,5 метров, причем по пластам группы АВ (АС, АП) и верхним пластам группы БВ (БС, БП) - 6,5 м, по ачимовским пластам – 15,3 м, по юрским – 17 м.

Оценки сделаны по картам стандартных отклонений (рис.11а), рассчитанных с помощью кокригинга по вариограммам – графикам изменения среднеквадратичного отклонения значений в точках карты от скважинных отметок реперов в зависимости от расстояния между скважинами, а также путем учета скважин, пробуренных после представления результатов интерпретации (рис.11б).

Рис. 11. Оценка точности структурных построений по картам стандартных отклонений (а), кросс-плот глубина – отклонение(б), красные точки - реальные скважины.

Величина стандартных отклонений зависит от глубины залегания отражающего горизонта, выраженности опорного горизонта на временном разрезе и главным образом плотности расположения скважин в области сейсмических построений. На новых территориях, слабо изученных бурением, погрешности сейсмических построений могут кратно отличаться от погрешностей в районах хорошо изученных разведочным бурением.

Выделение тектонических нарушений по волновой картине является очень непростой задачей для сейсморазведки, особенно при небольших дизъюнктивных или пликативных тектонических нарушениях. Осторожное отношение к разломной тектонике, картируемой по сейсморазведке, вызывается часто встречаемыми в практике автора причинами: резкое отличие структурно-тектонического каркаса по 2D и по 3D сейсморазведке - по 3D тектоника не детализируется, а принципмально меняется (Западно- и Восточно-Мессояхское, ЕтыПуровское, Северо-Губкинское и др. м-я); переобработка и переинтерпретация данных 3D зачастую меняет тектоническую картину месторождения, изменяя всю геологическую модель и запасы на 30-40%; выделенные по сейсморазведке тектонические нарушения не могут объяснить строение залежей и изменение ВНК и ГНК по площади месторождения.

Установлео, что достоверно можно принимать разломы, если их амплитуда составляет более 15 метров и они четко видны по волновой картине или подтверждены скважинными данными.

Разломная тектоника вызывает при 3D геологическом моделировании необходимость выполнения трудоемких операций по созданию модели разломов, выбору и корректировке 3D нерегулярной сетки, встраиванию разломов в эту сетку и корректировке структурных поверхностей. Задача осложняется тем, что ни один программный комплекс не позволяет в единой геологической сетке корректно создать модели надвигов и взбросов. Оптимальным с точки зрения технологии является моделирование наклонных плоскостей тектонических нарушений вертикальными. Опыт моделирования таких месторождений как Белый Тигр, ЕтыПуровское и др. показывает, что ухудшения качества и надежности модели не происходит, если боковое смещение не превышает двойной величины Dx или Dy сетки в зависимости от направления разлома. Не все тектонические нарушения однозначно выделяются по данным 3D сейсморазведки. Анализ межфлюидных контактов позволяет определить и ввести в модель дополнительные экранирующие залежь разломы, согласуясь с закономерностями региональных тектонических особенностей региона и геоморфологическими признаками.

Приведенные выше оценки точности сейсмических построений позволяют при создании геологической модели локально в нужных местах изменять форму структурной поверхности и использовать не только стандартные вычислительные процедуры (метод схождения, кокригинг), но и субъективно, исходя из представлений о строении залежей. Это требует наличия в программных комплексах 3D моделирования широкого и разнообразного инструментария корректировки структурных поверхностей. Без такого инструментария трудно создать нормально функционирующую геологическую модель.

Выбор скважин для структурных построений. В ряде работ высказывается мнение, что построение структурных поверхностей продуктивных пластов можно проводить только по сейсмическим картам, увязанным с вертикальными скважинами, а все наклонные скважины сдвигать, «подсаживая» их на эту структурную поверхность. Оценки погрешностей определения абсолютных отметок (а.о.) в скважинах позволили выработать дополнительные критерии выбора скважин для структурных построений.

Для построения структурных карт с сечением изолиний 10 м среднеквадратичная погрешность определения глубин должна составлять стр=±3.3м. Погрешность расчета абсолютных отметок по материалам ГИС складывается из погрешностей за счет допусков на растяжение геофизического кабеля (каб ) и инструментальной погрешности измерения искривления ствола скважины инклинометрами ( инк). Исходя из аппаратурной точности инклинометров КИТ и гироскопов ИГН были рассчитаны погрешности определения абсолютных отметок от величины угла наклона скважины (удлинения) и «кабельной» глубины скважины (рис.12).

Рис. 12. Погрешности определения абсолютных отметок D+ и Dинклинометрами ИГН (1), КИТ (2) (для глубины 1600 метров) Согласно расчетам для глубин 1600 метров погрешность не превышает допустимую ±3,3 м при удлинении ствола скважины менее 35м. Для гироскопических инклинометров требуемая точность определения глубины обеспечивается при удлинениях не более 400 м. Для примера, на Самотлорском месторождении предельному удлинению удовлетворяет 16,5% всех пробуренных скважин. При условии их равномерного распределения по площади месторождения только эти скважины можно привлекать для структурных построений. В наклонных скважинах можно при совместном анализе структурных поверхностей и уровней ВНК изменять а.о. пластопересечений на величину Dh |Dинк| в зависимости от удлинения.

Учет поверхности ВНК при структурных построениях. Положение ВНК при цифровом геологическом моделировании, как основы гидродинамических расчетов, должно быть указано по всем скважинам, включая наклонно направленные. Во избежание противоречия цифровых данных были разработаны приемы последовательного анализа результатов обработки ГИС с введением требуемых коррекций или в характер насыщения коллекторов, или в значения а.о. пластопересечений, исходя из установленного диапазона изменения ВНК. Методика успешно применяется нами в автоматизированном режиме и является незаменимой для специалистов при анализе большого объема информации, исчисляемого сотнями и тысячами скважин с несколькими гидродинамическими системами на месторождении.

Анализ результатов обработки ГИС для получения карты поверхности ВНК делится на два крупных этапа: анализ структурных построений и анализ ВНК.

Погрешности инклинометрии усложняют не только анализ положения ВНК, но и искажают структурные построения. До анализа ВНК производится анализ структурных поверхностей и определяется структурная поправка (стр) в абсолютные отметки. После этого осуществляется анализ ВНК, оценивается поправка в а.о. за положение ВНК (внк) и с учетом стр рассчитывается окончательная поправка в а.о. (а.о). Для каждой скважины а.о должна быть не больше предельной величины Dинк, рассчитанной для каждой скважины в зависимости от её удлинения. На величину а.о корректируются а.о. в наклонно-направленных скважинах при условии, что на месторождении одна гидродинамическая система (ГДС). Если на месторождении несколько ГДС, расположенных непосредственно одна за другой без значительных перерывов по разрезу, то стр и внк оцениваются для каждой ГДС отдельно, затем они увязываются друг с другом таким образом, чтобы для конкретной скважины а.о была единственной и удовлетворяла всем ГДС.

В рамках общей технологии построения 3D цифровых геологических моделей разработаны методические приемы автоматизации этапов анализа положения ВНК для месторождений с пластовыми и массивными типами залежей, с одной и несколькими гидродинамическими системами, облегчающие принятие окончательных решений специалисту-геологу. Автоматические приёмы анализа ВНК реализованы в программном комплексе DV.

Основные подходы к построению цифровых геологических моделей. Существуют два принципиальных подхода к порядку построения геологической 3D модели:

1) - изначально строится весь набор 2D карт, рассчитываются запасы, затем с помощью трендов, в качестве которых используется построенная 2D модель, рассчитывается 3D модель. На заключительном этапе 3D модель подвергается тщательной корректировке (в том числе и «ручной») для достижения полной адекватности по параметрам и по запасам с ранее построенной 2D геологической модели.

2) - с помощью принципиальных моделей как трендовых строится полноценная 3D ЦГМ с расчетом всех возможных параметров в 3-х мерных сетках, рассчитываются запасы по отдельным зонам и полигонам. Необходимые 2D карты послойной модели (гриды) считаются путем осреднения 3D модели.

Первый (традиционный) подход реализуется в случае, когда по утвержденным в ГКЗ запасам и картам необходимо создать 3D геологическую модель как основу гидродинамических расчетов.

Автор придерживается второго подхода к построению 3D геологической модели и считает, что 2D модель является производной от геологической информации, заложенной в 3D модель. Элементы технологии по первому варианту присутствуют и при реализации второго подхода. После получения 2D модели из 3D неизбежны корректировки карт и запасов, происходящие на экспертном уровне. 3D модель должна быть перестроена с учётом нового представления. В рамках технологии моделирования в программном комплексе DV такая операция предусмотрена практически в автоматическом режиме. Поэтому, с точки зрения программного инструментария и алгоритмов DV, нет особой разницы в подходах к построению геологической модели.

Подробно разработанная в рамках DV-Geo технология построения 2D модели: карт общих, эффективных, эффективных продуктивных толщин, карт коэффициентов песчанистости позволяет учитывать, кроме скважинных данных, принципиальные модели, результаты атрибутного анализа, стохастические распределения и вариограммное моделирование. Различия в способах построения карт пористости, проницаемости и водонасыщенности, а также невозможность использования одинаковых способов интерполяции для их построения, связаны со сложной нелинейной взаимосвязью этих параметров. Если карты пористости можно рассчитывать по тем же детерминированным или стохастическим алгоритмам, что и коэффициент песчанистости, то карты Кпр и Кн необходимо рассчитывать как производные от структурных карт, карт толщин, пористости с использованием петрофизических уравнений коллектора и модели переходной зоны.

Построение 3D цифровой геологической модели. Процесс построения 3D цифровой геологической модели (в узком смысле создания объемной сетки и заполнение ячеек сетки фильтрационно-емкостными параметрами) в настоящее время является набором стандартных этапов, реализованных во всех программных комплексах геологического моделирования:

структурное моделирование, включая построение сетки; литологическое моделирование;

петрофизическое моделирование. Дополнительные функции, являющиеся элементами анализа построенной 3D цифровой модели, присутствуют во многих программных комплексах. Это подсчет запасов и построение карт подсчетных параметров, выделение объемных областей модели с заданными свойствами, детальное изучение процессов осадконакопления и формирования структур, подготовка данных для гидродинамического моделирования, формирование графических, текстовых и табличных материалов.

Любой программный комплекс следует рассматривать с точки зрения возможности реализации в нем видения геолога о геологическом строении месторождения.

Структурная основа 3D геологической сетки строится по данным сейсморазведки и а.о.

продуктивных пластов в скважинах с учетом отметок межфлюидных контактов и погрешностей инклинометрии. При создании структурного каркаса модели происходит детализация сейсмической СТМ путем добавления внутренних дополнительных поверхностей, построенных методом наращивания толщин или конформно выше и нижележащим основным структурным поверхностям. При построении структурного каркаса задаются горизонтальные инкременты DX и DY, которые зависят от плотности расположения скважин, размеров модели в целом, размеров отдельных залежей. Плоская сетка создаётся квазипараллельно ориентации вытянутых структурных форм, ориентации системы тектонических нарушений и ориентации рядов эксплуатационных скважин.

После создания детального структурного каркаса создаётся 3-х мерная сетка в соответствии с принятой концепцией осадконакопления (пропорциональная разбивка, параллельная разбивка относительно кровли или подошвы). Практически всегда используются структурированные сетки, в которых каждая ячейка имеет 8 вершин. Неструктурированные сетки применяются крайне редко и не используются в массовой технологии. Вертикальный инкремент DZ объемной сетки в современных моделях принимается равным 2-3 шагам дискретизации кривых ГИС, т.е. 0,4-0,6 м.

При встраивании разломов в трехмерную сетку приходится корректировать ребра ячеек при подтягивании их к плоскостям разломов, т.е. использовать нерегулярные сетки.

Современные методы работы с моделями разломов позволяют встроить в объемную сетку любую геометрию разломов. Необходимо сохранение вблизи разломов формы ячеек близких к параллелепипеду, иначе возникнут погрешности при ремасштабировании. В технологии построения модели существуют варианты, когда разломы принудительно встраивают как вертикальные, при этом ячейки полностью сохраняют форму параллелепипеда. Погрешности, связанные с построением кубов параметров полностью компенсируются уменьшением трудоемкости и сроков расчета.

Построение куба «коллектор-неколлектор» (чаще используется не совсем верное название – куб литологии) проводят путем прямого его построения или с помощью куба литофаций.

Первым способом, предложенным автором в 1999 году при построении 3D модели Самотлорского месторождения, была интерполяция скважинных данных в межскважинном пространстве. Это результаты послойной обработки – aпс, DIгк, DIнк. Если aпс aпс,гр DIгк DIгк, гр DIнк DIнк,,гр, то ячейке присваивалось значение «коллектор», в противном случае – «неколлектор». Модификацией такого способа является простая интерполяция параметра aпс или пористости с отсечками по граничным значениям для выделения в геологической сетке коллектора. Такой способ имеет следующие недостатки: можно использовать только на плотно разбуренных участках, невозможно использовать трендовые карты, трудно модифицировать куб (изменять соотношение коллектор/неколлектор).

Простым способом построения куба «коллектор-неколлектор» является интерполяция коэффициента песчанистости NTG, предварительно рассчитанного в каждой ячейке, пересеченной скважиной. Путем кригинга получается непрерывный куб NTG, в котором заданием нужной отсечки в диапазоне 0,3 0,7 получают куб литологии. Величина отсечки подбирается опытным путем так, чтобы среднее NTG по скважинам было равно среднему NTG по ячейкам модели. Недостатком такого способа моделирования является излишняя однородность и связность коллекторов, которую потом приходится корректировать.

Следующий способ построения кубов литологии позволяет получить такое распределение ячеек коллектор-неколлектор в объемной сетке, при осреднении которого получается карта в деталях совпадающая с предварительно заданной. Алгоритм модификации заключается в изменении индекса литологии в ячейках исходного куба, расположенных на границах коллектор – неколлектор, в соответствии с заданной картой эффективных толщин из принципиальной модели и геолого-статистическим разрезом. Практическое использование приведенного способа возможно для решения широкого круга задач, связанных с достижением полного соответствия 2D и 3D моделей при одинаковом наборе исходных данных.

Способ объектного стохастического моделирования подразумевает задание форм, размеров геологических тел и их вариаций, исходя из принципиальной геологической модели и изученных современных или древних аналогов отложений. При его использовании в разрезе скважин определяются интервалы, отнесенные к различным геологическим образованиям задаётся индексная кривая фаций. Затем алгоритм встраивает эти тела в скважины согласно кривой фаций и в межскважинное пространство до тех пор, пока не добьется соответствия заданным трендам.

Построение фациального куба в большинстве случаев улучшает результат построения литогического куба. В этом случае в каждой фации задают собственные параметры интерполяции, различные виды и параметры кригинга, различные параметры вариограмм при стохастическом моделировании.

Основная проблема при моделировании куба «коллектор-неколлектор» состоит в необходимости добиться нужной неоднородности (связности или, наоборот, прерывистости) коллекторов. Наличие объектов, слабо исследованных бурением, или моделирование залежей, находящихся в опытно-промышленной эксплуатации, является технологической предпосылкой для обязательного учета неоднородности при геологическом моделировании. В рамках разработанной технологии в первом случае неоднородность оценивается по соседним площадям, во втором - в пределах участка эксплуатационного бурения. С целью учета неоднородности при моделировании распространения фаций или литологических типов наиболее распространенным инструментом предлагается метод последовательного индикаторного стохастического моделирования. В рамках технологии DV разработана методика задания параметров вариограмм исходя из коэффициентов песчанистости, коэффициентов связности по латерали, расчлененности и среднего размера геологических тел, которая позволяет переносить параметры неоднородности с разбуренного участка на неразбуренный, использовать аналогии с соседних изученных месторождений.

Последние публикации и опыт автора свидетельствует, что наиболее перспективной в настоящее время является гибридная технология построения фациальных и литологических трехмерных моделей, основанная на совместном использовании детерминированных и стохастических методов. Но в любом случае, принципиальная модель является основой литофациального моделирования и только она позволяет построить достоверную трехмерную геологическую модель.

Для построения куба пористости используется адаптированный метод скользящего среднего, кригинг или статистические методы. Радиусы интерполяции при детерминированных методах и радиусы вариограмм при статистическом методах задаются большими, чем при построении куба NTG. Также возможно задание направления анизотропии, например, для выделения русловых отложений. Куб проницаемости ранее строился таким же способом, как и пористость, только в качестве интерполяционного параметра использовались кривые log(Кпр) по скважинам. По опыту следует признать, что достоверность и точность нисколько не уменьшается, если в коллекторах или в фациальных зонах пересчитать куб пористости в куб проницаемости по зависимости Кп ® Кпр.

Для расчета куба нефтегазонасыщенности нельзя использовать простые методы детерминированной интерполяции или стохастическое моделирование. Проведенный автором анализ различных способов получения куба нефтенасыщенности позволил установить, что наилучшим решением является расчет значений Кн в ячейках геологической модели по модели переходной зоны с последующим использованием рассчитанного куба в качестве трендового при интерполяции по горизонтальным плоскостям значений Кн в скважинах. В зарубежной практике принят иной подход к построению куба нефтенасыщенности - куб нефтенасыщенности строится с использованием J-функции Леверетта, которая масштабирует капиллярное давление с ФЕС пластов с учетом свойств нефти и пород – коэффициента поверхностного натяжения и радиуса поровых каналов, что эквивалентно построению по уравнениям МПЗ от уровня ЗЧВ. Целесообразность использования в нашей практике расчета от уровня ЗЧВ несомненна, практически всеми признаётся наличие небольшого количества подвижной нефти ниже ВНК.

Подсчет запасов в 3D моделях. Запасы рассчитываются для каждой ячейки, для чего получают куб геометрического объема ячейки, куб эффективного объема ячейки, куб порового объема ячейки, куб объема углеводородов в пластовых условиях. Суммированием указанных значений в ячейках модели получают объем нефтенасыщенного коллектора VNRT, объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора VNPT, объем нефти в пластовых условиях VNFPT. При расчетах также определяются площади соответствующих полигонов.

Средние параметры по каждой зоне рассчитываются по формулам: Нэф.н ср = VNRT /S; Кп ср = VNPT/ VNRT ; Кн ср = VNFPT/VNPT.

Расчет средних параметров таким способом эквивалентен способу расчета средних взвешиванием по объему (объемный метод). При этом исключаются систематические ошибки, связанные с наличием корреляционных связей между подсчетными параметрами и приводящие к занижению или завышению средних значений.

Представление геологической модели. Состав выходных документов определяется конечной задачей – подсчетом запасов, построением гидродинамической модели, оперативным подсчетом запасов, составлением технологической схемы и т.д. Объемная цифровая геологическая модель сопровождается также набором цифровых карт, определяющих структуру и параметры модели:

· структурные карты по кровлям и подошвам подсчетных объектов;

· карта поверхности водонефтяного контакта.

Дополнительно рассчитываются карты, полученные в результате осреднения отдельных параметров: карта эффективных нефтенасыщенных (газонасыщенных) толщин,карты пористости, проницаемости и водонасыщенности, карты линейных запасов.

В отдельных случаях может быть подготовлен набор карт или кубов, определенных дополнительным техническим заданием на построение геологической модели.

Прогноз добычных параметров коллекторов нефти. В качестве дополнительных возможностей использования 3D ЦГМ разработана технология прогнозной оценки динамических параметров коллекторов и построения трехмерных цифровых моделей добычных параметров залежей. По залежи строятся трехмерные сетки или карты динамических характеристик и добычных параметров - коэффициентов подвижной нефти, подвижной воды, коэффициентов вытеснения и извлечения нефти, коэффициента неоднородности продуктивных отложений, а также карты плотности подвижных и извлекаемых запасов. Преимуществом является то, что динамическая модель получается на достаточно ранней стадии изучения и освоения месторождения, что позволяет принимать технологические и организационные решения по корректировке и оптимизации процесса добычи нефти. Расчеты ведутся по стандартным и обобщенным петрофизическим уравнениям для Кно, Кво, Кн.подв, Квыт. Коэффициенты фазовой проницаемости коллекторов по нефти Кпр,н и Кн -Кно по воде Кпр,в рассчитываются по упрощенным формулам Пирсона: и Кпр,н = Кпр , -Кво 1-Кно Кв - Кво Кпр,в = Кпр, 1- Кно - Кво Для оценки коэффициента нефтеизвлечения требуется знание коэффициента охвата вытеснением, который главным образом зависит от степени однородности объекта разработки по разрезу и площади. В ЦГЭ разработан комплексный показатель степени однородности пласта по данным ГИС, учитывающий основные характеристики геологической неоднородности - расчлененность объекта по вертикали и изменчивость его свойств:

К = a (a 1 - a ). Коэффициент Кодн является аналогом коэффициента сп,ср одн · пс пс · ср max охвата вытеснением Кохв и был использован для расчетов коэффициента извлечения нефти.

Использовались также эмпирические формулы ЗапСибНИГНИ для расчета коэффициентов горизонтальной связности и вертикальной прерывистости исходя из стандартных параметров статической геологической модели. Итоговыми характеристиками залежи, рассчитываемыми по разработанной методике и дающие представление о процессе добычи, являются карты (кубы) коэффициента охвата, коэффициента извлечения нефти и линейные извлекаемые запасы.

Поддержание модели в актуализированном состоянии и «релаксация запасов».

Изучение любого нефтегазового месторождения носит итерационный характер.

На ранней стадии (разведочный этап) производится получение, накопление и обобщение исходной информации, выполняется первый подсчет запасов, в котором излагается принципиальное геологическое строение месторождения, создается первоначальная система петрофизических уравнений, описывается модель коллектора и его граничные значения:

коллектор – неколлектор и нефть (газ) – вода. На втором этапе - этапе интенсивной разработки месторождения, объем информации неуклонно растет за счет данных эксплуатации и добычи, но не от целенаправленного детального изучения нового или имеющегося керна. На третьей стадии разработки месторождения объем накопленной информации максимально большой, усилия исследователей направлены на поиск остаточных запасов, на разработку методик обнаружения мест скопления и технологии добычи остаточных запасов.

Когда месторождение ликвидируется, то на современном уровне знаний о нем известно «все». Если бы еще в этом месторождении была нефть, то проекты и технологические схемы были бы идеальны, а КИН - максимален. Остающиеся после достижения уровня нерентабельной добычи при помощи современных технологий запасы подвижной нефти представляют собой извлекаемые запасы, умноженные на R=(1-КИН/Квыт), где R<1 – коэффициент, определяющий содержание нефти в пласте после достижения 98 процентной обводненности продукции, КИН/Квыт - проектный коэффициент извлечения из пласта подвижной части углеводородов, Квыт = (Кн-Кно)/Кн – коэффициент вытеснения, Кн – коэффициент нефтенасыщенности, Кно – коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Последняя группа запасов пока никем не учитывается в качестве реального ресурса.

Например, по Самотлорскому месторождению с учетом утвержденного рентабельного КИН в недрах остаётся только подвижной нефти 19 % от начальных геологических запасов или 34% утвержденных извлекаемых запасов. Это означает, что существует принципиальная возможность релаксации залежи. Под релаксацией залежи здесь понимается восстановление (конечно, в меньшем объеме) в тех же ловушках (или в их сводовых зонах) запасов подвижной нефти, оттесненной в зоны, где не было добывающих скважин, либо из зон не охваченных вытеснением. Здесь речь не идет об увеличении коэффициента вытеснения за счет применения вытесняющих жидкостей или других способов увеличения КИН.

В практике геолого-фильтрационного моделирования встречаются случаи, когда фактическая добыча по отдельным залежам превышает величину прошедших квалифицированную экспертизу извлекаемых запасов. Обычные объяснения в такой ситуации – геологи неправильно посчитали запасы. Однако такие ситуации возникают и на залежах, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин, исследованных очень детально и тщательно.

Конечно, возможными причинами таких ситуаций могут быть неточности в базе данных добычи и неправильно оцененный КИН. Но может быть и другое объяснение, также высказываемое некоторыми авторитетными геологами, - в процессе разработки могут образовываться релаксационные запасы нефти, оттесненной в неохваченные процессом вытеснения зоны.

На взгляд автора условия для релаксации месторождений заключаются в следующем:

наличие той же интенсивности гравитационного поля, способствующего разделению жидкостей (предпочтительны месторождения с легкой нефтью); не изменившиеся законы капиллярной пропитки; постоянный «тремор» - микросейсмы, влияние землетрясений, приливно-отливные движения и т. д., который можно искусственно усиливать.

Если нефть уже однажды собралась в ловушки (теперь тщательно изученные и задокументированные), то ее остатки, по-видимому, соберутся снова в тех же (или других, если учесть техногенные изменения) местах. При этом пути миграции также становятся известными, если это разломы или высокопроницаемые зоны.

Проведенное на основе 3D геологической модели в программном комплексе Eclipse гидродинамическое моделирование релаксационных процессов после выработки извлекаемых запасов, показало (на модели!), что после полной выработки современными технологиями и остановки на 50 лет в каждом локальном куполе бывшего месторождения образовалась залежь нефти, менее крупная, чем первоначальная, но с промышленными значениями коэффициента нефтенасыщенности (рис.13).

В ОАО «ЦГЭ» в рамках работ по созданию Федерального Банка Данных и мониторингу состояния разработки объектов распределенного фонда недр начаты работы по оценке релаксационных ресурсов углеводородного сырья и возможностям их вовлечения в будущую разработку. В настоящее время известно довольно много случаев, когда заново перфорированные полностью обводненные объекты после 5-10 летнего перерыва работали чистой нефтью. Крайне важно собрать все эти разрозненные случаи и приступить к их систематизации и изучению.

Рис. 13. Распределение начальной нефтенасыщенности до разработки месторождения (а) и распределение нефтенасыщенности после 50-летней релаксации залежи после полной выработки начальных извлекаемых запасов (б) Оценка достоверности и точности построения геологической модели.

Исчерпывающая оценка достоверности прогноза структурных отметок, общих и эффективных толщин и петрофизических параметров может быть проведена только последующим бурением скважин в пределах области построения модели. Априорные оценки можно сделать исходя из следующих принципов:

· провести учет всех аппаратурных, методических, интерпретационных, интерполяционных погрешностей на этапах прохождения и преобразования данных. Этот путь наименее разработан, но более предпочтителен;

· точность и достоверность прогноза принимать равным соответствующим величинам по аналогичным объектам, где они были установлены последующим бурением. При этом предполагается, что методика построения геологической модели остаётся прежней;

· точность и достоверность прогноза устанавливается путем проведения многовариантного моделирования по одним и тем же исходным данным.

Многовариантность модели может начинаться с этапа обработки сейсмического и каротажного материала или с начала построения цифровых геологических сеток. Методика построения цифровых сеток может различаться алгоритмами интерполяции, использованием разных сейсмических атрибутов, субъективным вкладом исполнителей проекта и т.д.

Принимая равную вероятность всех полученных моделей, может быть рассчитана погрешность каждого отдельного параметра модели.

Оценить ошибку построения трехмерной модели можно, например, построив гистограммы распределения погрешностей по результатам сравнения параметров модели и данных ГИС в точках скважин, кросс-плотов соответствия границ, загруженных в проект скважинных данных границам пластов, полученным при построении 3D каркаса, кросс-плот эффективных толщин продуктивных пластов, полученных по данным ГИС и на основе исходного куба литологии и другие подобные статистические распределения.

Численная проверка параметров модели не заменяет обычной динамической визуализации трехмерной модели поперечными и продольными слайсами. И наконец, достоверность геологической модели устанавливается на этапе гидродинамического моделирования путем адаптации истории разработки залежи с учетом данных контроля за разработкой (ГИС-контроль).

Глава 5. Моделирование залежей углеводородов и подсчет запасов в программном комплексе DV-Geo На мировом рынке в настоящее время представлен ряд программных продуктов, которые позволяют качественно выполнять работы по трехмерному моделированию залежей углеводородов с одновременным использованием широкого комплекса геофизических и геологических данных. Примером таких программных комплексов могут служить PETREL(Schlumberger), IRAP RMS(ROXAR), GOCAD (Paradigm).

В России, в ЦГЭ при участии автора на протяжении более 15 лет ведутся разработки программного комплекса трехмерного геологического моделирования для подсчета запасов залежей углеводородов - DV-Geo, который, в интеграции с другой разработкой ЦГЭ, системой интерпретации сейсмических данных DV-1 Discovery, решает широкий спектр задач свойственный выше перечисленной линейке программ западных разработчиков.

В соответствии с геологической концепцией и технологией 3D ЦГМ автором были разработаны требования к программному обеспечению, реализованные в программном комплексе DV-Geo.

Первая задача, реализованная в DV-Geo – это организация возможностей использования огромного количества данных одновременно с работой стандартных алгоритмов построения 3-х мерных моделей.

Вторая реализованная задача (основное отличие DV-Geo от известных программных комплексов) состоит в наличии большого программного инструментария, широкого круга вспомогательных опций и подпрограмм и эвристических алгоритмов, созданных в интерактивном режиме геолог (геофизик) – программист.

Третья задача связана с постоянными возвратами к ранее выполненным работам по корреляции, обработке ГИС, расчету координат, появлением новых скважин, ранее утерянных актов испытаний и т.п. В DV-Geo реализованы процедуры оценки информации и её корректировки с возможностью быстрого способа расчета по комплексным заданиям.

Основная концепция использования программного комплекса DV-Geo – это доступность всех исходных данных и результатов моделирования, их комплексный анализ и полное согласование на всех этапах. DV-Geo может быть использован на протяжении всего цикла работ от загрузки исходных данных до создания отчетной графической и табличной информации. Работы над проектом могут быть выполнены как одним специалистом, так и разбиты на технологические этапы для совместной работы группы специалистов. Такая работа выполняется в связанном информационном пространстве, где каждому доступны результаты работы любого члена команды.

Решение об использовании одного программного комплекса на всех этапах создания (не только построения!) цифровой геологической модели заставило разработчиков (Перепечкин М.В.) включить в программный комплекс отдельные модули, позволяющие в полной мере реализовать всю технологию от загрузки исходных данных до подсчета запасов.

Рис. 14. Структура программного комплекса DV-Geo Подготовка и создание отчетной документации (оформление карт, подсчетных планов, таблиц, условных обозначений) изначально была рассчитана на национальные российские стандарты и регламенты. Структура программного комплекса (рис.14) и модель данных, включающая четыре раздела: скважины и связанные с ними информация, 2D объекты – цифровые карты, поверхности, полигоны, линии, изолинии; 3D объекты - трехмерный структурный каркас, литологические, параметрические и временные кубы, сечения XYZT;

промысловые данные, предоставляет возможность самим пользователям участвовать в создании необходимых им технологических элементов или расчетных алгоритмов.

Все данные объединены в проекте в виде иерархической структуры и доступны пользователю как элементы дерева объектов. Существует возможность создания подпроектов - выделение некоторых объектов большего проекта в отдельный проект, как по совокупности, так и по площади, соединение данных нескольких проектов в одном, и обмен данными между проектами. В ходе работы над проектом поддерживается возможность сопровождения модификаций базы данных в виде набора ее фиксированных состояний (версий), с последующей возможностью возвратов в предыдущие состояния или возврата к отмененному.

В таком случае база данных DV-Geo представляет собой дерево версий проекта. Объединение в едином инструментальном пространстве всей совокупности выше перечисленных объектов позволило в рамках единого проекта решать все рассмотренные выше этапы технологии, а также проводить ручную и автоматическую корреляцию скважин, увязку керна и ГИС, интерпретацию ГИС с разработкой петрофизических уравнений, ремасштабирование трехмерной геологической модели.

В DV-Geo реализован широкий комплекс алгоритмов структурного моделирования на регулярных и нерегулярных сетках, позволяющий вписывать тектонические нарушения любой формы. Для построения 2D сеток используются алгоритмы стандартного и адаптивного метода скользящего среднего, сплайновая интерполяция, 2D кригинг, 2D стохастическая симуляция. Для расчета 3D сеток применяются детерминированные методы и стохастические последовательная гауссовая симуляция, 3D косимуляция, объектное моделирование.

Программный комплекс DV-Geo позволяет провести подсчет запасов по отдельным выделенным геологическим телам или в коллекторах с заданными свойствами. Эта операция не требуется по существующему регламенту, но очень полезна разработчикам в связи с оценкой выработки запасов и создания технологических решений для разработки залежей. На рис. 15 представлены результаты построения продуктивного пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Задание граничных значений свойств коллектора в качестве фильтров позволяет рассчитывать и строить пространственные тела, соответствующие заданным условиям, определять их общий объем и строить карты распределения эффективных мощностей выделенных тел, оценивать запасы углеводородов, выделять отдельные фрагменты залежи, не связанных между собой Объе м резервуара пр и Кп>0,14 - 84 х 10 м Объе м плас та - 1400 х 10 м 3 Объе м резервуара - 5 60 х 10 м Объе м резер вуара пр и Кп>0,14 и Кпр >2 0мД - 14 х 10 м Рис. 15. Пространственное тело продуктивного пласта с заданными фильтрационноемкостными свойствами Таким образом, в DV-Geo наряду с функциональными возможностями проведения предварительных этапов создания геологической модели, описанных в главе 3, разработана объектно-связанная технология построения 3D геологических моделей. Собственно технологическая связка на уровне исходных и промежуточных данных, разномасштабных объектов модели, этапов создания модели, методик интерпретации, способов расчета структурных сеток и кубов параметров в одном программном комплексе определила уникальность разработанной технологии, которая позволила выполнить более 150 проектов по построению цифровых трехмерных геологических моделей месторождений нефти и газа.

Глава 6. Особенности технологии создания ЦГМ сложных и гигантских нефтегазовых месторождений При создании уже первых 3D ЦГМ возникла необходимость разработки новых способов и методических приёмов моделирования сложных и гигантских длительноразрабатываемых месторождений. Основными проблемами являлись:

- моделирование гигантских месторождений с большим количеством скважин и большим количеством продуктивных объектов в реальном времени;

- моделирование месторождений с линзовидным строением коллекторов, отсутствием единого ВНК, большим количеством литологических залежей;

- моделирование тектонически раздробленных месторождений, состоящих из большого количества продуктивных пластов;

- моделирование крупных месторождений со сложным строением коллекторов, сформировавшихся в переходных условиях осадконакопления;

- моделирование продуктивных объектов, сложенных коллекторами межзернового и трещинного типов;

- моделирование залежей, осложненных палеоруслами и палеоврезами и изменяющимися в связи с этим абсолютными отметками ВНК;

-моделирование месторождений с редкой сетью разведочных скважин в условиях ограниченной цифровой геологической информации;

- моделирование месторождений с априорно известным явлением катастрофически быстрого обводнения продукции при эксплуатации;

моделирование месторождений в период интенсивного бурения, когда геологические построения не успевают за вновь поступающей информацией.

Указанные проблемы решены автором в рамках созданной технологии 3D цифрового геологического моделирования и с использованием программного комплекса DV-Geo, в который в рамках созданной технологии вписаны практически все разработанные способы и методические приёмы. На примере моделей отдельных сложных месторождений рассмотрены решения основных проблем моделирования.

Моделирование месторождений с линзовидным строением коллекторов (пласты ЮК2-Красноленинского месторождения). Основные особенности продуктивной пачки ЮК2-9 латеральные размеры линз меняются от нескольких десятков до сотен метров, количество продуктивных линз на месторождении составляет сотни и тысячи, меняется характер насыщения и отсутствует единый ВНК. Месторождение разбурено более чем 6 тысячами скважин. Стандартный путь геологического моделирования ранее заключался в построении послойной модели и затем - трехмерной модели с максимальным учетом послойного моделирования. Пачка пластов ЮК2-9 изучалась единым объектом и была представлена объединенным подсчетным планом. Мы (2003г) предложили изменить подход к цифровому геологическому моделированию для залежей тюменской свиты: сначала трехмерное моделирование, анализ строения залежей нефти в трехмерном пространстве модели месторождения, а затем построение послойных карт и подсчет запасов.

Особенности интерпретации ГИС по пластам тюменской свиты состояла в том, что достаточно много прослоев выделялась на уровне граничных значений геофизических параметров. Определение характера насыщения во многих случаях по ГИС было как «неясно».

В DV-Geo был разработан специальный алгоритм вычисления маркировочного куба гидродинамически не связанных коллекторов. Каждое изолированное тело коллектора обозначалось своим индексом от 1 до 10000. Были разработаны критерии укрупнения или разделения линз и полуавтоматизированная одновременная корректировка кубов литологии и насыщения на палеопрофиле с анализом «палеоВНК» (рис.3), что позволило получить наиболее достоверное распределение залежей и рассчитать запасы УВ. Без автоматизации построения 3D модели отдельными алгоритмами процесс создания мог затянуться на очень длительное время.

Моделирование коллекторов шеркалинской свиты ЮК10-11 Красноленинского месторождения. Проблемы разработки ЮК10-11 заключаются в катастрофически быстром наборе высокой (>80%) обводненности скважин (от 1 мес. до 0,5 года, реже 1,5-2 года), который корреспондируется по времени с запуском под закачку нагнетательных скважин.

Существуют два основных подхода к объяснению причин высоких темпов обводнения: 1)наличие «суперколлекторов», которые обладают высокими значениями проницаемости порядка 10-20Д; 2) - техногенной природой происхождения каналов быстрого транспорта воды (КБТВ) в виде трещин, возникших при закачке воды при высоких давлениях нагнетания.

После детального изучения построенной геологической модели и особенностей эксплуатации мы склоняемся к техногенной природе происхождения КБТВ, поскольку:

- тщательный анализ построенной геологической модели не выявил в разрезе сообщающихся коллекторов с проницаемостью более 50 мД;

- при интерпретации данных 3D выявлена ярко выраженная субмеридиональная трещиноватость горных пород в исследуемом интервале;

- по результатам индикаторных исследований направление, соответствующее наибольшей скорости передвижения меченой жидкости от нагнетательных скважин к добывающим, имеет также субмеридиональный характер;

- на кривых падения давления приемистость возрастает с увеличением давления нагнетания и после достижения определенного значения, определяющего порог прочности пород (Ргр), резко повышается при меньших давлениях (техногенный гидроразрыв).

Результаты гидродинамического моделирования на построенной геологической модели (430 млн. ячеек) показали, что без введения техногенных трещин ни в одном из вариантов процесса заводнения залежей, несмотря на заданные в симуляторе фактические значения приёмистостей нагнетательных скважин в период 1988-1996 гг., невозможно закачать то количество воды, которое наблюдалось в действительности. Техногенная трещиноватость даёт вклад в добычу лишней воды 61%, «суперколлектор»-9%.

В связи с этим была предложена технология разработки Талинского месторождения, заключающаяся в глушение трещин закачкой загустителей и перенос закачки с Р<Ргр во вновь построенные ряды нагнетания, перпендикулярные нагнетательным рядам (параллельные определенным ранее направлениям трещин). Расчеты на модели показывают снижение обводненности и увеличение КИН до 0,4.

Моделирование тектонических и литологических залежей Песчаноозерского месторождения. Построение геологической модели потребовало, во-первых, создания единой корреляции разрезов в условиях разных подходов к геологическому строению двух владельцев месторождения. Во-вторых, проведен тщательный анализ межфлюидных контактов во всех продуктивных пластах, что осложнялось наличием большого количества отдельных линз и перепадом глубин их залегания, наличием неупорядоченного вниз по разрезу насыщения газ– нефть, наличием тектонических экранов, по плоскости которых менялись не только отметки контактов, но и характер насыщения. После анализа и корректировки литологического куба (с использованием алгоритмов, разработанных для Красноленинского месторождения), удалось построить модель, удовлетворяющую данным ГИС, результатам испытаний скважин и трендовой модели, полученной по данным сейсморазведки. Была предпринята попытка перенести на менее разбуренные участки параметры неоднородности разреза центрального блока месторождения, разбуренного плотной сеткой скважин. Адаптация истории разработки проводилась на гидродинамической модели без ремасштабирования. Однако, оказалось невозможным адаптировать дебиты скважин и динамику падения пластовых давлений. Путем многовариантного введения искусственных непроницаемых барьеров в гидродинамической модели удалось подобрать размеры (но не форму) песчаных тел, которые соответствовали бы промысловым данным.

б) в) а) Гидродинамические экраны Рис. 16. Песчаноозерское месторождение. а) фрагмент первоначальной 3D геологической модели; б) гидродинамическая сетка Кн с искусственными экранами; в) тот же фрагмент откорректированной 3D геологической модели Статическая 3D геологическая модель в западном блоке была перестроена с учетом новой информации о размерах линз. Перестроенная модель была адаптирована к истории разработки стандартными методами (рис.16). Таким образом, на примере создания геологической модели Песчаноозерского месторождения показано, что критерием правильности геологической модели может и должна служить гидродинамическая модель, если в ней уверенно без искусственных приёмов воспроизводится история разработки.

Моделирование тектонических залежей уникального многопластового ЕтыПуровского месторождения. Особенности геологического строения Еты-Пуровского месторождения заключаются в значительной тектонической раздробленности продуктивного разреза, малых размерах залежей нефти и газа, огромном этаже нефтегазоносности, многофазном состоянии УВ в пластовых условиях без видимой закономерности изменения характера насыщенности УВ флюидами по разрезу и площади. Всего в разрезе месторождения выделяется более 60 продуктивных пластов. Активное сейсмогеологическое изучение месторождения продолжалось более 5 лет. Моделирование проводилось в режиме мониторинга, поскольку каждая новая разведочная скважина открывала новые залежи в отдельных тектонических блоках, а новые эксплуатационные скважины в уже открытых залежах приносили новую информации об их строении, отличающуюся от прогноза. Всего за период изучения месторождения пришлось 2 раза создавать 3D геологическую модель (2006 и 2008 годы) и несколько раз послойную модель.

Рис. 17. Геологический профиль через северный купол Еты-Пуровского месторождения При построении итоговой 3D модели месторождения, выполненной для подсчета геологических запасов, ТЭО КИН и составления технологической схемы разработки особое внимание уделялось следующим факторам:

§ объективному положению экранирующих разломов в объемной 3D сетке;

§ согласованию структурного каркаса по всему продуктивному этажу северного и южного куполов месторождения по данным сейсморазведки и ГИС;

§ учету принципиальных моделей и фациальных зон, которые во многом определили контуры залежей и разделение залежей с разными контактами в одном продуктивном пласте.

Для построения кубов литологии использовался алгоритм последовательного индикаторного моделирования, в качестве тренда задавались карты эффективных толщин принципиальных моделей и геолого-статистические разрезы;

§ распределению характера насыщенности в пластах. Довольно часто прямые методы определения характера насыщения отсутствовали. К прямым методам относились результаты испытаний и возможности определения насыщения по ГИС. Во многих случаях характер насыщения углеводородами (нефть или газ) определялся путем рассмотрения геологических возможностей образования залежей в конкретном пласте;

§ анализу ВНК и построению поверхностей межфлюидных контактов в каждом продуктивном пласте. Всего было проанализировано и установлены контакты в 118 залежах УВ северного купола и 65 залежах южного купола. Было установлены практически горизонтальные контакты в небольших по размерам залежах северного купола, однако в ряде пластов отклонения ВНК от горизонтальной поверхности составляли до ±3,9 м на северном куполе и ±5 м на южном куполе;

§ распределению нефтегазонасыщенности в пласте, для чего были построены модели переходных зон для различных пачек пластов.

В итоге, созданная цифровая геологическая модель месторождения дала новое представление о геологическом строении месторождения, которое оказалось существенно сложнее, чем представлялось ранее и чем имеют все окружающие месторождения этого региона. Показано, что наличие разломов является не только структуро-контролирующим фактором, но и обязательным фактором экранирования залежей, без учета которых геометризация (замыкание) залежей в большинстве случаев невозможна.

Моделирование гигантских месторождений со сложным строением и формой залегания коллекторов на примере Ковыктинского месторождения. Ковыктинская зона газонакопления представляет собой гигантскую пластовую литологически ограниченную ловушку. В настоящее время продуктивные отложения парфеновского горизонта вскрыты скважинами, расстояние между скважинами до 10 км. На основании результатов анализа керна в разрезе парфеновского горизонта были выделены шесть фациальных ассоциаций: зона аллювиального осадконакопления, зона аллювиальных каналов, подверженных приливноотливным процессам, зона лагунных отложений, зона приливных окраин, мелководно-морская и шельфовая зона. Для построения цифровой 3Д модели было изучено распределение фациальных зон, зон распространения проницаемых песчаников, параметры которых заданы при последующем 3D моделировании. Детерминированные методы построения модели здесь неприменимы, поскольку геометрия фациальных изменений и размеры проницаемых тел меньше, чем расстояние между скважинами. Следовательно, единственным способом построения, в этом случае являлись стохастические алгоритмы.

Модели фациальных обстановок накопления осадков парфеновского горизонта использованы при построении 3D модели месторождения. На основе фациальных карт был создан куб фаций, а в каждой фации для моделирования коллектора – свой стохастический метод. Для моделирования песчаных отложений в морских фациях был применен алгоритм последовательного индикаторного моделирования. Для моделирования аллювиальных отложений (моделирование речных русел) был применен алгоритм стохастического объектного моделирования. Геометрические параметры для моделирования песчаных тел русловых каналов синусоидальной формы были взяты из результатов седиментологического и фациального анализа компании Badley Ashton. Результат стохастического моделирования даёт одну из вероятных реализаций распространения коллекторов в продуктивных пластах. Эта реализация в скважинах удовлетворяет результатам интерпретации ГИС, но в межскважинном пространстве реальное распространение коллекторов можно будет установить только в процессе дальнейших геологоразведочных работ и бурения (рис.18а).

а) в) б) Рис. 18. Моделирование аллювиальных отложений. а) слайс из 3D модели; б) карта Нэф из первичной 3D модели; в) карта Нэф после преобразования куба по специальному алгоритму в DV-Geo Специфические российские требования по представлению материалов в ГКЗ потребовали применения специальных алгоритмов корректировки куба литологии для приведения к такому виду, чтобы карта Нэф, рассчитанная из куба, в точности соответствовала требованиям технической инструкции по построению карт эффективных толщин. Был применен алгоритм, специально разработанный в DV-Geo, при использовании которого в модели сохраняются полученные при стохастическом моделировании параметры неоднородности, т.е. практически сохранен разрез, сохранен также объем коллектора, но карты эффективных толщин явно отличаются друг от друга (рис.18, б,в).

Таким образом, на примере Ковыктинского месторождения показано, что в рамках предложенной технологии при тщательном анализе геологических данных и изучении обстановок осадконакопления возможно применение стохастических алгоритмов не только для построения геологической модели как основы для гидродинамического моделирования, но и для подсчета геологических запасов согласно технической инструкции ГКЗ.

Моделирование трещиноватых коллекторов на примере Астраханского газоконденсатного месторождения. Технология моделирования одного пласта, в основном используемая в программных комплексах 3D моделирования, подразумевает моделирование коллектора с одним типом пористости, в 90% – порового типа. Пористость коллекторов этого типа можно распространять в 3D сетке по тем же алгоритмам и принципам, что и другие параметры – NTG, литологию. Газоносность АГКМ связана с подсолевыми отложениями башкирского яруса. В башкирском ярусе выделяются четыре типа пород: коллекторы кавернозно-порового типа, коллекторы кавернозно-порово-трещинного типа, трещиноватые породы и плотные породы-неколлекторы.

Куб распространения коллекторов кавернозно-порового типа и их ФЕС построен стандартными способами. Распространение же трещин не согласуется с геометрией объемной геологической сетки. Все приёмы моделирования трещин (кроме специализированных программ, созданных во Французском Институте Нефти) в современных программных комплексам не достаточно развиты, и чаще зависят от способностей специалиста представить в геологической сетке своё виденье строения трещинной среды. Такие параметры трещиноватости, как густота трещин, раскрытость, протяженность, ориентация в пространстве никак не закладывается в геологическую модель, нет эффективных алгоритмов распространения параметров трещин в геологической модели. Примеры построения модели трещинных коллекторов основываются на перенесении некоторых параметров из сейсмического куба на геологическую сетку.

Специально для моделирования трещинных систем в условиях недостатка информации автором разработан адаптированный к данной ситуации алгоритм. Алгоритм реализован в DVGeo и позволяет получить стохастическую модель распространения трещин в объеме пород с учетом нескольких гипотетических трендов:

· карты доли трещиноватых пород в общем объеме пласта, полученной интерполяцией соответствующих значений в скважинах с трендом от карты плотности линиаментов, полученной путём структурно-геоморфологического дешифрирования и интерпретации рельефа дневной поверхности по топографическим картам масштаба 1:25000;

· прогнозной карты мощности трещиноватых пород, полученной перемножением карты общей толщины башкирского яруса на карту доли трещиноватых пород в скважинах;

· главными направлениями простирания трещин по розе-диаграмме, заданными рангами вариограмм по разным направлениям, полученной по карте линеаментов и по сейсмике;

· распределением значений трещинной пористости в зависимости от общей пористости, полученной по данным ГИС;

Стохастическая модель трещиноватости представляет из себя куб с индексами (Кп.тр=0) и 1 (Кп.тр>0). Комбинацией двух кубов (порово-каверновых коллекторов и трещиноватости) были получены пространственные распределения всех 4 типов пород в объеме продуктивного пласта. Такое построение модели дает гипотетический результат, но в принципе отражает распределение трещин в объеме продуктивного пласта и даёт возможность оценить суммарные запасы во всем поровом объеме и в трещинах.

Особенности построения 3D модели Самотлорского месторождения. Основными особенности построения стартовой (2001-2002гг.) 3D модели месторождения были:

- большое количество данных: более 16000 скв., 26 подсчетных объектов, 9200 пог.км 2D сейсморазведки, результаты ГРР и разработки месторождения с 1968 года;

- отсутствие согласованной базы данных по координатам скважин и пластопересечений (некачественная и недостоверная инклинометрия), по корреляции разрезов скважин, по результатам интерпретации ГИС и отметкам межфлюидных контактов, по добыче продукции из скважин и из подсчетных объектов в целом;

- изменения данных в процессе построения модели (координат, интервалов коллекторов, структурных отметок, отметок ВНК), - отсутствовала согласованная по всем ГДС модель флюидонасыщения, поверхностей ВНК;

- отсутствовала технология использования принципиальных моделей при построении 3D моделей;

- отсутствовала технология учета влияния разработки на результаты ГИС в скважинах уплотняющего бурения;

- существовавшие программные комплексы не позволяли моделировать продуктивные пласты в целом, а только по отдельным сегментам;

- кубы параметров в 3D сеточных моделях считались недопустимо длительное время из-за ограниченных возможностей компьютерной техники и программного обеспечения;

- последовательная технология моделирования пластов приводила к постоянным возвратам к уже готовой модели пласта после моделирования нижележащих пластов в связи с изменениями отметок ВНК, структурных подвижек и т.д.;

- отсутствовали данные по скважинам соседних недропользователей, что приводило к некорректному построению модели на флангах месторождения.

Основные принципы технологии построения 3D моделей были разработаны именно при построении модели Самотлорского месторождения. Во-первых, - организация работы базы данных и технологии сбора, корректировки, формализации и согласование данных из разных источников. Во-вторых, - технологии и программное обеспечение, позволяющие рассчитывать модели, содержащие до n10 млн. ячеек и данные по 10-30 тысячам скважин (рис.19). В-третьих, разработаны методические основы корректировки исходных геофизических данных, разработаны технология анализа ВНК и учета принципиальных моделей в программном комплексе DV-Geo, что позволило включить эти этапы в технологический процесс создания 3D модели и резко повысить качество и скорость построений. В-четвертых, были разработаны технология согласования послойной и трехмерной модели на уровне карт и технология подсчета запасов дифференцированным способом на основе трехмерных моделей. Это позволило доказать обоснованность подсчета запасов по трехмерным моделям, а средние подсчетные параметры определять не как средние по скважинам, а по соотношению объемов в трехмерной модели. Самотлорское месторождение было первым, в котором подсчет запасов в ГКЗ РФ был утвержден на основе 3D геолого-гидродинамических моделей.

Рис. 19. Динамика укрупнения 3D геологических моделей Самотлорского месторождения Последующие работы с моделью Самотлорского месторождения связаны как с разработкой новых технологий, алгоритмов и программ в DV-Geo, так с учетом новой геолого-геофизической информации при активизации геологического изучения Самотлорского месторождения компанией ТНК-ВР (более 1500 новых скважин, перемеры гироскопами более чем на 2000 скважин, сейсмика 3D на площади более 2000 км2). В итоге структура 3D геологической модели содержит 26 продуктивных пластов и состоит из более чем 770 млн.

ячеек, общее количество слоев в 3D сетках составляет 2127. Структурный каркас по стратиграфическим границам построен по всем пластам в пределах всей площади месторождения, все поверхности конгруэнтны между собой. Несмотря на то, что модели строились в виде отдельных проектов на каждый пласт, технология обеспечивала возможность объединения в единую модель нужного количества объектов, что и было реализовано в дальнейшем при объединении нескольких подсчетных объектов в отдельные объекты разработки.

Таким образом, построение актуализированной 3D геологической модели позволило отработать различные технологии построения моделей, выбрать стратегию развития программного комплекса DV-Geo, создать библиотеку приложений и инструментарий программного комплекса, используемых в дальнейшем при построении моделей большинства месторождений.

Заключение В результате проделанной работы получены следующие основные результаты:

1. Разработана промышленная технология создания 3D геологических моделей на основе концепции геологических знаний, включающей принципиальную седиментационную модель, полученную путем динамического представления геологической среды по палеореконструкциям, модель флюидонасыщения с учетом переходных зон вблизи межфлюидных контактов и петрофизическую модель коллекторов различного типа.

2. Разработана технология построения структурно-тектонического каркаса 3Д геологической модели на основе комплексного анализа сейсмических данных, результатов корреляции разрезов скважин, анализа положения межфлюидных контактов с учетом погрешностей в результатах интерпретации ГИС и инклинометрии скважин.

3. Разработаны способы построения объемных сеток начальной нефтегазонасыщенности длительно-разрабатываемых месторождений, основанные на временном анализе изменения УЭС нефтенасыщенных пластов и создании моделей переходных зон.

4. Показано, что только в процессе создания 3D геологической модели можно сформировать непротиворечивую базу исходных и итоговых данных и откорректировать результаты интерпретации геофизических и промысловых методов.

5. Показано, что для построения геологических моделей разрабатываемых месторождений с большим количеством эксплуатационных скважин целесообразно создавать специализированные выборки скважин для построения структурных карт и расчета начальной нефтенасыщенности. Разработаны критерии выбора скважин для построения 3D моделей.

6. Показано, что используя статическую геологическую цифровую модель можно предварительно оценить добычные параметры (коэффициент охвата и коэффициент вытеснения) в ячейках сетки путем дополнительного расчета показателей связности и прерывистости коллекторов, коэффициентов остаточной водо- и нефтенасыщенности и приближенных значений фазовой проницаемости по воде и по нефти.

7. Разработаны методические приёмы проведения анализа динамических параметров сейсмической записи для прогнозирования эффективных толщин при создании 3D цифровой геологической модели и оценена подтверждаемость сейсмогеологических прогнозов структурных отметок и эффективных толщин.

8. Разработаны способы дифференцированного подсчета запасов по 3D геологическим моделям и показано, что запасы в 3D моделях должны быть критерием точности и достоверности величины запасов, поскольку традиционный двухмерный подсчет запасов не может в полной мере учитывать всю информацию по месторождению, получаемую современными средствами.

9. Показано, что даже на этапе полной выработки месторождений необходимо поддержание геологической модели в актуальном состоянии в связи возможностью релаксации залежей и образования новых промышленных скоплений нефти.

10. Показано, что достоверность и точность геологической модели могут быть предварительно оценены путем сопоставления статистических распределений скважинных данных и значений в ячейках трехмерной модели, но критерием качества 3D модели должна быть удовлетворительная адаптации истории разработки по накопленной добыче, дебитам эксплуатационных скважин и распределению пластовых давлений на ремасштабированной геологической модели.

11. Разработаны и реализованы в программном комплексе DV-Geo методические приёмы 3D моделирования месторождений сложного геологического строения, представленных линзовидными коллекторами, коллекторами с трещинным типом пористости, зонами фациального замещения, палеоврезами и палеоруслами и образующими сложные разобщенные замкнутые гидродинамические системы с разными уровнями ВНК.

12. Разработано методическое обеспечение, включающее прикладные аспекты технологии создания ЦГМ - подготовку исходных данных, создание структурнотектонического каркаса, выбор скважин для структурных построений и расчета кубов фильтрационно-емкостных параметров, анализ ВНК многопластовых месторождений, создание моделей переходных зон, использование сейсмических атрибутов, использование принципиальных моделей, построение кубов ФЕС, построение карт из 3D моделей, представление и анализ геологической модели, мониторинг и актуализацию геологической модели.

Список основных публикаций по теме диссертации Статьи в журналах, рекомендованных ВАК 1. Прогноз параметров коллекторов по данным комплексной интерпретации 3D сейсморазведки и ГИС при построении цифровых геологических моделей. //«Нефтяное хозяйство». №10. 2000 г. Соавторы: Денисов С. Б., Дьяконова Т.Ф.

2. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири. //«Геология нефти и газа». №4. 2000г. Соавторы: Дьяконова Т.Ф., Закревский К.Е.

3. Формирование массивов скважин для выполнения пересчета запасов нефти и газа длительно разрабатываемых месторождений. // Каротажник: сб.-Вып. №86.-Тверь,2001г.

Соавторы: Денисов С. Б., Дьяконова Т. Ф., Юканова Е. А и др. с.113-124.

4. Об оценке точности структурных построений.// «Нефтяное хозяйство». №10. 2001 г.

Соавторы: Денисов С. Б., Федчук В.В.

5. Граничные условия, способы оптимизации и подтверждаемость атрибутного прогнозирования параметров продуктивных пластов по данным 3Д и ГИС. //«Геофизика».

2002 г. Соавторы: Левянт В.Б., Шурыгин А.М..

6. Сопровождение компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений углеводородов.// «Нефтяное хозяйство», №7. 2004г. Соавторы:

Гогоненков Г.Н., Кашик А.С., Кириллов С.А.

7. Новые технологии при построении цифровых геологических моделей месторождений углеводородов // Нефть и Капитал, НТЖ Технология ТЭК. 2003г.№3.

Соавторы: Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Кириллов С.А. и др.

8. Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей. // Каротажник: сб.Вып. №116-117.-Тверь,2004г. Соавторы: Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г., Дубина А.М. и др.

с.83-97.

9. Государственный контроль ресурсной базы на основе мониторинга распределенного фонда недр. //«Нефтяное хозяйство», №5, 2006г. Соавторы: Кашик А.С., Шабельникова Т.Г., Дьяконова Т.Ф. и др.

10. Особенности современного подхода к подсчету геологических запасов месторождений нефти и газа на основе трехмерных моделей. //«Нефтяное хозяйство» №10, 2006г. Соавторы: Дьяконова Т.Ф., Гаврилова Е.В., Исакова Т.Г. и др. с.32-36.

11. Оптимизация системы заводнения с технологией селективной изоляции и нейтрализации каналов быстрого транспорта воды. //«Нефтяное хозяйство», №3, 2008г.

Соавторы: Кашик А.С., Ахапкин М.Ю., Клепацкий А.Р. с. 36-38.

12. Анализ погрешностей при оценке запасов нефти и газа. //Каротажник: сб.-Вып. №(192).-Тверь, 2010г., с.37-45. Соавтор: Лухминский Б.Е.

13. Технологии использования принципиальных моделей при проведении этапа литологического моделирования залежи углеводородов в программном комплексе DV-Geo // Геоинформатика.-2007г.-№2. Соавтор: Перепечкин М.В.

14. Технология построения геологических моделей залежей углеводородов в программном комплексе DV-Geo при недостаточном наборе исходных данных // Геофизика. – 2007г. - №4. Соавторы: Юканова Е.А., Перепечкин М.В. с.191-194.

Учебные пособия и монографии 15. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие. М., изд-во «Нефть и газ», 2005г. Соавторы: Золоева Г.М., Денисов С. Б., 170 с 16. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие. 2-е издание, дополненное и переработанное. М., изд-во «МаксПресс», 2008г. Соавторы: Золоева Г.М., Денисов С. Б. 209 с.

17. Методические указания по созданию постоянно-действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. ч.1. Геологические модели. М.:2003г. Соавторы: Авербух А.Г., Денисов С.Б., Лисовский Н.Н. и др.164 с.

18. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). М., 2000г. с.129. Соавторы:

Баишев Б.Т., Денисов С.Б., Лисовский Н.Н. и др.

Другие публикации 19. Геологическое моделирование уникальных месторождений. В сб. «Инновационные технологии для топливно-энергетического комплекса России». Москва. НЦ РИТ. 2010 г.

20. Трехмерная геологическая модель – обязательный этап изучения нефтегазового месторождения. //«Вестник ЦКР Роснедра». №3, 2009г.

21. Инновации обеспечивают производство. // «Нефтегазовая вертикаль», № 16, 2007г.

22. Моделирование залежей углеводородов для подсчета запасов в программном комплексе DV-GEO. // «Экспозиция Нефть Газ». Выпуск 3/Н, 2010г. Соавторы: Перепечкин М.В. Ковалевский Е.В.

23. Трехмерная геологическая модель – необходимый и обязательный этап изучения нефтегазового месторождения. // «Недропользование XXI век», №4, Москва, 2007г. Соавторы Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г., Истомин С.Б. и др.

24. Некоторые новые подходы к повышению нефтеотдачи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. // «Вестник ЦКР Роснедра», №1, 2008г. Соавторы: Кашик А.С., Ахапкин М.Ю., Клепацкий А.Р.

25. О полноте нефтеизвлечения при добыче углеводородов (геологические модели и нефтеизвлечение). // «Вестник ЦКР Роснедра». № 1, 2005г. Соавторы: Кашик А.С., Лисовский Н.Н.

26. Проблемы согласования послойных и 3-хмерных сеточных геологических моделей при комплексной интерпретации данных ГИС и 3Д сейсморазведки. //Тезисы в сборнике докладов научно-практической конференции «Геомодель-2002», Геленджик, 2002г. Соавторы:

Дьяконова Т.Ф., Юканова Е.А.

27. Достоверность и эффективность построения геолого-технологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений // Проблемы качества и эффективности геофизических исследований, выполняемых на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Салехард.2002г. Соавторы: Денисов С.Б., Рудая В.С.

28. Граничные условия применения и способы оптимизации атрибутного прогнозирования параметров продуктивных пластов по данным 3D и ГИС. // Тезисы докладов Научно-практической конференции «Геомодель-2001»: МГУ. Соавторы: Левянт В.Б., Гогоненков Г. Н., Шустер В. Л.

29. Новые подходы к организации работ с базами данных при моделировании крупных многопластовых месторождений // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. V научно-практическая конференция. Т.2. Ханты-Мансийск: Путиведъ. 2002г.Соавторы Алешина А.В., Маркин А.П. и др.

30. К вопросу о точности структурных построений. // Тезисы докладов V научнопрактической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». ХантыМансийск. 2001 г. Соавторы: Денисов С. Б., Федчук В.В.

31. Использование сейсмических атрибутов при построении цифровых геологических моделей. //Тезисы докладов научного симпозиума «Новые технологии в геофизике». Уфа, 2001 г.

32. Построение цифровых геологических моделей многопластовых залежей нефти на примере месторождений Западной Сибири. //Тезисы докладов II Российско-Китайского семинара по нефтяной геофизике. Москва, 2000 г. Соавтор: Дьяконова Т.Ф. с.52-55.

Труды международных симпозиумов и тезисы на международных конференциях.

33. Компьютерное моделирование – основа адресного выявления остаточных запасов нефти. Труды Международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». Москва. 2002 г. Соавторы: Кашик А.С., Шаевский О.Ю.

34. Новые технологии при построении цифровых геологических моделей и подсчете запасов месторождений углеводородов. // Интенсификация добычи нефти и газа. Труды международного технологического симпозиума. М. 2003г. Соавторы: Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Кириллов С.А. и др.

35. Сопровождение компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений углеводородов. //Труды Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». Москва. 2004г.

Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Кириллов С.А. и др.

36. Еще раз о нефтеизвлечении. Геологические модели и нефтеотдача. //Труды Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». Москва. 2005 г. Соавторы: Кашик А.С., Лисовский Н.Н.

37. Особенности современного подхода к подсчету геологических запасов многопластовых месторождений нефти и газа на основе трехмерных моделей. //Труды Международного технологического симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». Москва. 2006 г. Соавторы: Дьяконова Т.Ф., Гаврилова Е.В., Исакова Т.Г.

38. Boundary Conditions and Methods of Optimization of Attribute Prediction of Parameters of Productive Horizons from Well-Logging and 3D Seismic Data.// 4th Conference & Exposition on Petroleum Geophysics, Mumbai – 2002, India. Co-author – V.B.Leviant.

39. System-defined Geological Modeling of a Deposit Treated as Integral. //4th Saint Petersberg International Conference EAGO/EAGE/SEG, 2010.

40. Моделирование крупных нефтяных месторождений с гетерогенным разрезом и нетрадиционными коллекторами. //Тезисы докладов Международной конференции SEG.

Москва. 2003 г. Соавторы: Дьяконова Т.Ф., Гаврилова Е.В., Волков М.А., 41. Использование динамических сейсмических параметров при прогнозе свойств коллекторов. //Сб. тезисов докладов III международной конференции "Новые идеи в науках о Земле". Москва, МГРИ, 2000г.

42. Комплексная интерпретация данных ГИС и сейсморазведки при построении геологических моделей. //Сб. тезисов докладов международной конференции "Новые идеи в науках о Земле". Москва, МГРИ, 1998 г.

43. Технология построения цифровых геологических моделей нефтяных месторождений по данным ГИС с помощью современных технических средств. // Сб. тезисов Международной конференции и выставки по геофизическим исследованиям скважин. ГАНГ им. Губкина. Москва. 1998 г.

Патенты и авторские свидетельства на изобретения.

44. «Скважина». //Патент на изобретение №2354816.. 2009г. Соавторы: Кашик А.С., Рыхлинский Н.И., Гогоненков Г.Н.

45. Устройство для бокового индукционного зондирования. //А.C. №930193, 1981г.

Соавторы: Бялый Ю.В., Овчинников А.В., Орлов В.Н., Плюснин М.И.

46. Способ бокового индукционного зондирования. // А.C. №1067457, 1983г. Соавторы:

Бялый Ю.В., Овчинников А.В., Орлов В.Н., Плюснин М.И.






© 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.