Системы геологического и гидродинамического моделирования месторождений

Как правило, данные, собранные из различных источников (рисунок 3), загружаются в программный продукт моделирования, где создается новый рабочий проект. Большинство современных пакетов геологического моделирования (Petrel, IRAP RMS, Gocad) имеют файловую организационную структуру.

Рисунок 3 - Использование информации различных баз данных при геологическом моделировании в «ЛУКОЙЛ-Пермь»

В качестве примера пакета геологического моделирования, работающего с использованием реляционной базы данных Oracle, можно привести пакет Stratamodel, использующий совместно с другими приложениями ПК Landmark (сейсмическими, петрофизическими) базу данных OpenWorks.

Типовой набор основных модулей наиболее распространенных пакетов трехмерного геологического моделирования показан на рисунке 4. Он включает в себя модули:

- импорта и экспорта данных;

- корреляции пластов по скважинным данным;

- интерпретации данных сейсморазведки (как правило, это - выделение нарушений, трассирование горизонтов и картопостроение, атрибутный анализ, то есть «сейсмика для геологов»);

- анализ данных (построение ГСРов, кроссплотов, вариограмм, гистограмм);

- построение и редактирование карт, точек, полигонов;

- построение модели тектонических нарушений;

- построение структурно-стратиграфического каркаса;

- осреднение скважинных данных на сетку;

- литологофациальное моделирование;

- петрофизическое моделирование;

- подсчет запасов;

- планирование скважин;

- анализ неопределенностей и рисков;

- калькулятор (кубов, карт, каротажных кривых, атрибутов);

- оформление отчетной графики.

При необходимости в этот набор включают модуль моделирования трещиноватости. Модуль интерпретации каротажных кривых, как правило, в этот набор не входит. Интерпретацию каротажных кривых обычно выполняют петрофизики в отдельном специализированном пакете.

Процесс построения геологических моделей требует достаточно производительных компьютеров с мощными графическими картами. Поэтому наиболее распространенным рабочим местом геолога-модельера является рабочая станция с двумя экранами (рисунок 4), что позволяет эффективно работать с различными приложениями.

В последнее время визуализация исходных данных и цифровых геологических моделей все чаще производится не только на рабочих станциях, но и в специально оборудованных центрах пространственной визуализации (рисунок 5) в объемном стереоскопическом режиме. Такие центры используются также для визуализации данных сейсморазведки 3D, фильтрационных расчетов, а также в качестве decision room - комнаты, в которой в процессе обсуждения геофизических, геологических и гидродинамических данных принимаются решения по оптимизации процесса дальнейшей разведки и разработки месторождения.

Рисунок 4 - Типовой состав модулей программного пакета геологического моделирования

Рисунок 5 - Примеры центров пространственной визуализации и рабочего места геолога-модельера

В заключение остановимся на принципах выбора границ проекта моделирования. Как правило, в плане границы участка моделирования (рисунок 6) выбираются на основе исходных данных - на 1,5-2 км шире границ внешнего контура нефтеносности или границ лицензии. Выбор границ моделирования в разрезе определяется, с одной стороны, целевым геологическим заданием и условиями горного отвода, с другой - возможностями используемой техники и программного пакета. В некоторых случаях, после консультаций с гидродинамиками, возникает необходимость моделирования соседних выше или нижезалегающих пластов (рисунок 6), даже если они водоносные [4].

Рисунок 6 - Выбор границ моделирования объекта

Традиционно технология геологического моделирования 3D представляется в виде следующих основных этапов (рисунок 7):

- сбор, анализ и подготовка необходимой информации, загрузка данных;

- структурное моделирование (создание каркаса);

- создание сетки (3D-грида), осреднение (перенос) скважинных данных на сетку;

- фациальное (литологическое) моделирование;

- петрофизическое моделирование;

- подсчет запасов углеводородов.

В зависимости от поставленной задачи возможно исключение каких-либо этапов или их повторение. Поскольку традиционная схема подробно освещается в руководствах пользователей, остановимся на ней кратко.

После загрузки исходных данных и создания рабочего проекта создается структурно-стратиграфический каркас модели. Для этого предварительно выполняется корреляция скважин (проставляются разбивки пластов в скважинах), прослеживаются опорные сейсмические горизонты, создается модель тектонических нарушений. На этой основе в рамках заданных границ участка моделирования и при выбранных горизонтальных размерах ячеек строится каркас, состоящий из горизонтов - стратиграфических границ пластов, посаженных на корреляционные разбивки и увязанных с поверхностями тектонических нарушений [5].

В рамках этого каркаса с учетом закономерностей осадконакопления для каждого пласта выполняется тонкая «нарезка» слоев, создавая, таким образом, трехмерную сетку (3D-грид). На ячейки сетки вдоль траекторий скважин выполняется перенос (осреднение) результатов интерпретации ГИС - кривых фаций, литологии, пористости, нефтенасыщенности и др. Иногда эта процедура называется ремасштабированием.

По этим скважинным данным, используя результаты интерпретации сейсморазведки в качестве трендовых параметров (если они есть), рассчитываются кубы свойств в ячейках сетки в межскважинном пространстве.

Вначале - дискретный куб фаций (литологии). Затем, с учетом вида распределения и пространственных закономерностей для каждой фации, строятся непрерывные кубы пористости Кп и проницаемости Кпр.

Непрерывный куб нефтегазонасыщенности Кнг рассчитывается исходя из данных о свойствах пород (Кп, Кпр), пластовых флюидов и закономерностей капиллярно-гравитационного равновесия (модели переходной зоны). Правда, для некоторых типов пород переходная зона может и отсутствовать. Предварительно для каждого пласта строятся поверхности флюидных контактов.

На основе этих кубов ФЕС производится подсчет запасов углеводородов, проектирование скважин, модель передается гидродинамикам для фильтрационных расчетов. С появлением новой информации (бурение скважин, отстрел новых сейсмических кубов 3D, выполнение дополнительных исследований керна и др.) модель дополняется и корректируется. Другой причиной корректировки геологической модели могут служить замечания гидродинамиков, обоснованные результатами адаптации фильтрационной модели в процессе воспроизведения истории разработки.

Рисунок 7 - Основные этапы создания цифровой геологической модели 3D

Теперь рассмотрим наиболее распространенные отступления и дополнения к традиционной схеме этапности геологического моделирования.

Во-первых, это игнорирование этапа построения фациальной модели при упрощенном подходе к моделированию, о чем будет рассказано в дальнейшем. В этом случае дискретный куб фаций не строится, а для характеристики качества ячеек используется непрерывный куб песчанистости (NTG) или пористости.

Во-вторых, добавление этапа многовариантного моделирования с оценкой неопределенностей геологической модели и рисков заложения скважин. Как правило, этот этап является практически стандартным за рубежом, у нас же в России пока применяется мало.

В-третьих, добавление этапа экспертизы построенной геологической модели, как на корпоративном, так и на государственном уровне. В следующих главах каждый из этапов моделирования будет рассмотрен более подробно.

Иногда как отдельный этап после построения геологической модели рассматривается подготовка данных для последующей передачи гидродинамикам для фильтрационного моделирования.

Необходимо также сказать несколько слов о той важной работе, которая порой остается как бы «за кадром», но которая предваряет собственно 3D-моделирование и без которой невозможно построить адекватную цифровую геологическую модель 3D:

- построение концептуальной (принципиальной) геологической модели; Под этим понимается определение условий осадконакопления пластов и их тектонического развития, разработка на этой основе принципов корреляции стратиграфических границ, определение местоположения границ фациальных зон, закономерностей формирования коллекторов, изменения их свойств по площади и по разрезу для каждой фациальной зоны,

- построение флюидальной модели. Это определение положения межфлюидных контактов в скважинах и, на этой основе, построение поверхностей флюидных контактов в межскважинном пространстве [6].

2. Гидродинамическое моделирование

Гидродинамическая модель представляет собой приближенное описание поведения изучаемого объекта с помощью математических символов. Процесс такого моделирования можно условно подразделить на четыре взаимосвязанных этапа:

- формулирование в математических терминах законов, описывающих поведение объекта;

- решение прямой задачи, т. е. получение путем исследования модели выходных данных для дальнейшего сопоставления с результатами наблюдений за объектом моделирования;

- адаптация модели по результатам наблюдения, решение обратных задач, т. е. определение характеристик модели, которые оставались неопределенными;

анализ модели, ее модернизация по мере накопления новой информации об изучаемом объекте, постепенный переход к новой более совершенной модели.

Гидродинамическое моделирование применяется не только для решения проблем прогнозирования, контроля и управления процессом разработки пласта, хотя именно в этом состоит основное коммерческое использование моделей и соответствующих программных продуктов.

Важнейшими сферами применения математического моделирования являются:

- решение так называемых обратных задач по уточнению строения и свойств пласта путем воспроизведения истории разработки, по обработке результатов исследования скважин, по изучению процессов вытеснения на керне и определению фазовых проницаемостей;

- решение исследовательских задач теории фильтрации, таких как создание моделей течения в неоднородных и трещиновато-поровых средах;

- изучение механизмов воздействия на пласт и моделирование новых технологий, исследование процессов конусообразования, притока к горизонтальным скважинам и трещинам гидроразрыва и т. п.

Особое место занимают аналитические решения, полученные в рамках достаточно простых моделей, но важные для понимания механизмов фильтрационных процессов. Кроме того, аналитические решения применяются для тестирования компьютерных моделей фильтрации [7].

2.1 Основные исходные данные для создания гидродинамической модели

Как уже было написано ранее, основными программными продуктами при создании гидродинамических моделей чаще всего выступают Eclipse (Schlumberger), Tempest (Roxar), VIP (Landmark), TimeZYX (группа компаний «Траст). Для гидродинамического и геохимического моделирования в нефтегазовой гидрогеологии используется HydroGeo (М.Б. Букаты, ТПУ). В последние годы особенно активно стала продвигаться отечественная программа t-Navigator (RF Dinamics, г.Москва).

2.2.1 TimeZYX

Группа компаний «Таймзикс» является единственным российским разработчиком полномасштабного импортозамещающего программного комплекса для геолого-гидродинамического моделирования и мониторинга разработки месторождений нефти и газа (http://www.timezyx.ru) .

За время разработки, внедрения и использования программного комплекса разработчикам удалось достичь следующих преимуществ: мультиязычность, оперативная техническая поддержка, разумные цены и выгодная лицензионная политика, сертифицированность по системе ГОСТ Р, рекомендации к применению ЦКР Роснедра.

ПК «TimeZYX» первым из комплексов геолого-гидродинамического моделирования прошел сертификацию по системе ГОСТ Р и был рекомендован ЦКР Роснедра для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений нефти и газа. Обязательность требования об использовании недропользователями, проектными и экспертными организациями при подготовке и экспертизе проектной технологической документации программного обеспечения, сертифицированного в установленном порядке, предусмотрена введенным в 2011 году в действие Национальным стандартом «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки».

Реализованные в сотрудничестве с российскими и мировыми лидерами в области параллельных вычислений алгоритмы ПК «TimeZYX» для персональных и суперкомпьютеров позволяют проводить эффективные распределенные расчеты и выполнять проекты в кратчайшие сроки. Востребованными решениями ПК «TimeZYX» являются: моделирование сложных месторождений с разномасштабной трещиноватостью; гигантских месторождений (более 1 млрд. ячеек); секторное моделирование и оптимизация размещения скважин; боковых стволов (в том числе с горизонтальным окончанием); параметров ГРП; автоэкспертиза и автосравнение моделей [9].

ПК «TimeZYX» включает специализированные конверторы, поддерживающие большинство распространенных промышленных форматов данных. Для обеспечения преемственности работ производится перевод моделей из других программных продуктов в «TimeZYX». Использование промышленной СУБД MS SQL позволяет проводить геолого-гидродинамическое моделирование в многопользовательском «бесшовном» итерационном процессе и сразу использовать эти результаты для оптимизации разработки, прозрачно производить обновление моделей при получении новых исходных данных. Функциональные возможности ПК также обеспечивают возможность выгрузки результатов моделирования при сдаче работ как в форматах TimeZYX, так и в других форматах (Schlumberger или Rохаr).

Платформа TimeZYX - единственный российский полномасштабный сертифицированный программный комплекс с уникальными возможностями для создания и оптимизации постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) месторождений нефти и газа. Платформа позволяет проводить полный перечень проектных и исследовательских работ, начиная с загрузки и анализа геологических и геофизических данных и заканчивая созданием отчетных проектных документов по разработке месторождения и эффективности предлагаемых ГТМ.

В состав платформы TimeZYX входят следующие основные блоки:

- геология - блок геологического моделирования, предназначенный для создания и редактирования 2D- и 3D-геологической модели, первичного анализа, построения карт и подсчета запасов в соответствии с регламентными требованиями. Блок обладает новейшими программами индикаторного и объектного стохастического моделирования, в частности сложноструктурированных и трещиноватых сред;

- ремасштабирование - программный модуль, используемый при переходе от геологической к гидродинамической модели, включая ре-масштабирование по латерали, для корректного уменьшения размерности геологической модели, обеспечивающий минимальное искажение геометрии проницаемых геологических тел, их связности и фильтрационно-емкостных свойств;

- гидродинамика - блок для создания, редактирования и адаптации гидродинамических моделей, проведения расчетов прогнозных вариантов, визуализации результатов расчета.

- оптимизация и анализ - блок мониторинга и анализа, предназначенный для анализа результатов гидродинамических расчетов, экспертизы используемой ПДГТМ и оценки ее пригодности для прогноза технологических показателей разработки, расчета экономических показателей и эффективности использования месторождения, а также составления таблиц и отчетов.

Гидродинамический симулятор МКТ - проблемноориентированный симулятор для моделирования процессов фильтрации в гигантских месторождениях сложной структуры и создания постоянно действующих геолого-технологических моделей. Главная особенность симулятора - это возможность на основе наборов модулей создавать конфигурацию программы, позволяющую эффективно решать задачи повышенной сложности, недоступные другим программам.

Базовая версия симулятора МКТ включает в себя модель Black Oil с возможностью расширения модулями для расчета неизотермической и композиционной моделей месторождений.

Одна из особенностей симулятора МКТ - это наличие многомасштабных многосеточных алгоритмов, корректно отражающих реальную структуру среды. Эти алгоритмы позволяют реализовать в отдельных ячейках переход от расчета на гидродинамической сетке к расчету на подробной сетке (down-scaling), при этом в остальной области для сокращения времени счета расчет производится на гидродинамической сетке. При этом используются эффективные относительные и абсолютные проницаемости.

При работе с гигантскими месторождениями эффективным инструментом является секторное моделирование, поддержка которого в полном объеме реализована в симуляторе МКТ.

МКТ позволяет рассчитывать наземные газосборные сети. Имеется возможность выбора режима группового управления скважинами: поддержание требуемого уровня добычи, максимизация дебита с учетом ограничений на скважинах и пропускной способности наземного оборудования.

Поддерживаются аквиферы модели Картера-Трэйси, Фетковича, аквифер с постоянным притоком.

Для учета нелинейного закона фильтрации высоковязких нефтей в МКТ включена модель критического градиента, а также закон Форхгеймера для моделирования высокоскоростного течения газа вблизи скважин.

Использование форматов файлов симулятора МКТ позволяет значительно сократить объем данных и увеличить скорость загрузки модели, кроме того поддерживаются форматы наиболее распространенных симуляторов, таких как Eclipse (Schlumberger) и Tempest MORE (Roxar), что гарантирует безболезненный переход с одного симулятора на другой.

Возможности модуля гидродинамики представлены широким набором функций, выполняемых специализированными программными блоками.

PVT-блок служит для определения фазового состояния многокомпонентной смеси и для конвертации свойств многокомпонентной смеси в свойства флюидов модели черной нефти.

В симулятор МКТ включены дополнительные опции, которые бывают чрезвычайно полезны в некоторых частных случаях:

1. Квадратичный закон фильтрации - для задач с большими скоростями движения флюидов МКТ позволяет использовать квадратичный закон фильтрации. Это особенно важно для течений газа вблизи скважин.

2. Закачка трассеров - иногда возникает необходимость проследить распространение воды закачанной с нагнетательной скважины или поступившей из аквифера, например, для оценки связности пластов. Опция закачки трассирующего состава жидкости, заключающаяся в «подкраске» воды из источника, позволяет сделать это.

Рисунок 8 - Возможности TimeZYX

3. Автоматическое отключение нагнетательных скважин при прогнозе - если в заданном радиусе нет добывающих скважин, происходит отключение нагнетательной скважины. Опцию имеет смысл использовать при прогнозном расчёте, когда, например, все соседние с нагнетательной добывающие скважины отключаются по условиям минимального дебита, обводненности и т. п., и такая скважина должна перейти в фонд неработающих скважин.

4. Автоматический перевод добывающих скважин в нагнетательные - при выполнении установленных экономических ограничений на работу добывающих скважин (например, минимальный дебит углеводорода или максимальная обводненность) имеется возможность автоматического перевода скважины в режим закачки.

5. Опция циклической закачки - в симуляторе МКТ реализована опция циклической закачки, позволяющая с заданной периодичностью включать и выключать нагнетательные скважины.

6. Групповое управление скважинами - имеется возможность задания группового уровня добычи/закачки для выделенных групп скважин, при этом распределение дебитов по скважинам происходит в автоматическом режиме с учетом ограничений на работу каждой из рассматриваемых скважин.

Опция компенсации отбора: режим работы нагнетательных скважин из рассматриваемой группы будет установлен таким образом, чтобы скомпенсировать отбор добывающих скважин, такой режим позволяет поддерживать среднее пластовое давление в рассматриваемой области.

7. Линии тока - реализована опция визуализации фильтрационных течений. Пользователю доступны массовые потоки каждой из фаз, присутствующих в модели, и, кроме того, предоставлена возможность модифицировать кубы потоков с помощью программы постпроцессинга MKT-офис для отображения интересующих линий тока.

8. Использование суперкомпьютеров - гидродинамический симулятор МКТ включает в себя версию для кластерных комплексов и систем с общей памятью, что позволяет провести ресурсоёмкие вычисления за приемлемое время, использовать единую модель месторождения при расчёте геологотехнических мероприятий, а также избежать потери информации, неизбежно возникающей при осреднении.

Параллельная версия МКТ позволяет значительно ускорить расчёт. Версия работает как на обычных многоядерных рабочих станциях, так и на кластерных системах. Применённый алгоритм оптимального разбиения на расчётные подобласти обеспечивает отличную масштабируемость и, как следствие, ускорение на реальных сложных моделях. Полученная эффективность 60-80 % позволяет в среднем ускорить расчёт в пять раз при увеличении числа используемых ядер в восемь раз.

9. Композиционный симулятор - композиционный симулятор МКТ позволяет моделировать процессы многокомпонентной многофазной фильтрации природных углеводородов и воды. С его помощью возможно проведение расчетов задач разработки газоконденсатных месторождений, в которых явление ретроградной конденсации оказывает существенное влияние на течения флюидов в пласте.

10. Моделирование трещин - в отличие от большинства симуляторов, в МКТ реализованы различные инструменты для расчета трещиноватых структур и уединенных трещин, обладающие следующими преимуществами:

- расчет на исходной сетке без локального измельчения;

- учет реальной геометрии и параметров трещин;

- физически корректное моделирование заводнения по трещинам;

- моделирование динамического схлопывания и раскрытия трещин;

- удобное и наглядное представление трещин в 2D- и 3D-визуализаторах в оболочке МКТ-Офис.

Можно использовать наиболее адекватный метод для любого типа трещин, исходя из причин их возникновения:

- естественные - трещины, которые образовались в пласте вследствие естественных факторов, параметры таких трещин считаются постоянными;

- техногенные - трещины, возникающие в призабойной зоне скважин, например, при высокоинтенсивной закачке. Важным обстоятельством является тот факт, что при снижении давления эти трещины могут схлопываться;

- ГРП - трещины, возникающие вследствие гидроразрыва пласта. Формально они являются техногенными трещинами, отличие состоит в том, что для того, чтобы не происходило схлопывание, в трещину закачивается проппант - специальное вещество, обладающее очень высокой проницаемостью.

Моделирование трещин в платформе TimeZYX дает возможность более реалистично отразить процессы фильтрации в трещиноватых коллекторах. Применение современных алгоритмов позволяет обойтись без локального измельчения сетки. Как следствие, добавление трещин в модель не приводит к резкому увеличению времени расчета [10].

Рисунок 9 - Моделирование трещин ГРП в TimeZYX

Пользователями программных модулей «TimeZYX» являются недропользователи и проектные организации России: ГАЗПРОМ (Газпром нефть, Газпром добыча Надым, ТюменНИИгипрогаз, ВНИПИгаз-добыча), РОСНЕФТЬ (КНТЦ, Томскнефть), ТНК-ВР (Новосибирскнефтегаз, ТННЦ), ЛУКОЙЛ (РИТЭК), БАШНЕФТЬ (Башнефть-Геопроект), ТАТНЕФТЬ (ТатНИПИнефть), ВНИИнефть, НАЦ РН им. Шпильмана, ВНИГРИ, ЗапСибНИИГГ, Гипровостокнефть, ВолгоУралНИПИгаз, СибТехНефть, УралОйл, ТИНГ, Геотехинформцентр, АксонОйл, ТАНДЕМ и другие.

Зарубежные пользователи ПК «TimeZYX»: Казахский институт нефти и газа, КазНИПИмунайгаз, НИПИнефтегаз, Optimum, Казпром-геофизика (Казахстан), НГК Азербайджана, Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд. (Royal Dutch SHELL), SINOPEC, EP Tech (Китай).

Обучение ПК «TimeZYX» проводится в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Уфимском государственном нефтяном техническом университете, Тюменском государственном нефтегазовом университете, Томском политехническом университете, Альметьевском государственном нефтяном институте, Азербайджанской Государственной Нефтяной Академии, Кызылординском государственном университете им. Коркыт Ата.

Модули ПК «TimeZYX» используются экспертами ГКЗ, ЦКР и ТКР Роснедра. По применению ПК имеются многочисленные положительные заключения и рекомендации пользователей.

За последние годы на основе ПК «TimeZYX» были защищены на НТС Заказчика и в ЦКР Роснедра работы по всему спектру проектных документов: от построения постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, подсчету геологических и извлекаемых запасов, ТЭО КИН, технологических схем, до НИОКР по научному сопровождению разработки, разработке рекомендаций по оптимизации размещения и схеме вскрытия продуктивного разреза пологонаправленными скважинами, разработке информационного и научно-учебно-методического обеспечения для образовательного процесса вузов.

2.2.2 HydroGeo

Программный комплекс HydroGeo был разработан выдающимся ученым и практиком Михаилом Болеславовичем Букаты в Томском политехническом университете. Текущая версия программного комплекса HydroGeo (ПК HG) включает в настоящее время 27 специализированных и служебных программных модулей. Он может рассматриваться, как одна из версий автоматизированного рабочего места специалистов гидрогеологов и гидрогеологов-нефтянников и предназначен для выполнения:

- научных и прикладных расчетов по оценке фильтрационно-ёмкостных свойств пород по результатам опытно-фильтрационных исследований в горных выработках различного назначения (обработка данных откачек/наливов, нагнетаний/опытных выпусков, испытания в колонне и опробования с помощью испытателей пластов в обычных и глубоких скважинах);

- оценки эксплуатационных запасов подземных вод и расчёта воронки депрессии/репрессии скважинных и других, сводимых к системе взаимодействующих источников/стоков, водозаборов или систем нагнетания, в том числе в условиях ступенчатой аппроксимации изменений дебита, автоматической оптимизации дебитов и размещения эксплуатационных скважин;

Рисунок 10 - Программный комплекс HydroGeo

- научных и прикладных расчетов по составу природных водных растворов и пород (пересчёты результатов химического анализа воды и пород, расчеты pH, Eh, форм миграции-комплексообразования, смешения, испарения, сорбции, химического взаимодействия с минералами, кинетики при заданных РТ-условиях);

- научных и прикладных расчетов по составу, газонасыщенности и свойствам свободных и водорастворенных газов и моделированию водно-газовых равновесий;

- 1, 2 и 3D-сеточного численного моделирования геомиграции (геофильтрации + геохимического взаимодействия воды с породами, или только геофильтрации).

ПК реализован в виде модульной 32-разрядной программы (software), работающей в среде MS Windows. Практически все его моду- ли прошли апробацию при проведении производственных работ и научных исследований, а также в процессе обучения студентов. Общей особенностью всех программных процедур комплекса является отсутствие принципиальных ограничений применяемых методов в зависимости от температуры, давления, минерализации и состава природных поверхностных и подземных вод, находящихся в жидкой фазе, и учёт специфики исследования глубоких скважин, что позволяет широкое использование ПК, как при традиционных гидрогеологических работах, так и в нефтегазовой гидрогеологии.

ПК HG разработан в лицензионной системе программирования Borland Turbo Delphi 2006, на языке Delphi Pascal (около 22-23 тыс. строк, 30-35 тыс. операторов) и представляет собой сервисное Windows-приложение, функционирующее в операционной среде Windows 95-XP-Vista-2003-2008 на x86, и совместимых с ними ПЭВМ и рабочих станциях. В нем применяются динамическое распределение памяти и технология параллельных вычислений (при расчете наиболее ресурсоемких сеточных гидрогеохимических моделей - Threads). ПК обеспечивает переключение русского/английского языков интерфейса (реализация не завершена), вызов Help-системы и использование всплывающих подсказок.

В ПК HG учитываются тонкие геохимические процессы, происходящие в пластовых условиях, нередко приводящие к изменению фильтрационно-емкостных свойств пород резервуара.

Алгоритм определения фильтрационно-ёмкостных параметров совмещает возможность использования стандартных графоаналитических способов обработки кривых притока (КП) и восстановления давления (КВД), полученных при гидрогеологических откачках/нагнетаниях или испытании скважин. В расчетах используются методы Тейса-Джейкоба и Хорнера-Сейза (с автоматическим выделением на графиках областей квазистационарной фильтрации и влияния ёмкости ствола скважин) и специальная аналитическая методика, базирующаяся на численном интегрировании КП и КВД на основе принципа суперпозиций (наложения течений). Применение второго из этих методов позволяет учесть одновременное изменение дебита и забойного давления в ходе обычных опытно-фильтрационных работ или испытания глубоких скважин. Особый алгоритм, основанный на графоаналитической обработке индикаторных прямых, применен для обработки данных испытания скважин по методу установившихся отборов (режимах выпуска флюида на устье скважины, нормированных по дебиту с помощью сменных штуцеров и др.) [11].

Список определяемых параметров включает обычно коэффициенты фильтрации, проницаемости, пьезо- и уровнепроводности, пластовое давление/статический напор, скин-эффект, коэффициент продуктивности. В ряде случаев возможна оценка давления насыщения жидкой фазы газом, возможен расчет плотности воды и газа в пластовых условиях по их составу, сжимаемости пористой среды и др. Опция аналитического расчета систем взаимодействующих скважин (водозаборов/систем нагнетания) позволяет проводить расчеты эксплуатационных изменений уровня вод, как в напорных, так и в безнапорных условиях, с учетом до четырех условно-прямолинейных границ первого и второго рода. Она позволяет также выполнять автоматизированную оптимизацию размещения и дебита скважин водозаборов/систем нагнетания и проводить моделирование их работы в условиях ступенчатого изменения дебита. Для численного моделирования 1-3х мерной геофильтрации в ПК применена конечно-разностная форма дифференциального уравнения нестационарной фильтрации. Его решение осуществляется путем равномерной (в текущей версии используется квадратная форма блоков в плане и произвольная их мощность) разбивки области фильтрации на сеть элементарных блоков/узлов и записи для каждого блока уравнения баланса воды. Для вычислений использован сравнительно простой, но достаточно эффективный подход, предусматривающей итерационный расчет поля напоров/давлений с применением метода релаксации и изменения направления прогонки итераций. Используемая модель позволяет задать в каждом из расчетных блоков действие внешних (инфильтрация/испарение) и внутренних (откачка/нагнетание) источников/стоков и выполнять расчеты применительно к напорно-безнапорным условиям. При совместном численном моделировании гидродинамических и гидрогеохимических процессов Для расчета гидродинамической дисперсии использован подход, который заключается в применении модели двойной пористости. В этом случае общая пустотность породы (открытая пористость) условно разделяется на проточную (эффективная или динамическая пористость) и непроточную (разность открытой и эффективной пористости) составляющие, а расчет сводится к замещению части проточной пустотности расчетного блока втекающим раствором, конвективному смешению содержащихся в проточной части блока добавившегося и оставшегося растворов и диффузионному смешению растворов проточной и непроточной зон. Ввиду крайне медленного протекания в большинстве реальных ситуаций молекулярной диффузии, её самостоятельный вклад в суммарную дисперсию пока не учитывается. Для каждого расчетного блока учитывается действие как внешних по отношению к системе источников/стоков вещества (например, привнос вместе с закачиваемым в скважину раствором или инфильтрующимися атмосферными осадками), так и внутренних, главным среди которых является физико-химическое взаимодействие раствора с вмещающими породами. В основу моделирования внутренних источников/стоков вещества в соответствии с применяемым в ПК HG методом «констант равновесия» положено понятие элементарных реакций, совокупность которых способна исчерпывающе описать анализируемые природные процессы, а также методы равновесной термодинамики и химической кинетики. Расчет коэффициентов активности компонентов раствора и активности растворителя-воды осуществляется по выбору: либо по методике Питцера, либо по формуле Девис. При этом в качестве параметров элементарных процессов рассматриваются мольные изменения термодинамических параметров при заданных и стандартных ТР-условиях, термодинамические константы равновесия и произведения активностей компонентов раствора и минерала, участвующих в реакции, получаемые в соответствии с законом действия масс. Учет кинетики осуществляется на основе использования относительных скоростей реакций, оцениваемых по справочным значениям их удельных начальных скоростей. В случае включения опции перехода к шкале реального времени, для одной из реакций, выбираемой в качестве опорной, задается величина действительного времени достижения равновесного состояния. В расчете времени взаимодействия принимается, что логарифм произведения активности реакций по мере приближения к равновесию изменяется пропорционально времени, а максимальная продолжительность взаимодействия раствора с заданным минералом обратно пропорциональна скорости диффузионного переноса в растворе (удельным начальным скоростям реакций). Ввиду преобладания в реальных природных системах условий недонасыщения и равновесия, осаждение в текущей версии ПК условно рассматривается как «мгновенное». Ионообменная сорбция катионов моделируется на основе использования констант фазового распределения, которые должны быть определены для каждой конкретной породы экспериментально или оценены по литературным данным.

Радиоактивный распад рассчитывается по соответствующему экспоненциальному закону, для чего используется время полураспада, приведенное в ТБД. Расчет модели комплексообразования, необходимый для изучения форм миграции и определения действительных (а не валовых, получаемых при химическом анализе) концентраций компонентов раствора, проводится по формулам равновесной термодинамики на основе гипотезы о его внутренне равновесном состоянии. При этом текущие содержания иона водорода, гидроксилиона и условная активность электронов, используемая при моделировании окислительно-восстановительных взаимодействий, определяются с использованием принципа электронейтральности и расчета изменения Eh в ходе протекания геохимических процессов. Моделирование растворения-осаждения проводится путем пошагового приближения системы к состоянию равновесия с учетом безразмерного (или «реального», если включен учет кинетики) времени и приоритета элементарных реакций в зависимости от их относительной скорости протекания, которая оценивается по приближённым зависимостям. Аналогичный подход применяется и для расчета водно-газовых равновесий, в том числе при совместном моделировании геохимических процессов в системе вода-газ-порода, но в этом случае вместо обычных термодинамических зависимостей используется система уравнений регрессии, полученная на основе эмпирических (экспериментальных) данных по растворимости газов в водных растворах.

2.2.3 t-Navigator

Компания «Rock Flow Dynamics» была создана на собственные средства весной 2005 года группой энтузиастов с богатым опытом в области моделирования месторождений. В итоге, разработанный ими программный комплекс t-Navigator может напрямую работать с входными данными в форматах ECLIPSE© 100 и 300 компании Schlumberger, IMEX и STARS компании CMG и Tempest MORE компании ROXAR [12].

t-Navigator активно продвигается на отечественный рынок компанией RF Dinamics (http://rfdyn.com/ru, г. Москва). Архитектура продукта была изначально задумана таким образом, чтобы подавляющее большинство операций с моделью могло быть произведено через графический интерфейс, что позволяет экономить огромное количество сил и времени, затрачиваемых на адаптацию моделей, а также на подбор оптимальных схем разработки.

Кроме того, данная функциональность нашла широкое применение непосредственно на нефтегазовых промыслах, где большая часть специалистов, занимающихся решением оперативных задач, не имеет навыков профессиональных модельеров. Не имея опыта работы с текстовыми файлами определенной структуры, довольно тяжело взять полученную от специалиста гидродинамическую модель и, внося изменения в схему разработки, оценить эффективность тех или иных геолого-технических мероприятий. Графический интерфейс t-Navigator позволяет инженерам-разработчикам за пару дней освоить необходимый инструментарий и приступить к решению промысловых задач на основе трехмерных гидродинамических моделей. Для простоты работы реализован механизм запуска серийных расчетов с различными вариантами ГТМ для последующей оценке эффективности на общем графике.

Рисунок 11 - Программный комплекс t-Navigator

На сегодняшний день на добывающих предприятиях с помощью данного программного комплекса решаются следующие задачи:

- создание прогнозной версии модели для планирования разработки месторождения;

- оценка эффективности грп;

- выбор оптимальных кандидатов на бурение боковых стволов;

- оценка эффективности обработки призабойной зоны кислотами, растворами пав;

- расстановка скважин (групп скважин) по заданной схеме разработки;

- оценка эффективности заводнения;

- выбор оптимальной схемы закачки.

Также идея внедрения пакета визуализации с доступом к расчетному ядру открывает ряд возможностей по использованию аналитических инструментов, которые сложно было бы реализовать при считывании трехмерных полей выходных данных по окончании расчета. Непосредственно в ходе расчета модели специалист имеет доступ к двумерным и трехмерным картам рассчитанных параметров, графикам по скважинам, секторным диаграммам, графиками распределения добычи или закачки по интервалам перфорации каждой скважины. Кроме того, «на лету» можно построить карту с трубками тока, графики и матрицу дренирования для оценки эффективности закачки, различные типы гистограмм и многое другое. При этом для визуальной оценки информации Вы можете использовать любое количество окон, которые будут синхронно обновляться по ходу расчета.

Все элементы работы с интерактивной визуализацией и аналитическими инструментами могут быть экспортированы в различных форматах для использования в отчетах и презентациях. Также предусмотрена выгрузка таблиц в формате «Госплана».

Специфические модули t-Navigator:

1. Модуль оптимизации заводнения - модуль служит для гидродинамического моделирования трубок тока. С помощью линий тока t-Navigator позволяет выделить зоны дренирования скважин, построить матрицу дренирования, график эффективности закачки, таблицу дренирования. Накопленная и мгновенная таблицы дренирования позволяют численно оценить в динамике взаимодействие пар добывающих и нагнетательных скважин в любой момент времени и за любой период времени. Полностью поддержаны трассеры.

2. Модуль разрезания модели - данный модуль дает возможность авто разрезания (или автосборки) большой модели на самодостаточные фрагменты, авто декомпозиции. Разрезание может быть осуществлено по любым траекториям: вырезание отчетного региона в качестве самостоятельной модели, разрезание по произвольной карте пользователя. Осуществляется распределённая работа группы с общей «виртуальной моделью», использующая концепцию «каталога подмоделей», запись и учёт в расчёте граничных условий обоих типов (после первого расчёта виртуальной модели).