Модели, алгоритмы и программы, развивающие технологию 3D-моделирования нефтегазовых месторождений

Рис. 7. Пример работы ПО «Logger»

Реализация метода прогноза пьезопроводности и гидропроводности и описывающих его алгоритмов в ПК «Баланс-гидродинамик» демонстрируют применение геоинформационного подхода, что позволяет значительно расширить функционал ПО и качество работы с пространственно координированными данными. Пример пользовательского интерфейса и результаты расчетов приведены на рис. 8.

ПО «J-function» также тестировалось на основе реальных 3D-геологических моделей. Осуществлялась статистическая обработка результатов, оценивалась коррелируемость свойства водонасыщенности в 3D-геологической модели и результатов ГИС и лабораторных исследований керна.

Тестирование ПО «Correlation» осуществлялось на основе реальных данных для выявления фациальной неоднородности слоев. Созданное ПО является удобным и мобильным инструментальным средством для проведения исследований и определения взаимосвязи явлений с учетом их пространственного проявления. Пример работы ПО «Correlation» приведен на рис. 9.

Рис. 8. Пример работы ПК «Баланс-гидродинамик»

Тестирование ПО «GMUpscale» выполнялось на основе 3D-геологических моделей, созданных при помощи детерминированных и стохастических методов распределения свойств модели. Качество выполненного апскейлинга при переходе от геологической к гидродинамической модели оценивалось как визуально, так и с применением модуля «Экспертиза» (ПО TimeZYX), рекомендованного ЦКР для оценки качества цифровых моделей. Полученные таким образом геолого-статистические разрезы приведены на рис. 10.

ПО «WellSpacing» осуществляет построение рядных и площадных систем расстановки скважин с учетом условий, изложенных выше. Схема создания системы расстановки скважин в ПО «WellSpacing» приведена на рис. 11. Тестирование ПО «Mapper 3D» осуществлялось на тестовых однородных слоистых 3D-геологических моделях и реальных моделях водоносного пласта. Результаты моделирования приведены на рис. 12.

Система управления данными «GP-Storage» позволяет осуществлять хранение, анализ и визуализацию данных, в том числе пространственных, пример приведен на рис. 13.

Рис. 9. Пример работы ПО «Correlation»

Рис. 10. Результаты экспертизы апскейлинга с применением ПО «GMUpscale»

Интерфейс пользователя и расчетные алгоритмы реализованы в среде программирования Delphi. Представленное выше программное обеспечение реализовано с учетом принципов формирования технологии, сформулированным и предложенным в главе II. Тестирование осуществлялось на основе реальных данных о нефтегазовых месторождениях. Оценка эффективности алгоритмов изложена в главе IV.

Рис. 11. Схема создания системы расстановки скважин в ПО «WellSpacing»

В четвертой главе представлено применение предложенных моделей, алгоритмических и программных решений на реальных данных месторождений нефти и газа.

Рис. 12. Результаты моделирования закачки жидкости в скважину с применением ПО «Mapper 3D»

Тестирование и апробация предложенных в работе алгоритмических и программных средств проводилось на основе реальных трехмерных цифровых геологических и гидродинамических моделей. При этом апробация результатов осуществлялась при выполнении 37 научно-исследовательских работ, в 6 проектах из которых строились двумерные геологические модели, в 24 - трехмерные геологические модели, в том числе в 8 осуществлялось моделирование закачки жидкости в поглощающие скважины. В 13 проектах строились трехмерные гидродинамические модели, на основе которых выполнялись прогнозные расчеты вариантов разработки нефтегазовых месторождений.

Рис.13. Пример пользовательского интерфейса СУД «GP-Storage»

Как было отмечено ранее, построение трехмерных цифровых моделей месторождений осуществлялось при выполнении ряда проектных документов, прошедших экспертизу и защиту в Государственной комиссии по запасам, Центральной комиссии по разработке, согласование в государственных органах:

1. Подсчет запасов углеводородного сырья - 9 проектов.

2. Проект пробной эксплуатации - 5 проектов.

3. Технико-экономическое обоснование инвестиций - 1 проект.

4. Технологическая схема - 2 проекта.

5. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти- 1 проект.

6. Проекты разработки - 4 проекта.

7. Обоснование утилизации сточных и подтоварных вод путем закачки в поглощающие скважины - 7 проектов.

Построение геологических и гидродинамических моделей месторождений нефти и газа.

Для сбора и анализа геолого-геофизической и промысловой информации при построении 3D-геологических моделей применялось ПО «Logger», «GP-Storage», алгоритмы и методики пре- и постпроцессинга, представленные в главе II. На рис. 14 показан пример полученной таким образом 3D-геологической модели.

Рис. 14. Изометрическое изображение каркаса 3D-геологической модели

На этапе создания гидродинамической модели выполнен апскейлинг геологической модели при помощи ПО «Correlation» и «GMUpscale». Полученные диапазоны ремасштабирования изображены на рис. 15.

Для повышения эффективности (в плане снижения ресурсоемкости GDM) создания гидродинамической модели и на ее основе прогнозных вариантов разработки, дополнительно к перечисленному, применялось алгоритмическое и программное обеспечение «WellSpacing».

Рис. 15. Рассчитанные диапазоны апскейлинга геологической модели

В качестве базовых программных модулей для построения геологической и гидродинамической моделей применялись соответственно ПО Petrel и Eclipse компании Schlumberger.

Прогнозирование геолого-технологических показателей разработки на основе 3D-цифровых моделей месторождений

Прогноз технологических показателей разработки осуществлялся на основе различных систем разработки, сформированных при помощи ПО «WellSpacing». Примеры расстановок и полученных на их основе результатов моделирования прогноза приведены на рис. 16.

Для обоснования выбора систем расстановок и их плотности, анализа эффективности полученных результатов моделирования использовались методики оценки коэффициента охвата (расхождение с полученными в результате 3D-гидродинамического моделирования составило не более 8%) и тематического картирования.

Тестирование и апробация изложенного в работе метода прогноза ФЕС пласта и реализованного на его основе ПК «Баланс-Гидродинамик» осуществлялась на примере 5 месторождений Томской области.

В работе приведены результаты прогноза ФЕС пласта нефтяного месторождения Томской области по состоянию на 2005 г. В среде ПК «Баланс-гидродинамик» построены карты напряженности, пьезопроводности и гидропроводности и на их основе карты проницаемости.

Рис. 16. Примеры систем разработки (сверху) и результатов моделирования в виде карт остаточной нефтенасыщенности (снизу)

Прогноз ФЕС на основе оценки напряженности продуктивного пласта

Проектная деятельность на данном месторождении осуществляется на протяжении четырех лет. Получены характеристики по данным результатов моделирования по состоянию разработки на 2005 г. (фонд скважин - 5 шт.) и оценена достоверность результатов бурением новых скважин (в 2009 г. фонд скважин - 30 шт.). На рис. 17 показаны скважины, на основе которых осуществлялся прогноз ФЕС в 2005 г. (131, 132 и 135) и пробуренные после 2005 г. Скважины представлены на гриде, характеризующем прогнозный коэффициент проницаемости по состоянию изученности на 2005 г. Диаграммами показано сопоставление прогнозных (ПК «Баланс-гидродинамик») и фактических показателей коэффициентов проницаемости. Анализ полученных значений показал достаточно точную прогнозную оценку - ошибка достоверности не превысила 20%.

Рис. 17. Сопоставление прогнозных (2005 г. при помощи ПК «Баланс-Гидродинамик») и фактических (2009 г.) показателей коэффициентов проницаемости

Прогноз зон распространения закачиваемых флюидов при утилизации сточных и подтоварных вод

Моделирование закачки осуществлялось на месторождениях Томской области, Ханты-Мансийского АО и Красноярского края. При помощи ПО «Logger» выполнялся анализ ГИС-информации и выделение границ пластов. Моделирование прогнозируемых объемов закачки выполнялось с применением ПО «Mapper 3D». В табл. 1 приведены прогнозируемые объемы закачиваемого флюида и полученные по результатам моделирования радиусы его распространения (R1 - радиус минимального удаления закачиваемого флюида от ствола скважины, R2 - радиус максимального удаления, R2-R1 - зона диффузии на границе контура распространения закачиваемого флюида). На рис. 18 приведены графические результаты.

Таблица 1. Динамика распространения закачиваемой жидкости

Рис. 18. Предельный контур распространения флюида за 5 лет

Оценка эффективности применения разработанных моделей, алгоритмических и программных средств

Объем (в среде СУД GP-Storage) созданных баз данных и хранилища данных проектов и моделей по итогам работы составил 330 Гб. При этом исходные данные составили 12,8 Гб. Сведения и материалы по защищенным проектам 13,5 Гб. Остальной объем памяти занимают многовариантные геологические, гидродинамические и на их основе прогнозные модели месторождений нефти и газа.

Эффективность применения методик, алгоритмов и программных средств при 3D-моделировании и проектировании месторождений нефти и газа на всех этапах ЖЦМ оценена при помощи следующих основных критериев:

· Повышение точности получаемых решений.

· Сокращение затрачиваемого времени на выполнение операций и этапов.

· Обеспечение многовариантности решений.

· Экономическая эффективность за счет снижения стоимости применяемого ПО.

· Экономическая эффективность за счет снижения трудозатрат.

Снижение временных затрат на проведение отдельных этапов моделирования и проектирования при применении созданного алгоритмического и программного обеспечения составило до 90%. Как показал опыт применения последнего, в зависимости от назначения проектирования и стадии разработки месторождения, снижение трудозатрат составляет от 5 до 38%. Обобщенная качественная оценка эффективности применения предложенных модельных, алгоритмических и программных средств может быть представлена следующим образом.

Таблица. 2 Эффективность применения алгоритмического и программного обеспечения

Эффективность применения разработанных моделей, алгоритмов и программных средств подтверждается представленными шестью актами о внедрении, пятью документами об использовании результатов и пятью свидетельствами о регистрации авторских прав на программное обеспечение.

3. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

В процессе выполненных теоретических и экспериментальных исследований получены следующие основные результаты:

1. Выполнен анализ отечественных и зарубежных информационных, алгоритмических и программных и средств, используемых при моделировании нефтегазовых месторождений.

2. С системных позиций описаны модели и процессы геологического и гидродинамического моделирования.

3. Предложены методики оценки эффективности проектных решений, временных затрат на моделирование, существенно снижающие ресурсоемкость процесса моделирования. Предложена классификация методов исследований объекта моделирования и проектирования.

4. Сформулированы предложения по развитию моделей процессов 3D-геологического и 3D-гидродинамического моделирования и предложена формула оценки ресурсоемкости информационной технологии.

5. Сформулированы предложения по дополнению функций базового ПО, показаны роль и место предложенных в работе методических, алгоритмических и программных средств для решения проектных задач с существенно меньшими затратами ресурсов.

6. Создана схема БД месторождений и проектов, предложена структура файлового хранилища для сбора и хранения данных о месторождении, проектах и моделях.

7. Разработаны новые методики, алгоритмические и программные средства для пре- и постпроцессинга, включающие корреляционный анализ, тематическое картирование, оценку коэффициентов охвата вытеснением.

8. Разработаны новые алгоритмические и программные средства для 3D-геологического моделирования:

· прогноза пьезопроводности и гидропроводности пласта в условиях его слабой изученности;

· мобильный вьювер для визуального анализа геофизической информации и т.п.;

· расчета функции распределения нефтенасыщенности и обоснования параметров J-функции по результатам статистического анализа геолого-геофизической информации.

9. Разработаны новые алгоритмические и программные средства для 3D-гидродинамического моделирования:

· ремасштабирования при переходе от геологической к гидродинамической модели;

· генерации вариантов расстановки скважин с привязкой к существующим на момент принятия решения скважинам;

· прогноза контура распространения закачиваемых флюидов в поглощающие скважины.

10. Разработанные модели, алгоритмическое и программное обеспечение внедрены и используются в шести организациях, что подтверждено соответствующими актами. Результаты использованы при выполнении 37 отчетов по НИР.

Результаты диссертационной работы опубликованы в 50 научных работах, основные из которых приведены ниже.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ

1. Марков Н.Г., Захарова А.А., Ковин Р.В., Ананьина В.П., Гаряев Р.И., Савицкий Р.В. Геоинформационная система для решения задач гидрогеологии // Информационные технологии, 1997. №4. С. 29-33.

2. Захарова А.А., Ковин., Р.В., Марков Н. Г. Геоинформационные системы и технологии в геологии: тенденции развития, опыт разработки и перспективы // Инновационные методы и технологии нефтегазопоисковых работ и возможные пути их реализации в юго-восточных районах Западной Сибири: Сб. Томск: Изд-во Томского ЦНТИ, 2000. С. 75-87.

3. Захарова А.А., Марков Н.Г. Применение метода Монте-Карло для решения практических гидрогеологических задач // Перспективы обеспечения сырьевыми ресурсами топливно-энергетического комплекса Томской области. Томск: Изд-во Томского ЦНТИ, 2001. С. 94-100.

4. Пешков В.Е., Захарова А.А., Соляник А.С., Тихомирова Н.О., Крылов О.В. Составление карт гидродинамических параметров и плотностей запасов по результатам сейсморазведочных работ и испытания скважин - один из путей оценки перспектив нефтегазоносности нетрадиционных коллекторов юрского возраста // Геологическое строение и нефтегазоносность отложений юго-востока Западно-сибирской плиты (Томская область): Сб. Новосибирск: Изд-во ФГУП «СНИИГГиМС» СО РАН, 2006. С. 27-33.

5. Федоров Б.А., Останкова О.С., Чернова О.С., Захарова А.А. Применение седиментологических моделей при проектировании разработки Широтного месторождения // Нефтяное хозяйство. 2006. № 8. С. 58-62.

6. Захарова А.А. Минимизация размерности трехмерных моделей нефтегазовых месторождений // Известия ТПУ. Т. 309. №7. 2006. С. 55-59.

7. Захарова А.А. Методика анализа цифровых моделей нефтегазовых месторождений на основе тематического картирования // Известия ТПУ. Т. 309. №7. 2006. С. 60-65.

8. Ямпольский В.З., Захарова А.А., Иванов М.А., Чернова О.С. Анализ программного обеспечения для трехмерного моделирования и оптимизации разработки месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. Т. 309. №7. 2006. С. 50-55.

9. Пешков В.Е., Соляник А.С., Крылов О.В., Захарова А.А., Тихомирова Н.О. Обоснование модели прогнозирования проницаемости параметров продуктивных пластов при освоении нефтяных и газовых месторождений // Известия ТПУ. Т. 310. №3. 2007. С. 19-21.

10. Захарова А.А., Иванов М.А. Оптимизация процесса цифрового 3D-моделирования месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. Т. 312. №5. 2008. С. 119-125.

11. Захарова А.А. Метод и алгоритм оценки коэффициентов охвата вытеснением и заводнением // Известия ТПУ. Т. 314. №5. 2009 С. 105-109.

12. Захарова А.А., Жидкова Н.А. Математическое обеспечение программного модуля PWRI-FRAC для прогнозирования параметров трещины в нагнетательных и поглощающих скважинах при давлениях закачки выше давления гидроразрыва пласта // Известия ТПУ. Т. 314. №1. 2009. С. 66-71.

13. Захарова А.А., Иванов М.А. Программное обеспечение «GMUPSCALE» для ремасштабирования геологической модели месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. Т. 314. №5. 2009. С. 110-113.

14. Захарова А.А., Ямпольский В.З. Оптимизация технологии моделирования нефтегазовых месторождений на основе цифровых 3Д геологических и гидродинамических моделей // Проблемы информатики. Новосибирск: ИВМиМГ СО РАН, 2009. №2. С. 38-42.

1. WellSpacing / А.А. Захарова [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009611809 от 24.02.2009.

2. Балан-Гидродинамик / А.А. Захарова [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009612364 от 24.03.2009.

3. Комплекс программно-инструментальных средств для оптимизации технологии цифрового 3D-геолого-гидродинамического моделирования нефтегзовых месторождений / А.А. Захарова [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009612623 от 22.05.2009.

4. Upscaling / А.А. Захарова [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009612867 от 08.06.2009.

5. J-function / А.А. Захарова [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009614136 от 08.06.2009.

Размещено на Allbest.ru