Исходные данные для построения геолого-технологической модели

Автор: к.т.н. К.Т. Тынчеров

 

 

ЛЕКЦИЯ 2 (2.1)

 

ОСНОВЫ построения геолого-технологических моделей

 

Направление подготовки: 553600 «Нефтегазовое дело»__________

(код и наименование)

Специализация: 130500 62 «Разработка и эксплуатация

нефтегазовых месторождений»

(Профиль подготовки, специализация или программы подготовки магистров) (наименование профиля бакалавриата, специализации) специалитета или программы подготовки магистров)

 

Время – 2 часа

 

Октябрьский 2013

Тема: ОСНОВЫ построения геолого-технологических моделей

Цель: Сформировать представление о таких понятиях как адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель; цифровая трехмерная геологическая модель и программный комплекс для геологического моделирования, а также об исходных данных для моделирования и основных этапах геологического моделирования на основе Регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений - РД 153-39.0-047-00, пояснить основные термины моделирования в нефтегазовой отрасли, объяснить роль и значение построения геолого-технологических моделей.

Приемы обучения: изложение, рассказ, показ, эвристическая беседа.

Место проведения: - аудитория в соответствии с расписанием.

Время проведения занятия: - одно занятие (2 часа).

Материально-техническое обеспечение занятия:

1. Учебная литература;

2. Комплект слайдов выполненных в программе Power Point;

3. Оборудование лекционной аудитории;

4. Интерактивная доска, мультимедийное оборудование.

5. Наличие конспектов и шариковых ручек у слушателей.

Распределение учебного времени:

Вводная часть: - проверка наличия обучаемых и их готовность к занятию	4 мин.
- вступительное слово преподавателя (постановка цели лекции, разъяснение порядка проведения занятия, показ связи с другими темами дисциплины, акцентирование внимания на важность изучения и получения знаний по данной теме)	6 мин.
Основная часть: - изучение основных вопросов темы	65 мин.
Заключительная часть
- рекомендации по дальнейшему изучению темы;	1 мин.
- подведение итогов учебного занятия;	2 мин.
- методические рекомендации на самостоятельную подготовку.	2 мин.
Итого	80 мин.

План лекции и расчет времени:

Введение Основная часть 1. Основные понятия и определения. 2. Исходные данные для построения геолого-технологической модели Заключение

10 мин.   40 мин. 25 мин.   5 мин.

Основные понятия и определения.

Слайд 1.

Слайд 2.

1. В последнее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ). Применение указанных моделей регулируется Регламентом по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00, утвержденным и введенным в действие Приказом Минтопэнерго России N 67 от 10.03.2000.

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия (ГТМ) по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и  экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

В процессе рассмотрения первого вопроса изучим такие понятия, как адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель; цифровая трехмерная геологическая модель и программный комплекс для геологического моделирования.

Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) – это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Слайд 3.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

• цифровой интегрированной базы геологической,  геофизической, гидродинамической и промысловой  информации;

• цифровой трехмерной адресной геологической модели  месторождения (залежей);

• двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных,  физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

• программных средств построения, просмотра, редактирования  цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;

• программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять  модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений.

Слайд 4.

Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

• пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

• пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

• пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

• средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

• пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

• пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).

Слайд 5.

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):

• формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;

• формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;

• построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС (ГИС – геофизические исследования скважин);

• просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;

• дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.

Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ, истории бурения и испытаний скважин. Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.

Слайд 6.

Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:

•фильтрационные параметры – относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;

•массив данных по скважинам, который содержит – интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ (обработка призабойных зон), РИР (ремонтно-изоляционные работы), ГРП (гидравлический разрыв пласта), результатах испытаний, обустройстве месторождения.

Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Слайд 7.

Программный комплекс ФМ должен осуществлять:

• численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз

или компонентов;

• анализ фильтрационных течений и расчетных технологических

показателей;

• выбор мероприятий по регулированию процесса разработки;

• редактирование модели при внесении новых данных.

Слайд 8.

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

• многопластовый характер эксплуатационных объектов;

• неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость;

• многофазность фильтрационных потоков;

• капиллярные и гравитационные силы;

• порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы.

Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.

Слайд 9.

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

• оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;

• оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;

• исследования кернов и проб пластовых флюидов;

• детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;

• уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС (геофизические исследования скважин), исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ (гидродинамические исследования) и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;

• построение схем обоснования флюидных контактов;

• геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;

• палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;

• фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;

• детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;

• интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.

Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:

• повысить эффективность геологоразведочного процесса;

• оперативно управлять текущими запасами;

• на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;

• осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;

• сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;

• проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, c балансовыми запасами свыше 1 млн т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений Центральной и территориальными комиссиями по разработке.

 

Слайд 10.

Исходные данные для построения геолого-технологической модели

Помимо особенностей геологического строения месторождения количество и качество исходной информации в значительной степени определяют способы построения модели и получаемые результаты. Определим основной набор исходных данных:

1. Координаты устьев скважин, альтитуды, инклинометрия - используются для создания траекторий скважин в модели. Важно отметить, что в последнее время в старых скважинах в массовом порядке проводятся повторные измерения инклинометрии (гироскопы), которые необходимо обязательно собрать и учесть.

В случае, если необходимо в точности повторить в модели траектории скважин, рассчитанных маркшейдерской службой, рекомендуется создавать траекторию через позиционный каротаж (X, Y, Z), используя координаты устья и рассчитанные маркшейдерской службой приращения по трем осям. Таблицы поправок в инклинометрию используются для введения поправок в альтитуды скважин (для «подвижек» скважин) в предположении наличия погрешностей инклинометрии по результатам анализа структурных поверхностей и флюидных контактов.

2. Координаты пластопересечений, рассчитанные маркшейдерской службой - используются для контроля пластопересечений, рассчитанных в проекте после корреляции пластов, а также для создания искусственных вертикальных скважин в модели, когда отсутствуют данные инклинометрии. В этом случае координаты устьев принимаются равными координатам пластопересечений, а альтитуды - сумме альтитуд и удлинений на кровлю пласта. При сопоставлении координат пластопересечений надо иметь в виду, что алгоритмы расчета траекторий скважин по информации об углах и азимутах в разных программах могут различаться.

3. Стратиграфические разбивки (маркеры), рассчитанные геологом в проекте - используются в качестве основы при формировании структурного каркаса.

4. Кривые ГИС - используются для корреляционных построений, выделения литотипов, оценки характера насыщения и ФЕС, фациального анализа, привязки данных сейсморазведки. Результаты интерпретации ГИС (РИГИС) используются при построении 3Д модели для распространения свойств - построения кубов фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

5. Отбивки флюидных контактов в скважинах - используются для построения карт флюидных контактов и геометризации залежей. Интервалы перфорации, результаты испытаний и работы скважин, гидродинамического каротажа используются для обоснования и корректировки положения флюидных контактов.

6. Даты бурения и ввода скважин в добычу (под закачку), карты накопленных отборов и закачки - используются при отборе скважин с неискаженными влиянием разработки величинами начальной насыщенности Кн.

7. Сейсмические данные. Структурные карты и поверхности нарушений по данным сейсморазведки, бурения и других методов используются для формирования структурного каркаса. Карты или кубы сейсмических атрибутов используются для распространения ФЕС в межскважинном пространстве.

8. Уравнения петрофизических зависимостей «керн-керн» (например, LgК_пр=f(К_п)) и «керн-ГИС» (например, К_п=ц(апс)), средние и граничные (min, max) значения коллекторских свойств, кривые капиллярного давления - получаются по результатам совместной интерпретации данных керна и ГИС, используются для расчета ФЕС с учетом литотипов, построения модели переходной зоны.

9. Количественные (определения Кп, Кпр, Кв) и качественные (описания) исследования керна. Применяются при настройке данных ГИС для последующей массовой интерпретации, а также при создании концептуальной модели.

10. Общие и геологические данные:

• карты эффективных и нефтенасыщенных толщин 2Д (из отчета по подсчету запасов) - используются для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3Д модели. Сводная таблица подсчетных параметров и запасов УВ (из отчета по подсчету запасов) используется для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3Д модели.

• топоснова, полигоны лицензии, ВНК, нарушений, зон замещения и выклинивания, водоохранных зон, категорий запасов (из отчета по подсчету запасов) - используются в качестве исходных данных для двумерного картопостроения и 3Д моделирования, для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3Д модели. Как правило, эта информация сводится на совмещенную схему изученности (рис.1), которая является базовой картой (basemap) при создании модели.

• текст отчета по подсчету запасов (проектного документа), отчеты по изучению недр являются той фактологической базой, на которой базируется оценка запасов и построение модели.

Поскольку основной опорной информацией для построения модели являются данные РИГИС, рассмотрим наиболее распространенные виды интерпретации ГИС, используемые при создании моделей.

Поточечная непрерывная интерпретация используется в зарубежных (в большей степени) и российских программных пакетах интерпретации.

Оценка геофизических параметров и ФЕС выполняется по всему разрезу с шагом дискретизации каротажных измерений.

Поинтервальная (попластовая) интерпретация традиционно используется во многих российских программных пакетах интерпретации (рис.2). Слайд 12.

Оценка геофизических параметров и ФЕС выполняется для относительно однородных интервалов разреза, обычно толщиной от 0, 4 до 4м.

Применяется и упрощенный подход при попластовой обработке ГИС -оценка

ФЕС только в коллекторах, в неколлекторах значения не определяются. К сожалению, данный подход до сих пор достаточно широко распространен как стандартный при подсчете запасов, что не позволяет полностью использовать весь арсенал методов моделирования при построении моделей.

Поинтервальная или поточечная непрерывная интерпретация по разрезу с выделением литотипов пород - наиболее оптимальный для построения полноценной геологической модели вариант интерпретации ГИС, который целесообразно фиксировать в техническом (геологическом) задании на интерпретацию данных каротажа.

Слайд 13. Как правило, данные, собранные из различных источников (рис.3), загружаются в программный продукт моделирования, где создается новый рабочий проект. Большинство современных пакетов геологического моделирования (Petrel, IRAP RMS, Gocad) имеют файловую организационную структуру.

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.

Слайды 14, 15.

Типовой набор основных модулей наиболее распространенных пакетов трехмерного геологического моделирования показан на рис.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, кросс-плотов, 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.

Слайд 16.

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 (рис.5), 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 (рис.5) в объемном стереоскопическом режиме [Закревский К.Е., Сыртланов В.Р., Майсюк Д.М., 2008]. 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.

Рис.5. Примеры центров пространственной визуализации и рабочего места геолога-модельера (по К.Е. Закревскому, 2009)

Слайд 17

В заключение остановимся на принципах выбора границ проекта моделирования. Как правило, в плане границы участка моделирования (рис.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 (рис.6), даже если они водоносные.

Рис.2.6. Выбор границ моделирования объекта (по К.Е. Закревскому, 2009)

 

Слайды 18, 19.

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

1. Сбор, анализ и подготовка необходимой информации, загрузка данных.

2. Структурное моделирование (создание каркаса).

3. Создание сетки (3D грида), осреднение (перенос) скважинных данных на сетку.

4. Фациальное (литологическое) моделирование.

5. Петрофизическое моделирование.

6. 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.

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.

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 последующем 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.

Литература

 

1. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Утвержден и введен в действие Приказом Минтопэнерго России N 67 от 10.03.2000.

2.  Тынчеров К.Т., Горюнова М.В. Практический курс геологического и гидродинамического моделирования процесса добычи углеводородов: учебное пособие / К.Т.Тынчеров, М.В.Горюнова – Октябрьский: издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2012, 150 с.

3. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование:. Изд.: ООО ИПЦ "Маска" Год: 2009,: 376 с.

 

 

Подпись автора _______ К.Т. Тынчеров

«_____» ____________________ 2013 г.

Лекция рассмотрена на заседании

кафедры РРНГМ

 «_____» _________________ 2013 г.

протокол № ______