CC BY
129
УДК 519.71
АЛГОРИТМИЧЕСКОЕ И ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ ПРЕ- И ПОСТПРОЦЕССИНГА ПРИ 3D-МОДЕЛИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
А.А. Захарова, В.З. Ямпольский
Томский политехнический университет E-mail: zaa@tpu.ru
Обсуждаются проблемы развития информационных технологий 3й-моделирования нефтегазовых месторождений на основе дополнения базового программного обеспечения алгоритмами и совместимыми программными модулями для пре- и постпро-цессинга. Показана возможность решения с их помощью ряда актуальных задач геолого-гидродинамического моделирования: построения тематических карт, карт поверхностей частных и парных корреляций, определение площадей охвата разработкой с применением методов интенсификации нефтеотдачи пласта и без них, а также визуализации результатов решения задач.
Ключевые слова:
3D-геологические и Эй-гидродинамические модели, месторождения нефти и газа, алгоритмическое и программное обеспечение, обработка данных, информационные технологии.
Key words:
3D-geology and 3D-hydrogeology models, oil and gas field, algorithmic and program software, data processing, information technology.
На всех этапах геологического (ГМ) и гидродинамического (ГДМ) моделирования в процессе разработки проектных документов или осуществлении мониторинга месторождений нефти и газа необходимо осуществлять анализ, как исходных данных, так и результатов моделирования с целью принятия решений о дальнейшей стратегии разработки месторождения. Используемый для этих целей комплекс алгоритмов и программ предлагается далее именовать как пре- и постпроцессинг. Обобщенная схема комплекса приведена на рис. 1.
Пре- и постпроцессинг предусматривает визуализацию и анализ большого объема данных. Важно учитывать информацию об объектах с учетом их пространственного положения. Более того, для принятия решения необходимо получать комплексные показатели (рассчитанные на основе со-
вокупности параметров с учетом пространственного распределения). Для решения указанных задач предлагается использовать такой подход, как тематическое картирование [1].
Следует отметить, что методика, алгоритмы и программное обеспечение пре- и постпроцессинга ориентированы на оптимизацию решения следующих задач:
• распределение по скважинам параметров и характеристик пород и флюидов с целью выбора оптимального метода распределения фильтра-ционно-емкостных свойств (ФЕС) в 3D-геоло-гической модели (препроцессинг ГМ);
• получение карт распределений ФЕС геологической модели для принятия решения о достоверности и адекватности полученной в результате моделирования (постпроцессинг ГМ);
Экспертное решение
Рис. 1. Обобщенная схема применения комплекса алгоритмов и программных средств для пре- и постпроцессинга
• обоснование корректности перехода от геологической к гидродинамической модели (пре-процессинг ГДМ);
• получение характеристик геологической модели и промысловых параметров для выбора системы разработки месторождений (препроцес-синг ГДМ);
• определение остаточных запасов по результатам прогнозного моделирования разработки на основе гидродинамической модели (постпроцес-синг ГДМ);
• определение соотношения затрат на обустройство и разработку месторождения и поскважин-ных объемов добычи для принятия решений об экономической эффективности фонда скважин (постпроцессинг ГДМ).
Тематическая карта - это эффективный инструмент анализа пространственных данных, который позволяет наглядно сопоставлять и комплексно представлять атрибутивную и картографическую информацию. При этом формируют комплексные (многослойные и с картируемыми атрибутами, рассчитанными на основе нескольких показателей, в том числе характеризующих динамику процесса) карты, в которых одновременно применяют несколько форм представления информации (градиентные заливки, картограммы, картодиаграммы).
Средства для создания некоторых видов тематических карт частично реализованы в среде специализированного программного обеспечения, применяемого в большинстве научно-проектных организациях и нефтегазовых компаниях (компаний 8сЫ1ишЬещег, Яохаг и др.), но полнофункциональными данные средства не являются. Поэтому решение вопросов, связанных с описанием методики тематического картирования и применения ее в рамках геолого-гидродинамического моделирования весьма актуально.
Традиционно тематическое картирование применяется преимущественно для решения задач, связанных с исследованиями земной поверхности и размещенных на ней объектов.
Известно, что на всех стадиях жизненного цикла месторождений нефти и газа создается ряд проектных документов, для чего необходимо обрабатывать большие объемы информации и анализировать множество решений - от выбора схемы расстановки скважин, до анализа распределения плотности запасов в залежи. От принятых решений зависит эффективность процессов разработки и извлечения запасов углеводородов.
При 3Б-моделировании месторождений, кар-топостроение зачастую ограничивается набором карт, предусмотренных регламентом по созданию проектной документации, а анализ параметров разработки осуществляется при помощи средств, предоставляемых базовым программным обеспече-
нием (комплекс программных средств - программных линеек, созданных ведущими мировыми вен-дерами для цифрового 3Б-геологического и гидродинамического моделирования).
Известно, что процесс моделирования характеризуется многовариантностью. Поэтому, с целью сокращения числа моделируемых вариантов, прежде чем приступить к формированию схем разработки, следует провести анализ исходных данных, так называемый препроцессинг. Специфика такого анализа заключается в пространственной распределенности исходных данных, для работы с которыми следует применять специальные методы и алгоритмы. С этой целью предлагается методика анализа цифровой геологической модели месторождения с применением геоинформационных технологий.
Целью тематического картирования является формирование наглядных визуальных представлений, комплексно представленных пространственно координированных данных для определения:
• взаимосвязи явлений;
• динамики процесса;
• текущего состояния процесса/явления. Исходными являются:
• Точечные данные по скважинам (забойные и пластовые давления, текущие и накопленные показатели нефти, воды, газа, конденсата и т. п.).
• Параметры, характеризующие области/зоны (карты распределения параметров ФЕС, давлений, общих, эффективных, нефтенасыщенных толщин, плотность запасов и т. п.).
Способами и форматами представления исходных данных являются:
• Точки (координаты X, Y, параметры) в формате баз данных, таблиц и текста.
• Полигоны (координаты {X}, {Y}, параметры) в формате векторного представления геоинформационных и CAD-систем и систем мелкомасштабного картографирования.
• Регулярные сетки, описывающие поля (mxn смежных ячеек {x, y, z}) в обменных и пользовательских форматах (grd, ASCII и т. п.). Результаты картирования представляются в виде:
• градиентной раскраски (регулярные сетки) по параметру/комплексному параметру;
• картограмм (одновременное отображение множества параметров объектов карты);
• картодиаграмм (визуализации объектов посредством цветовой схемы на основе параметра/комплексного параметра);
• полигонов Вороного (выделение зоны влияния точечного объекта с присвоенными/рассчитанными значениями параметров);
• комплексных (синтетических) карт (одновременная визуализация регулярных сеток и картодиаграмм, полигонов и картограммы, картограмм и картодиаграмм). Исходные параметры для расчета комплексных показателей:
1. Геологическое моделирование:
• Поскважинная информация (пространственные координаты, кривизна, назначение и т. п.).
• Геолого-промысловые характеристики (ФЕС пород, начальные обводненности, пластовое давление, давление насыщения и т. п.).
• Запасы (параметры геологической модели: пористость, нефтенасыщенность, вязкость нефти, объемный коэффициент и т. п.).
• Результаты исследований (на керне: фильт-рационно-емкостные свойства пород, относительные фазовые проницаемости, коэффициент вытеснения; пробы нефти, воды, газа; геофизические и промысловые геофизические исследования скважин).
2. Гидродинамическое моделирование:
• РУТ-свойства (свойства пластовых флюидов, зависящие от давления и температуры).
• Геолого-промысловые характеристики (де-биты нефти, воды, газа, конденсата, накопленные показатели, режимы работы и т. п.).
• Результаты исследований (технологические режимы, геологотехнические мероприятия, гидродинамические испытания).
Комплексирование параметров осуществляется путем исследования взаимосвязи явлений (например, расчет невязок параметров по модели и по факту), расчетных геологических и гидродинамических параметров (на основе исходных данных или данных, характеризующих разницу определений исходных данных во времени или пространственной удаленности).
Таким образом, шаги алгоритма тематического картирования можно определить следующим образом:
1. Определить тип и способ описания исходных данных.
2. Определить способ визуализации результатов анализа.
3. Выбрать тип картографического отображения исходных данных и результатов.
4. Выбрать программное обеспечение для:
• импорта/экспорта исходных данных и результатов картирования, расчета комплексного показателя;
• построения и визуализации тематических (в том числе синтетических) карт.
5. Формировать изображения исходных и результирующих тематических карт.
6. Анализировать данные (визуальный, статистический) и принимать решения.
Алгоритм и результаты его применения, примеры полученных с его помощью тематических карт описаны в работе [1].
Алгоритмическое обеспечение программного средства для выполнения корреляции на основе 2D-grid, позволяет осуществлять анализ взаимосвязи пространственных показателей, а также принимать решение о структуризации 3D-геологиче-ских и гидродинамических моделей [2, 3].
На рис. 2 приведен пример результата расчета парного коэффициента корреляции. В качестве исходных взяты три карты А, В и С с изолинейным изображением (рис. 3).
Коэффициенты, получаемые в итоге расчетов, служат для создания не только парных карт, но и частных корреляций, которые позволяют установить - не является ли связь между какими-либо явлениями А и В обусловленной влиянием какого-нибудь третьего явления С.
На рис. 4 приведен результат расчета частного коэффициента.
Частный показатель корреляции редко используется для исследования и картографирования взаимосвязей, хотя его применение может быть эффективным в ряде случаев. Пусть, например, исследуются три явления (пространственно распределенные характеристики): А - плотность начальных геологических запасов нефти; В - средние де-биты; С - пластовое давление, а парные коэффициенты корреляции имеют значения RAB=0,6; RAC=0,8; Rbc=0,7. Если теперь оценить влияние объемов запасов на фациальную однородность, исключив величины дебитов, то оказывается, что связь между этими явлениями характеризуется как слабая, Rab/c =0,3. Рассмотрим другой случай, при котором элиминация третьего фактора усиливает связь. Пусть А - остаточные подвижные запасы, В - начальные дебиты скважин, а С - фациальная неоднородность пласта, а значения парных коэффициентов корреляции таковы: RAB=0,4; RAC=0,3; RBC=-0,6. Величина RAB указывает на слабую зависимость остаточных подвижных запасов от начальных дебитов, однако можно предполагать, что эта связь будет обусловлена воздействием фациально-го фактора. Действительно, такой частный коэффициент корреляции Rab/c=0,8.
Описанные выше алгоритмы реализованы алгоритмически и программно в рамках программного модуля «Correlation» и применяются для реализации пре- и постпроцессинга при моделировании месторождений нефти и газа.
При оценке эффективности разработки обычно оперируют таким показателем, как коэффициент охвата кохв, который характеризует охват залежи при разработке вытеснением (отбор из добывающих скважин) и заводнением (вытеснение флюида от нагнетательных скважин). Принято кохв опреде-
0.7 10 2.0 2,9 3,8 41 3.7
5.0 4 0 3:0 2 0 1,0 0,8 1.6
6 3 6 0 5,0 4,0 3 0 2,3 13
А В
Рис 2. Исходные сетки для расчета парных и частных корреляций (А, В и С)
С
Rab Rac
Рис. 3. Модальный пример вычисления парных корреляций RAB, RAC и RBC
bc
-Ц46 -ДЗЭ -0,64 Q5S ДЭ2
"■-077 -а, 57^- -о ,21^-0, а 5 Q37
• •ч- • л*
- -0,67 -0,73 -0,64., \а.02
»\ • \ 1 г
Rab/c
Rac/b
Rbc/a
Рис. 4. Модальный пример вычисления частных корреляций RAB/C, Rac/b и Rbc/a
лять, как £ох1=КИНДвыт, где КИН - коэффициент извлечения нефти; £выт - коэффициент вытеснения, определяется по результатам капилляроме-трии на образцах керна. Указанный коэффициент характеризует степень выработки запасов (текущую или прогнозируемую) и является одним из ключевых при оценке текущего состояния разработки или прогнозных вариантов разработки.
Представленный расчет следует считать приближенным. В нем не учитываются геометрическая сложность контура ВНК и истинные площадные характеристики зон, не охваченных разработкой. Поэтому предложена новая методика определения £охв, которая позволяет проводить как экспресс-оценку с учетом осредненных параметров пласта, так и учитывать параметры скважинного окружения. Предлагаемая методика и реализующий ее алгоритм следует применять на этапе постпроцессинга GDM для оперативного принятия решения об эффективности моделирования и использования той или иной системы расстановки проектируемых скважин.
Пусть W(n) - множество скважин реализации RGBk (для оценки текущего состояния разработки и оценки охвата вытеснением) или предполагаемой
¡-й реализации из множества реализаций проектных решений {РОР(} (для экспресс оценки эффективности системы разработки), W={N¡, x¡, у}}= ={Np, tp, Хр, УрМ^, t¡¡, х, у г ¡}, где п - количество скважин, ¡р={1, ... п¡}, пр - количество добывающих скважин, ¡¡={1, ... п} П1 - количество нагнетательных скважин, 0(м) - контур ВНК.
Каждая скважина характеризуется такими показателями, как - дебит нефти (м3/сут), а перечисленные ниже параметры задаются или для каждой скважины индивидуально, или как средние показатели для всех скважин месторождения/залежи: К - проницаемость (эффективная проницаемость нефти), мД; Н - эффективная мощность пласта, м; Рг - среднее пластовое давление, атм; Р^ - забойное давление, атм; ш„ - вязкость нефти (в пластовых условиях), сПз; Во - объемный коэффициент нефти, м3/м3; ге - радиус дренирования, м; - радиус скважины, м; £ - скин-фактор.
Таким образом, для каждой скважины по формуле Дюпюи [4] рассчитывается радиус, охваченный разработкой. Для расчета £охв определяются площади, охваченные процессом вытеснения и заводнения и ограниченные данными радиусами [4].
Рис. 5. Пример вычисления коэффициента охвата без ГРП (слева) и с ГРП (справа)
Рассчитываемый коэффициент представляет собой соотношение полученной суммарной площади к общей площади залежи. Пример полученных расчетов приведен на рис. 5.
На рисунке слева в границах контура ВНК показана площадь, охваченная разработкой добывающих скважин при пятиточечной системе без проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП), который является методом интенсификации разработки и с ГРП (справа).
Представленное методическое и алгоритмическое обеспечение для построения тематических
карт, карт поверхностей частных и парных корреляций, определение площадей охвата разработкой, которое в рамках пре- и постпроцессинга ГМ и ГДМ позволяет снижать трудозатраты на проведение 3Б-моделирования и формирование проектной документации. Таким образом, показаны пути развития технологий 3Б-моделирования месторождений нефти и газа, как при мониторинге месторождений, так и при формировании проектной документации. Созданное таким образом дополнительное программное обеспечение встраивается в промышленную технологию, снижая ее ресурсоемкость.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Захарова А.А. Методика анализа цифровых моделей нефтегазовых месторождений на основе тематического картирования // Известия Томского политехнического университета. - 2006. - Т. 309. - № 7. - С. 60-65.
2. Захарова А.А., Ямпольский В.З. Оптимизация технологии моделирования нефтегазовых месторождений на основе цифровых 3Д геологических и гидродинамических моделей // Проблемы информатики. - 2009. - № 2. - С. 38-42.
3. Захарова А.А. Минимизация размерности трехмерных моделей нефтегазовых месторождений // Известия Томского политехнического университета. - 2006. - Т. 309. - № 7. - С. 55-59.
4. Захарова А.А. Метод и алгоритм оценки коэффициентов охвата вытеснением и заводнением // Известия Томского политехнического университета. - 2009. - Т. 314. - № 5. - С. 105-109.
Поступила 30.04.2010г.
