CC BY
52
УДК 553.98
ДЕТАЛЬНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И ТРЕХМЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ (по опыту работы Центральной комиссии по разработке месторождений*)
Э.М.Халимов (ФГУП "Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт")
Автор статьи рассматривает недостатки численного трехмерного моделирования продуктивных пластов. Цифровые модели, построенные на трехмерных моделях, определяются по их способности обеспечивать точный прогноз режимов течения, при этом пластовое моделирование не приводит к повышению точности расчетов. Кроме того, геологические и фильтрационные модели строятся по малым объемам информации.
Ключевые слова: трехмерное моделирование; геологические модели; разработка.
Численное моделирование продуктивных пластов в отечественной практике проектирования разработки стали применять в конце 90-х гг. прошлого века. Этому способствовали накопление быстродействующих цифровых вычислительных машин и развитие численных методов, позволяющих выполнять большие объемы вычислений.
Геологические модели, дающие приближенное представление о реальных объектах, являются основой цифровой фильтрационной модели, пришедшей на смену физической, аналоговой моделям, предназначенным для решения конечно-разностных уравнений, описывающих двух- и трехмерное многофазное течение флюидов в неоднородных средах.
Построение геологических моделей является начальной, весьма ответственной, стадией моделирования. От корректности постановки и выполнения этой стадии, количества и качества имеющихся входных данных по таким специфичным объектам моделирования, какими являются непосредственно ненаблюдаемые природные геологические среды, существенно зависит достоверность описания поведения разрабатываемых месторождений в будущем.
Моделирование процессов извлечения нефти на основе численных геологических моделей уже более 20 лет стало привычной, стандартной операцией в практике проектирования.
Ожидалось, что переход к пластовому моделированию позволит повысить точность гидродинамических расчетов за счет сближения гидродинамических и реальных геологических параметров пластов. Считалось, что расхождение между проектными расчетными прогнозными технологическими показателями и фактическими должно снижаться до количественных и временных пределов, удовлетворяющих практику.
Рассчитывали, что пластовое моделирование позволит ускорить переход от ручного управления разработкой к автоматизированному, облегчит оптимизацию и решение текущих управленческих нефтепромысловых задач по ремонту скважин, регулированию отборов и закачки, дострелу пластов и другим нефтепромысловым операциям.
Действительно, массовое применение технологий моделирования внесло заметные улучшения в практику проектирования: унифицировалось, улучшилось качество документации, повысилась культура проектных работ. Очень важным результатом внедрения технологии моделирования явилось расширение диапазона прогнозных сценариев, позволяющего увеличить возможный выбор проектного решения.
Вместе с тем, как показал многолетний практический опыт проектирования и реализации проектов, не удалось решить главную задачу — повысить точность получаемых результатов. Несмотря на значительное
* Автор статьи в период с 1974 по 2010 г. являлся членом и экспертом Центральной комиссии по разработке месторождений, активно участвовавшим в ее работе.
-ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 62012 -/9
увеличение разного рода исследовательских, проектных работ и объема затрат, в целом по-прежнему сохраняется существующий главный недостаток прогнозов — расхождение фактических и расчетных технологических показателей (текущей и конечной добычи нефти). Уже вскоре после наступления новой точки отсчета проектных показателей наблюдается отклонение фактической динамики текущей добычи нефти от проектной. Между тем показатели текущей добычи и величина конечной нефтеотдачи (извлекаемые запасы нефти) фиксируются в лицензионном соглашении и являются официальными показателями, подлежащими безусловному выполнению и контролю. Согласно требованиям нормативных документов ([4-6] и др.), в случае отклонения за пределы допустимых значений фактических показателей разработки от проектных считается, что лицензионное соглашение не выполняется, что чревато серьезными последствиями.
В связи с этим во избежание конфликтов с государственными органами недропользователь вынужден выполнять новый проектный документ с обоснованием динамики добычи нефти, несмотря на то, что состояние и развитие месторождения не нуждаются в новой проектной документации. Во многих случаях процедура перерастает в непрерывно продолжающееся перманентное проектирование.
Для выхода из сложившейся ситуации предложено расширить диапазон норматива допустимого отклонения от проектного уровня. Такой норматив был установлен административно без серьезного обоснования. Предложено несколько вариантов расширения диапазона (до 50 %) [9].
Как показал 20-летний опыт работы Центральной комиссии по разработке месторождений (ежегодно эк-спертировалось до 400 проектных документов), точность расчетов динамики добычи нефти в целом после массового перехода проектирования на пластовое моделирование сколь-либо заметно не увеличилась.
Для зрелых месторождений, имеющих длительную историю разработки и находящихся в поздней стадии, точность прогнозов, выполненных с использованием традиционных аналитических методик, не уступает прогнозам, полученным с применением пластового моделирования. Между тем численное пластовое моделирование является более трудоемким, дорогостоящим, требующим привлечения значительных человеческих и технических ресурсов.
Изучая возможные источники причин, влияющих на отклонение фактических показателей от проектных, полезно проанализировать корректность постановки работ по моделированию, количество и качество исходной информации и обоснованность алгоритма и используемых процедур. Хотя, конечно, не исключены возможные численные источники ошибок и субъективные
причины (невыполнение или отставание от проектных сроков выполнения физических объемов проектных работ).
Широкое применение пластового моделирования для решения задач разработки месторождений нефти началось в условиях полного пренебрежения опасностями, таящимися при использовании численных методов для природных объектов, о которых писали эксперты — родоначальники метода [10-12]).
Хорошо известно предупреждение Х.Азиза "Помните, что моделирование не является точной наукой. Все модели основаны на предположениях и дают только приближенные решения реальных задач" (пятое из десяти "Золотых правил для инженеров") [1].
Геологическая среда и объекты разработки представляют собой физические поля, лишенные систематичности и стройности, которые невозможно строго описать математически. Возможно только построение схематичной математической модели, приближенно похожей на реальный объект, так как практически доступная геологическая информация, положенная в ее основу охватывает лишь ничтожную часть объема залежи. Хорошо известно, что реальный объем выноса керна из продуктивной части пород составляет обычно микро- и нанодоли объема залежи, а исследованный в лабораториях — и того меньше.
Достоверную картину детального геологического строения продуктивных пластов также нельзя получить на основании данных двух- или трехмерной сейсморазведки.
"Интерпретатор коррелирует основные временные горизонты на определенном сейсмическом блоке и создает набор данных (х, у, /), которые представляют собой двойное время пробега волны до коррелируемого горизонта. Затем по этим данным строится сетка, так что в результате получается временная карта структуры пласта.
На следующей стадии эта временная карта переводится в глубинную, с использованием скоростной модели вышележащих отложений. Существует несколько подходов к переводу времени в глубину, при этом выбор оптимального метода осуществляется в зависимости от имеющихся в наличии данных и сложности геологических условий.
В некоторых случаях данные сейсморазведки отсутствуют либо их качество оказывается слишком низким, что делает невозможным получение достоверной картины. Такое случается, например, на тех месторождениях, где наличие поверхностной инфраструктуры мешает проведению сейсморазведки и вызывает помехи в регистрируемых данных. Получение данных плохого качества также может быть связано с присутствием газа в вы-шезалегающих отложениях или с наличием сильно отражающих поверхностей, расположенных выше интересующих горизонтов, которые снижают энергию сейсмических волн, проходящих в более глубокие слои" [3].
И
■ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 6'2012 ■
В целом если продуктивные пласты вблизи скважин являются областью, детальное строение которой можно удовлетворительно исследовать на основании трех видов информации (геологическая, геофизическая, нефтепромысловая), то межскважинное пространство остается зоной неопределенности. Особенно это справедливо для условий редких сеток скважин.
Например, для построения моделей тектонических нарушений в межскважинном пространстве, не зафиксированных скважинами, основной информацией служат сейсмические данные, получаемые на поверхности путем регистрации сейсмоприемниками отраженных волновых пакетов, получаемых с помощью вибрационных или взрывных источников колебаний. Массив сейсмических данных загружается в программный комплекс, где и осуществляется их интерпретация по временным сейсмическим разрезам и пластам. В результате определяют, где в структуре пласта располагается возможное тектоническое нарушение, но информации о том, препятствуют ли обнаруженные в результате интерпретации разломы движению флюидов не получают. А между тем для гидродинамической модели имеют значения лишь те тектонические нарушения, которые нарушают связность коллектора и оказывают влияние на движение флюидов.
При построении геологической и фильтрационной моделей намеренно выполняются процедуры, создающие основу для схематизации расчетов. Для управления разработкой месторождения требуется высокая детализация геологической модели, степень детальности которой лимитируется лишь разрешающей способностью методов ГИС. Традиционные детальные геологические модели, выполненные в рабочем масштабе даже в двухмерном площадном измерении (карты, профили, диаграммы различных методов ГИС и сейсмопрофилей и т.д.), и небольших по размерам объектов мало пригодны для машинной обработки. Трудности многократно возрастают при построении моделей крупных и гигантских месторождений, когда приходится иметь дело с огромным массивом информации.
Современные программные продукты, в которых геологическая модель представляется в виде трехмерных объемных сеток либо в виде послойных цифровых карт, детали геологического строения пластов уже не изображают, а именно в них кроется дьявол . Эти модели характеризуются осреднением параметров пластов, огрублением, укрупнением, масштабированием, разделением единого структурного каркаса на сегменты и отделением для раздельного моделирования. При этом создаются благоприятные условия для проведения расчетов, но уже на другой модели, отличающейся от исходной. Вполне очевидно, что строение обоих моделей будет разниться между собой, также как и отличаться от реальной.
Следовательно, уже на первом этапе трехмерного моделирования происходит отход от детальной геологической модели, которая сама является лишь каким-то приближением к реальной.
Дальнейшее упрощение и огрубление геологической модели осуществляют в процессе построения фильтрационной модели. Последняя является средством математического моделирования и предназначена для решения уравнений материального баланса в сочетании с уравнением движения. Основным требованием, предъявляемым к ним, является "необходимость проводить компьютерные расчеты пластовых процессов и показателей разработки при экономически допустимых затратах машинного времени". Чтобы удовлетворить это требование, при переходе от геологической модели к фильтрационной в алгоритме моделирования предусмотрены процедуры ремасштабирования, приводящие к уменьшению числа узлов модели путем укрупнения блоков и осреднения свойств внутри ячеек. Эта процедура всегда приводит к потере информации [8] и искажению представлений геологов. Модель заведомо становится неадекватной.
Теперь необходимо провести процедуры по адаптации к истории разработки, настройке истории, корректировку исходных параметров, фазовых про-ницаемостей, т.е. вместо замеренных параметров подобрать такие значения, которые позволяют добиться приемлемой сходимости исторических и расчетных показателей. По существу осуществляемая "подгонка" (более точное название процедуры) сводит всю предыдущую работу геолога по построению детальной геологической модели к нулю. Получаем укрупненную, огрубленную и осредненную фильтрационную модель, хотя и отличающуюся от детальной геологической, но зато пригодную для проведения расчетов.
Процесс разработки нефтегазовых месторождений связан с движением многофазных многокомпонентных сред, которые характеризуются неравновесными и нелинейными реологическими свойствами. Реальное поведение пластовых систем определяется сложностью строения пористой среды, реологией движущихся жидкостей, многообразием взаимодействия между жидкостью и пористой средой. Естественно, будущая динамика расчетных показателей, рассчитанная на фильтрационной модели, построенной по описанной выше процедуре, будет отличаться от реальных показателей.
На основании обобщения результатов исследований компетентных и многоопытных отечественных специалистов [2, 8] и авторского анализа [7] выявлены основные недостатки моделирования, геологических и фильтрационных моделей, используемого программного обеспечения и методологии проектирования (таблица). Они заключаются в следующем.
OIL AND GAS GEOLOGY, 62012 ■
Некоторые недостатки программного обеспечения и методологии проектирования
разработки нефтяных месторождений
Недостатки Следствия
Низкое качество описания геологического строения залежей и пластов Симуляторы и программные обеспечения ориентированы на небольшие элементы разработки и небольшие модели Практически отсутствуют специфические опции к симуляторам, позволяющие рассчитывать добычу за счет технологий МУН В симуляторах не отражен реально применяемый на скважинах широкий спектр технологий ОПЗ Низкое качество моделирования связи массооб-мена пласт — скважина и технологий работы со скважинами Недостаток и низкое качество исходной информации Геологические модели уже на начальной стадии упрощаются, а продуктивные пласты представляются однородными Модели еще более упрощаются при переходе от геологических моделей к гидродинамическим и их последующей трансформации Симуляторы и программы не пригодны для крупных месторождений с большим числом скважини длительной историей Модели (так называемые постоянно действующие) не пригодны для принятия решений для локальных задач и отдельных скважин Расчеты оценки эффективности МУН не проводятся, или проектировщики избегают их проводить В расчетах не учитывается реальная добыча за счет технологий ОПЗ Невозможно оценить эффективность реализации на практике технологий МУН и ОПЗ (ГРП, ОПЗ), из-за чего расчеты эффективности не корректны Начальная информация обычно ниже необходимого объема, иногда минимального В то же время используются неудовлетворительно огромные массивы информации по месторождениям с длительной историей разработки и большим фондом скважин
В геологической модели реальные пласты уже описываются однородными и связными, а последующий переход к гидродинамической модели и штатное ре-масштабирование приводят к потере макро- и микронеоднородности, сглаживанию важнейших параметров, влияющих на движение нефти в пласте.
Отсутствуют общепризнанные методы решения задач разработки при использовании геолого-гидродинамических моделей для реальных геологических объектов [2].
Важнейшей основой моделирования является исходная информация. От ее объема зависит разрешающая способность модели, от качества — прогнозная надежность, которые, как правило, ниже достаточного уровня.
Недостатки симуляторов и методологии моделирования еще острее проявляются в результативности и точности расчетов эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Например, для оценки эффективности результатов применения МУН, эффект от которых исчисляется в нескольких процентах, необходимо использовать специфические опции к симуляторам, не применяемые в российской практике. Отсутствуют как строгое и полное описание взаимодействия системы
пласт — скважина, так и установленные по общепринятой научно обоснованной методике реальные технологические эффекты от МУН для различных геологических условий, которые могли бы обоснованно использовать для имитации их в симуляторах. Общими следствиями указанных недостатков являются низкая точность и результативность расчетов и соответственно низкая надежность вытекающих из них выводов.
Более чем 20-летний период опыта проектирования и реализации разработки нефтяных месторождений с применением пластового моделирования позволил сделать следующие выводы.
1. Пригодность цифровых моделей, построенных на геологических трехмерных моделях, определяется по их способности обеспечивать точный прогноз режимов течения. Многообещающий переход проектирования на пластовое моделирование не привел к повышению точности расчетов.
Точность прогнозов для разрабатываемых залежей с продолжительной историей добычи, выполненных традиционными аналитическими методами, не уступает полученным с применением пластового моделирования. Между тем трудоемкость работ и затраты многократно возросли.
-От
■ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 62012 ■
2. Применение пластового моделирования способствовало закреплению практики перманентного проектирования, не вызываемого реальными процессами разработки.
3. Недостатки геологических и фильтрационных моделей, используемых в отечественной практике, связаны с несовершенством методики их построения и малым объемом исходной информации. Стремясь непременно построить геологическую модель при недостатке первичной геологической информации, прибегают к произвольным допущениям, необоснованным аналогиям, домыслам и догадкам. Из-за чего построенные геологические модели не адекватны реальным условиям.
Фильтрационные модели строятся на неадекватных, осредненных, огрубленных геологических моделях. Поэтому расчеты, выполненные на таких моделях, не отражают реальные режимы течения.
4. При современном уровне моделирования и состоянии информационной базы результаты гидродинамических расчетов по добыче нефти нужно рассматривать в качестве прогнозных.
Признание того, что все модели дают только приближенные решения реальных задач, означает разумное ограничение использования результатов гидродинамических расчетов только для относительного сопоставления расчетных вариантов.
Некорректно отождествление прогнозных технологических показателей по добыче нефти и газа с лицензионными уровнями, возведенными в ранг обязательных для выполнения и контроля государственными надзорными органами, нарушение которых чревато применением санкций.
Некорректно использование на практике шкалы предельных отклонений от проектных показателей добычи нефти для обоснования лицензионных уровней.
5. Признать обязательным для исполнения прогнозную добычу нефти и газа можно лишь при одновременном строгом установлении всех других параметров (числа действующих скважин, режима их работы, объема закачки воды и т.д.), обеспечивающих достижение расчетных уровней добычи.
Литература
1. Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем / Х.Азиз, Э.Сеттари. — М.: Недра, 1982.
2. Дзюба В.И. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. Проблемы и перспективы // Вестник ЦКР Роснедра. - 2007. - № 1.
3. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2007.
4. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: Ин-
формационно-аналитический бюллетень (прил. к журналу "Недропользование — XXI век"). — М.: Изд-во НП НАЭН, 2007. - Вып. 3.
5. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. — М.: Изд-во Министерства нефтяной промышленности СССР, 1987.
6. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. — М.: Изд-во Минтопэнерго РФ, 2000.
7. Халимов Э.М. Разработка нефтяных месторождений в условиях рынка. — СПб.: Недра, 2005.
8. Халимов Э.М. Проект разработки: план действий или прогноз? // Нефтяное хозяйство. — 2008. — № 4.
9. Янин А. О допустимых отклонениях фактической добычи нефти от проектной // Бурение и нефть. — 2005. — № 11.
10. Arfonovsky J.S. Use and abuse of reservoir simulation: 3 parts / J.S.Arfonovsky, G.W.L.Cull, T.F.Cox, P.D.Gaffney // Oil and Gas Journal. — 1984. — Nov. 5, 19, Dec. 3.
11. Aziz K. Petroleum Reservoir Simulation / K.Aziz, A.Settari // Applied Science Publishers Ltd. — London, 1979.
12. Coats K.H. Use and misuse of reservoir simulation models // SPE Reprint Series. — 1973. — № 11.
© Э.М.Халимов, 2012
Элик Мазитович Халимов, заместитель генерального директора, доктор геолого-минералогических наук, ekhalimov@mail.ru.
DETAILED GEOLOGICAL MODELS AND THREE-DIMENSIONAL MODELING (by experience of work of Central comission on fields development)
Khalimov EM. (FGUP "All-Russia oil research geological exploration institute")
The author considers disadvantages of numeric three-dimensional modeling of productive beds. Digital models based on three-dimensional models are determined by their ability to provide a precise prognosis of flow regimes, in this case, formation modeling don't result in calculation accuracy increase. Besides, geological and filtration models are constructed by small volumes of information.
Key words, three-dimensional modeling; geological models; elaboration.
OIL AND GAS GEOLOGY, 62012
