CC BY
18
DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2017.63.064 Сеидов. В.М.
Доктор технических наук, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, г.Баку СОСТАВЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОЙ МОДЕЛИ КОНТРОЛЯ МЕТОДАМИ ГИС НАД РАЗРАБОТКОЙ
НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Аннотация
Развитие нефтяной промышленности сопровождается последовательным увеличением добычи нефти и эксплуатационного фонда скважин. В скважинах, находящихся длительное время в разработке увеличивается доля обводненных пластов вследствие роста числа месторождений. В этих условиях значительно возрастает потребность в оперативной и систематизированной информации, необходимой для проведения геолого-технических мероприятий и управления процессами разработки нефтяных залежей, которую получают в результате геофизических исследований скважин (ГИС) в процессе их эксплуатации. Лишь геофизические методы позволяют исследовать продуктивный разрез скважины.
Для рациональной разработки месторождения и для детального изучения прогнозирования его характерных особенностей специалистами разработаны многочисленные модели. Следует отметить, что моделирование контроля методами ГИС за процессом разработки месторождения встречается очень редко. Предложена следующая последовательность составления модели: сбор первичных материалов о коллекторе - пластов, изучение связи между геолого-геофизическими и петрофизическими параметрами пород, математическое представление модели, определение основных показателей разработки месторождения, сбор дополнительной информации о месторождении и т. д.
Ключевые слова: разработка, месторождения, скважина, модели, базы данных, геофизика, нейронной сети.
Seidov V.M.
ORCID: 25.00.10, PhD in Engineering, Azerbaijan State Oil and Industrial University, Baku CREATING A RATIONAL MODEL OF CONTROL METHODS OF GEO-PHYSICAL WELL LOGGING OVER
THE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS DEPOSITS
Abstract
The development of the oil industry is accompanied by gradual increase in oil production and the operating well stock. The share of watered reservoirs in wells that are in development for a long time is increasing due to the rise in the number of deposits. Under these conditions, there is a significant increase in the need for operational and systematic information necessary for the implementation of geological and technical measures and management of the development of oil deposits, which are obtained as a result of geo-physical well logging during their operation. Only geo-physical methods allow investigating the productive section of the well.
Specialists developed numerous models for the rational development of the deposit and for a detailed study of the forecasting of its characteristic features. It should be noted that the modeling of geo-physical well logging control over the process of deposit development is very rare. The following sequence of the mode is suggested: Collection ofprimary materials on collector layer, study of the relationship between geological, geo-physical and petrophysical rock parameters, mathematical representation of the model, determination of the main indices of the location development collecting additional information about the place of birth, etc.
Keywords: development of the deposit, well, models, databases, geophysics, neural networks.
Промышленные значения нефтегазовых месторождений определяются не только запасами объёмов нефти, также принимается во внимание экономическая обстановка в мире. В настоящее время компании, добывающие нефть, переживают период, когда они не занимаются разработкой экономически нецелесообразных месторождений. В связи с этим нефтяные компании, используя новейшую технику и технологии, защищают себя от излишних затрат. Для получения желаемых результатов на месторождениях они используют различные подходы [3].
Для рациональной эксплуатации месторождений, изучения их особенностей строения и для будущего прогноза учёнными составлены многочисленные геологические и гидродинамические модели, которые совершенствуются постоянно.
Составлением моделей в следующей последовательности достигается желаемый эффект: а) изучение петрофизических параметров, качественно изменяющихся в результате разработки нефтегазовых месторождений; б) сбор информации, отражающей геолого-геофизические и эксплуатационные данные, изменяющиеся в результате эксплуатации месторождений; в) сбор базовой информации, полностью отражающей разработки нефтегазовых месторождений; г) с учетом данных ГИС повышение эффективности составления моделей разработки нефтегазовых месторождений.
Имеется функциональная зависимость петрофизических величин от геофизических. При оценке степени повторяемости этих величин в вопросах изучения геологических особенностей получим первичное уравнение, которое будет применяться при составлении модели контроля геофизическими методами над разработкой нефтегазовых месторождений [4]:
P , K , K
пл.5 н 5 пров.
K
f (
аПС 'J у 'Jщ 'J' Yf 'JИННК
as< ,s„K , Т, At I
C ,C = f(p ,snr, a„r ,J ,J ,J
мине. J \гпл> DK ' ПС > у' у .
к = f fe, q i
н.от J ¿-'Прем. /
I
Где, К - коэффициент первичной нефтенасыщенности породы; К - коэффициент проводимости; С -
пров. мине.
степень солености пластовой воды; С - коэффициент глинистости; Р - пластовое давление; К - коэффициент
г пл п
пористости; к - коэффициент нефтеотдачи; а - относительная величина скважинного потенциала; J - интен-
н.от. ПС у
сивность, отмеченная в гамма каротаже; Jnr - интенсивность, отмеченная в нейтрон-гамма каротаже; J - интен-
ИННК
сивность, отмеченная в импульс нейтрон - нейтрон каротаже; а ,- коэффициент поглощения; е -
диэлектрическая проницаемость; Т - температура; At - интервал времени; Q - дебит пластов; Q - принимаемость
д прин.
пластов.
Система (1) правильна только до ввода месторождений в эксплуатацию, а в процессе разработки эти параметры изменяются, поэтому для месторождений, находящихся в эксплуатации, система будет иметь следующий вид:
Р' К К/ ,К/ =/{а' ^/, J/ ^/ ^' , а' ,е' ,Т/,At/I
пл. н пров п у ПС у пу уу ИННК ! / р ВК ]
С С' -Л / / / I / I / I / I
Сг 'С мине~ 1 \Р пл ,е ВК , а ПС ,3 у ,3 пу ,3 ИННК)
к/ =т;,Q/ I
н.от ° у" д ^ прем. /
(2)
Из системы видно, что величины, характеризующие коллекторские свойства пластов, зависят от величин отображающих их петрофизические особенности.
В этой модели важную роль играет материальный баланс [1,2]. Для удовлетворения уравнения, отражающего материальный баланс пород, сумма компонентов породы принимается за единицу:
0 = ~-Оо к о + О1 к1 + ""+8]к] + "• +8пкп
At = А ио к о + А и к1 + А1кз +" •• + А/ ь 1пкп
т ~ тоо к о + т к1 + + т ]к] + " + тпкп
у = 7о к о + 71 к1 + " + 7]к}■ + " + упкп
Р = Ро к о + Р1 к1 + "• + Р]к] + " + Рпкп
1 = к о + к1 + "•+к]■ + •• + кп
(3)
Где, х ... с- - плотности пород; ••• А* •••А - интервалы времени; т т т - водородные
оо' ] ,Оп ¿0' ' 1р ' 1п 0''"' у'"' п
индексы; у , ,у , ,у - естественные гамма активности; р , ,р , ,р - удельные сопротивления породы; К^ -
■ п ■ п
коэффициент пористости; К ,.....,К - компоненты составляющие породу.
■.....' п
Таким образом, при измерении и опытных работах влияние неопределенных факторов на величину количества создаёт условия линейности этих величин:
~ п ~
и =2 ~ X з ,1=1, т
1 з=1
1 =2Х з
з=1
Получение ожидаемых результатов требует решения нижеследующих нелинейных уравнений [4]:
и = X
1 11
(4)
3 3
I = 1, т (5)
Здесь, 3 - номер изучаемых компонентов пород; I - номер соответствующих физических величин; и -
физические особенности породы, изученные геофизическими методами; к- пористость изучаемой породы; Х3 -
масса породы. Такие нелинейные уравнения решаются с использованием теории множеств нелинейности и нейронной сети (НС). При решении этих систем уравнений с помощью НС, сигналом входа в сеть принимаются коэффициенты
, а сигналом выхода величины и\. Нелинейные переменные бывают в форме треугольника и создают условия для сложения неизвестного числа Х. Сеть величин неизвестного Хопределяется «обучением». При «обучении»
X
ОК
используя данные входа и выхода выбираются пары (n, м ) «обучения»:
Xп («)=Х° (а)+Р 8К
0Х
]
Л«)
Xп («)=Х° («)+р дК
Xп («)=Х° (а)
+ р
Где,
X =
]
0Х ( а )
Л ' (6)
Xп (а),Хп (а),....,Хп (а)1; Х° (а),Х° (а),...,Х° (а) " новые и стаРые величины паРаметРов
] 1 ] 2 ] п ^ ]1 ] 2 ] п
правые и левые стороны нелинейной сети; Р - скорость «обучения».
То есть N нелинейные числа выдаются во вход и они сравниваются с М числами на выходе. Используя разницу (Я), полученную при сравнении, на основании формул (6), корректируются количеством чисел сети.
При составлении модели должны быть учтены насыщенность пластов, скорость изменения положения нефтяных контуров при эксплуатации и т.д.
По особенностям информации поступающей в модель, можно выделить три этапа: последовательность составления модели; создание базы данных; оценка степени достоверности составленной модели.
С целью краткости и легкого познания этих этапов приводим его обзор: 1) процесс составления модели должен выполняться в следующей последовательности: а) составление структурной карты по месторождению на основе данных, полученных по первичным геофизическим исследованиям, установление нарушений на месторождении, определение начальных глубин залегания пластов, определение начальных объемов запасов нефти, определение литологического состава пласта (используя пробуренные скважины), определение мощности пластов, определение начальных значений нефтенасыщенности отдельных пластов и сравнение их с результатами разведки полевой геофизики, оценка энергетических особенностей месторождения на основании первичных сведений и т. д.; б) определение применяемых методов ГИС с целью изучения геологических вопросов с учетом направлений геофизических исследовательских работ и геологических особенностей после ввода месторождения в эксплуатацию, выбор эксплуатационного оборудования, с учетом оценки начального ожидаемого дебита, определение местоположения новых скважин, учитывая энергетические особенности месторождения по площади и т. д.; в) уточнение связи петрофизических и геофизических данных пород, слагающих пласты - определение нелинейного уравнения для петрофизической модели с использованием понятия материального баланса, также корреляционный анализ и группа аргументов; уточнение значений нефтенасыщенности; определение параметров, отражающих их физические свойства по образцам нефти и воды, отобранных из скважин (вязкость, плотность и т.д.); г) составление четырех карт (структурная карта, составленная по кровле пласта-коллектора; карта мощностей пласта-коллектора, карта пористости, карта отношения эффективной мощности пласта к его полной мощности); 2) составление базы данных должно производиться в следующей последовательности: полный сбор первичных геофизических информаций по месторождению и создание связи между ними; установление линейной взаимосвязи между петрофизическими и геологическими параметрами; определение возможных закономерных и незакономерных изменений величин при эксплуатации; сбор как можно больше необходимой информации о новых пробуренных скважинах, сданных в эксплуатацию, особенно оценка погрешности, при сопоставлении начальных и текущих значений динамики жидкости; сбор других данных в той же последовательности; повторное уточнение связи между данными, собранными по двум направлениям (по скважинам и по разведке); 3) оценка степени точности составленной модели производится в несколько этапов: определение верхнего и нижнего предела собранной информации; при составлении модели создание рабочей группы из специалистов разных направлений; нормализация и интерпретация; установление эффективных мощностей пластов; установление литологического состава пласта; установление средних значений параметров; установление неопределенности созданная по мере удаления от оси скважины; сокращение блоков в дискретной модели при переходе в определенный масштаб без масштабирования и без комплексирования; определение проведения горизонтальных и вертикальных масштабов; уточнение знака «средней» проводимости в многослойном пласте; динамика, история, объем добычи нефти; прогнозирование выработки; прогнозирование давления; уточнение величин параметров в модели.
Выполнение проекта и оценка результатов по применяемым технологиям в скважинах и процессе накопления этой информации, с точки зрения экономии, может сопровождаться определенными рисками. Например: прихват инструмента в процессе исследования скважин, неправильное определение глубины опускания обсадной колонны. В этом смысле модель составляется для того, что бы всё время добавлять в нее новую информацию. При составлении модели месторождения используются только промысловые данные и 4 геологические карты: структурная карта по подошве коллектора, мощность коллектора, карта проницаемости, карта отношения эффективной мощности к общей. Эти карты в основном строятся по каротажным данным. Геологические карты строятся на основе данных координат скважины и с учётом траектории забоя.
Другие сведения, такие как результаты анализа пород и результаты флюидов, при построении модели помогают комплексированию этих данных и повышают точность. А это эффективно с экономической точки зрения.
Модели пласта, ожидаемый дебит и объёмы запасов нефти и газа на геологических картах должны сопоставляться с данными других горизонтов.
Обычно в модель включают водонасыщенные горизонты и нижние части их принимаются при моделировании за пласт с проводимостью равной нулю.
Достоверность модели пласта повышается в том случае, если на карте отражающей проводимость строятся на основе скважинных данных, или же анализы керновых материалов. Если при построении модели данные дебита и объём нефти и газа, который определяется в образце, добавляются данные геофизических материалов, повышается точность модели. В этом случае, наличие газа, насыщенность, твёрдость и данные о степени сжатия флюида, должны приниматься во внимание. Нужно отметить, что в большинстве случаев при построении модели нельзя принимать во внимание всю информацию, потому что только с помощью геологических, геофизических карт, построенных на известных материалах, можно определить точность информации. Поэтому интерпретация дополнительной информации позволяет построить модель более информативную. Например: при геологической, петрофизической информации, при разделении и их интерпретации можно использовать керновые данные. Анализ кернов позволяет уточнить характеристики: проницаемость, проводимость, капиллярное давление и насыщенность пласта при построении модели.
Взятые образцы керна продуктивной толщи полностью не характеризуют её, позволяют лишь определить размеры зёрен керна, их состав, последовательность, осадконакопление и время седиментации (биомиграция, цементирование, диагенез).
Работа может считаться законченной в том случае, если используются эмпирические связи скважинных наблюдений. Необходимо повысить точность информации, используя взаимные связи. Такая иерархия может быть получена в результате погрешностей, допущенных при измерениях.
Схема модели контроля методами ГИС над разработкой нефтегазовых месторождений дается на рис. 1.
База собранного о месторождении полной информации
Модель, составленная по контролю методом
скважинных геофизических исследований над
разработкой
Полученные результаты
Другие геологические мероприятия необходимые для решения
Гео лого- петро физ ические особенности пластов
Результат ГИС методов произведенных на скважинах
Особенности режима эксплуатации на месторождениях н на скважинах
Индивидуальные особенности и динамика выработанной и ожидаемой жидкости
Рис. 1 - Схема модели составленной для контроля геофизическими методами исследований для разработки
месторождения
На рис.2 приводится пример изменения петрофизических параметров при контроле методами ГИС над разработкой месторождений в модели ((а (первичный), б (текущий), в (разница)).
б
Рис. 2 - Выслеживание изменений проницаемости пород по моделям: а - первичный; б - текущий; в - разница.
в
Окончание рис. 2 - Выслеживание изменений проницаемости пород по моделям: а - первичный; б - текущий; в - разница.
Заключение
Определена последовательность составления модели контроля методами ГИС над разработкой нефтегазовых месторождений. Решена система линейных и нелинейных уравнений, составляющих основу модели, а также составлена и обоснована блок-схема модели.
Предложенная модель играет важную роль при разработке нефтегазовых месторождений. При этом до и после разработки определяются петрофизические параметры пород, затем они сравниваются, а затем составляется карта частоты распространения этих параметров по площади. Это способствует выбору оптимального режима работ и дает возможность максимально добывать углеводороды из разрабатываемых месторождений, а также это позволяет минимизировать расход времени и финансовые затраты.
Список литературы/References
1. Абиев Р. Г. Нечеткие нейронные сети для решения задач нефтегазовой геологии и геофизики / Р. Г. Абиев // Нефть и будущее Азербайджана. Работы молодых ученых и студентов. - Баку. - 1998. - С. 36-52.
2. Аксенов С. Я., Елисеев В. П., Морозов А. М. Технология сбора, хранения и архивации промыслово-геофизической и геологической информации / С. Я. Аксенов, В. П. Елисеев, А. М. Морозов // Научно-технический вестник «Каротажник». - Тверь. - 2002. - № 56. - С. 32-40.
3. Сеидов В. М. Совершенствование контроля за эксплуатацией месторождений Азербайджана с помощью геофизических методов исследований / В. М. Сеидов // Нефтяное Хозяйство. - Москва. - 2004. - №11. - С. 108-110.
4. Сеидов В. М. Моделирование контроля эксплуатации нефтегазовых месторождений геофизическими методами / В. М. Сеидов // Научно-технический вестник «Каротажник». - Тверь. - 2004. - № 3-4(116-117). - С. 266-271.
Список литературы на английском языке / References in English
1. Abiev R. Q. Нечеткие нейронные сети для решения задач нефтегазовой геологии и геофизики [Fuzzy neural networks for solving problems of oil and gas geology and geophysics] / R. Q. Abiev // Нефть и будущее Азербайджана. Работы молодых ученых и студентов [Oil and the future of Azerbaijan. Works of young scientists and students]. - Баку [Baku]. -1998. - P. - 35-52. [in Azerbaijan]
2. Aksenov S. Y., Yelisev V. P., Morozova A. M. Технология сбора, хранения и архивации промыслово-геофизической и геологической информации [Technology of collection, storage and archiving of field geophysical and geological information] / S. Y. Aksenov, V. P. Yelisev, A. M. Morozova // Научно-технический вестник «Каротажник». [Scientific and Technical Herald "Kronotzhnik"]. - Тверь [Tver]. - 2002. № 56. - P. 32-40. [in Russian]
3. Seidov V.M. Совершенствование контроля за эксплуатацией месторождений Азербайджана с помощью геофизических методов исследований [Improvement of control over the exploitation of Azerbaijani deposits by geophysical methods of research] / V.M. Seidov // Нефтяное Хозяйство [Oil industry]. - Москва [Moscow] - 2004. - №11. - P. 108-110. [in Russian]
4. Seidov V. M. Моделирование контроля эксплуатации нефтегазовых месторождений геофизическими методами [Modeling of oil and gaz fleid exploitation control by geophysical methods] / V. M. Seidov // [Scientific and Technical Herald "Kronotzhnik"]. - Тверь [Tver]. - 2004. № 3-4(116-117). - P. 266-271. [in Russian]
