Основы компьютерных технологий решения геологических задач

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дисциплина: «Основы компьютерных технологий решения геологических задач» Лекция_3

Технология и этапы построения цифровой геолого-технологической модели

месторождения

Слайд_1. Источником информации для построения геологической модели залежи и определения подсчетных параметров объемным методом служат результаты геолого- геофизических исследований, проводимых в процессе поисково-оценочных, разведочных

работ и эксплуатации оцениваемого объекта.

Информация, используемая для построения геологической модели месторождения и подсчета запасов УВ сырья, подразделяется на три группы:

-прямая – характеризующая непосредственно геологический объект (образцы пород, пробы флюидов и др); -косвенная - получается в результате сопоставления данных ГИС-бурения скважин и

статистических зависимостей для определения необходимых геологических параметров объекта; -априорная – характеризующая общие закономерности геологического строения,

полученные на основе обобщения материалов геологоразведочных работ;

Слайд_2 Блок-схема основных этапов создания геолого-технологических моделей:

На начальном этапе формируется исходная база месторождения (БД), включающая в себя весь массив исходных данных по месторождению: результаты полевых исследований (сейсмические исследования, данные грави-магниторазведки, данные аэроразведки и т.п.), данные ГИС-исследования скважин, результаты испытания и опробования скважин,

паспорта скважин, данные инклинометрии по скважинам, описание керна, отобранного из скважин, описание проб нефти и т.д. На данном этапе происходит контроль качества исходных данных с целью отбраковки некачественных или малоинформативных материалов (прямая информация).

Далее сформированная база данных дополняется результатами, полученными в процессе обработки и интерпретации прямой информации: данными корреляции по отражающим

горизонтам, полученные в результате обработки и интерпретации сейсмических данных, результаты интерпретации данных ГИС (РИГИС), литолого-фациальными и

петрофизическими данными, данными корреляции по скважинам и т.п. -(косвенная информация).

После проведения этапа контроля сформированных массивов мы получаем базу данных для создания геолого-технологической модели месторождения.

Процесс создания геолого-технологической модели включает в себя следующие этапы: -построение 2Д модели и подсчет запасов УВ сырья; -создание литолого-фациальной модели месторождения;

-построение 3Д модели месторождения, создание на основании ее 3Д кубов пористости, проницаемости и насыщенности; -ремасштабирование 3Д модели и построение гидродинамической модели для создания

технологической схемы разработки месторождения.

Слайд_3 Основные этапы моделирования месторождения УВ сырья:

I этап - Сбор исходных данных для создания модели нефтяного месторождения Массив исходных данных включает в себя:

1. Координаты скважин месторождения;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Данные по границам лицензионного участка;

3.Карты по отражающим горизонтам (интерпретация сейсмических данных);

4.Данные ГИС-исследования скважин и результаты интерпретации ГИС (РИГИС) по

скважинам (определение кровли и подошвы коллекторов, общих и эффективных толщин платов-коллекторов, определение коэффициентов песчанистости,

пористости, нефтенасыщенности пластов, обоснование водонефтяного контакта);

5.Данные испытания и опробования скважин месторождения;

6.Данные о тектонических нарушениях (разломах);

7.Данные о линиях литологического замещения, выклинивания пластов-коллекторов;

Слайд_4 II этап -Загрузка исходных цифровых массивов в программный комплекс ROXAR, создание проекта

1.Массив точек с информацией о положении устьев скважин месторождения в

пространстве, траекториии скважин;

2.Результаты ГИС и РИГИС по скважинам: массив точек отбивок (кровли и подошвы) по скважинам для пластов месторождения (стратиграфических, отбивки пластов-

коллекторов, значения коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности продуктивных пропластков);

3.Гриды отражающих горизонтов (ОГ), стратиграфических поверхностей;

4.Различные полигоны линий замещения, выклинивания, разломов, границ ЛУ и т.п.

Слайд_5 III этап - Построение 2Д модели месторождения и подсчет запасов

1.Занесение всей информации в формате IRAP RMS в созданный проект;

2.Определение метрической единицы измерения, координатной системы проекта;

3.Задание области определения проекта (создать замкнутый полигон);

4.Определение структуры месторождения (задание последовательности поверхностей);

5.Построение карт (кровли, подошвы пласта-коллектора, поверхности водонефтяного

контакта, определения контура водонефтяного контакта;

6.Проверка корректности отстроенных поверхностей (соответствие точкам отбивок скважинным данным, отсутствие областей пересечения поверхностей друг с другом);

7.Определение контуров водонефтяных контактов;

8.Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин;

9.Определение площадей и объемов залежей нефти;

10.Подсчет запасов по картам 2Д.

Слайды_6-7 - Увязка сейсмических и геологических границ

На основе сейсморазведочных работ (2D, 3D, 4D) и интерпретации сейсмических

данных осуществляется картирование структурных поверхностей, выявление дизъюнктивных нарушений, зон выклинивания и замещения пород-коллекторов.

Главной задачей является установление особенностей залегания продуктивных пластов как основы для создания геологических моделей залежей нефти и газа.

На ранних стадиях изученности создание моделей залежей УВ основывается на комплексной увязке данных сейсмических исследований с результатами корреляции разрезов поисковых и разведочных скважин.

В процессе разработки при разбуривании залежи плотной сеткой скважин, создание моделей залежей основывается уже на детальной корреляции разрезов скважин.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайды_8-9 На приведенном слайде (8) приведена структурная карта по отражающему горизонту II-III, которая была получена в результате корреляции данного

ОГ по площади сейсмических исследований.

На следующем слайде (9) приведена карта по стратиграфической кровле исследуемого пласта, отстроенного от отражающего горизонта II-III и повторяющего

структуру отражающего горизонта в межскважинном пространстве.

Слайды_10_11 Данные интерпретации ГИС, керна и испытаний – являются необходимой составляющей при построение геолого-геофизической модели

месторождения.

Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, которые являются основой геолого-геофизической модели производится по материалам геофизических

исследований скважин (ГИС).

Материалы ГИС являются основным видом геологической документации разрезов нефтегазовых скважин, по которым производится литологическое и стратиграфическое расчленение, корреляция разрезов скважин, выделяются в разрезе коллекторы, производится разделение коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивные на газо- и нефтенасыщенные, определяется положения межфлюидальных контактов (ГНК,

ВНК, ГВК).

По данным керна, ГИС и результатов опробования и гидродинамических исследований определяются отметки ВНК, ГВК и ГНК в скважинах.

Данные ГИС содержат информацию о подсчетных параметрах.

Выделение коллекторов по материалам ГИС производится по двум критериям:

-по прямым качественным признакам, основанным на проникновении фильтрата

бурового раствора промывочной жидкости (ПЖ) в пласты. К таким признакам относятся наличие глинистой корки на кривой кавернометрии, а также радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с различной глубиной исследований.

-по косвенным количественным признакам, используемым в скважинах с

сокращенным комплексом ГИС. В этом случае устанавливаются граничные значения «коллектор-неколлектор» по показаниям геофизических методов, например, СП или ГК.

Вероятность неправильной идентификации породы как коллектора уменьшается, если для выделения применяются не один, а несколько количественных критериев.

Слайды_12_13 Детальная корреляция разрезов скважин является основным методом изучения внутреннего строения недр, построенным на принципе сопоставления разрезов скважин с целью выделения в разрезах и прослеживания по площади пластов-

коллекторов и непроницаемых прослоев между ними.

Детальная корреляция является основой для построения модели месторождения, залежи или продуктивного горизонта, и определяет адекватность модели реальному геологическому объекту.

Результатами детальной корреляции являются отбивки стратиграфических границ продуктивного горизонта, кровли и подошвы пластов-коллекторов, которые снимаются с

диаграмм ГИС.

От качества выполнения детальной корреляции зависят: точность подсчета запасов,

обоснованность технологических решений при разработке залежей углеводородов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Детальная корреляция оформляется в виде схем корреляции, которые должны отражать выдержанность или прерывистость пластов-коллекторов и соотношение их с

непроницаемыми объектами.

При выполнении расчленения разрезов всех скважин выбирают эталонную скважину с наиболее полным, четко дифференцированным разрезом, содержащим все продуктивные пласты и реперные элементы. На эталонном разрезе отмечают выявленные реперы и производят индексацию продуктивных пластов.

Далее с разрезом эталонной скважины поочередно сравнивают разрезы соседних скважин, т.е. выполняют парную корреляцию разрезов скважин.

Результаты детальной корреляции – отбивки стратиграфических границ продуктивного горизонта, кровли и подошвы пластов-коллекторов, которые снимаются с

диаграмм ГИС.

Слайд_14 Обоснование водонефтяного контакта по залежи нефти пласта

Водонефтяной контакт (BHK) — поверхность, отделяющая в пласте нефтяной залежи или нефтяную оторочку газовой залежи от контактирующих с ними напорных пластовых вод. Граница между водой и нефтью не является резкой; в зоне BHK существует переходная зона или зона взаимного проникновения различных мощностей (от долей м до 10–15 м), зависящая от высоты капиллярного подъема воды, коллекторских

свойств водоносных и нефтеносных	отложений,	а также	от физико-химических
параметров воды и нефти.
Морфология поверхности BHK	сложна	и лишь	условно ее принимают

за горизонтальную плоскость. Как правило, при наличии градиента напора пластовых вод BHK наклонен в направлении снижения напора.

Положение BHK определяется опробованием скважин, комплексом промыслово-

геофизических методов или расчетным путем по данным замеров пластового давления воды, нефти и их плотностей. Положение BHK отсчитывается от устья скважины или в абсолютных отметках от уровня моря.

По данным ГИС-интерпретации скважин поверхность водонефтяного контакта отбивается по подошве самого нижнего нефтяного пропластка пласта-коллектора, ниже

которого пропластки интерпретируются как водонасыщенные.

Слайд_15 Построение 2Д модели месторождения и подсчет запасов

Все данные сейсморазведки и бурения заносятся в формате IRAP RMS в созданный

проект, обосновываются границы распространения коллекторов и осуществляется геометризация продуктивных платов на разных стадиях изученности.

Производится построение карт кровли, подошвы пласта-коллектора, поверхности

водонефтяного контакта, геологических разрезов.

Строятся карты эффективных нефтенасыщенных толщин, определяются величины площадей и объемов залежей нефти.

Обосновываются категории запасов и составляются подсчетные планы, производится расчет параметров и подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов по подсчетным объектам, залежам и месторождению в целом.

Слайды 16_17_18 - Приведена структурная карта по кровле коллектора, карта

эффективных нефтенасыщенных толщин и пример подсчетного плана, который является

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

симбиозом всех данных и построений, полученных в процессе создания 2Д геологической модели исследуемого месторождения.

Слайд 19 –Создание 3Д модели месторождения

Полученная 2Д геологическая модель месторождения является основой для трехмерного моделирования.

Основой для трехмерного моделирования является трехмерная сетка, которая необходима для ограничения моделируемого объема, который затем будет разделен на элементарные объемы (ячейки), они в свою очередь содержат значения 3Д параметра.

Слайд 20 - 3Д модель продуктивных пластов нефтегазового месторождения

Представляет собой выделенные из общего куба литологии только продуктивные пласты с пропластками коллекторов.

Слайд 21 Профильный геологический разрез нефтегазового месторождения в

качестве примера приведено сечение куба литологии, полученное из 3Д геологической модели месторождения. Желтым цветом обозначены пропластки-коллекторы, зеленым –

неколлекторы. Внизу залежь ограничена кристаллическим фундаментом, наверху – глиняной покрышкой. Красные линии – линии тектонических нарушений.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дисциплина: «Основы компьютерных технологий решения геологических задач» Лекция_4

Решение задач нефтегазовой геологии на основе детерминированного и стохастического подходов.

1.Понятие детерминированной и стохастической модели

Слайд_1

Все математические модели делятся на детерминированные и вероятностные. Детерминированные (предсказуемые) системы работают по заранее заданным

правилам, с заранее известным результатом.

Стохастические (вероятностные) системы характеризуются тем, что и входные воздействия внешней и (или) внутренней среды и выходные результаты практически нельзя спрогнозировать.

Слайд_2 Блок схема классификации моделей, которые подразделяются по характеру протекания процессов – Детерминированные и случайные, которые в свою очередю могут быть вероятностные и предсказаны с определенной степенью вероятности и случайные, которые не могут быть описаны какими-либо вероятностными

зависимостями.

Слайд_3

Детерминированной системой следует считать систему, в которой составные части взаимодействуют точно предвидимым образом. Если задано предыдущее состояние системы и известна программа переработки информации, то, определив динамическую структуру системы всегда можно предсказать ее последующее состояние.

Напротив, для вероятностной (стохастической) системы нельзя сделать точного детального предсказания.

Слайд_4 В полевой геофизике

Так, если рассматривать модели применительно к результатам полевой геофизики, то можно сказать, что в детерминированных моделях предполагается, что пространственная переменная является неслучайной функцией координат и однозначно зависит от местоположения пунктов измерений.

Среди детерминированных моделей можно выделить модели линейные, полиномиальные, модели обратных расстояний и сплайн-модели.

В вероятностных моделях предполагается, что значения пространственной переменной (в том числе и в пунктах измерений) содержат элементы случайности.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Различают две группы вероятностных математических моделей:

случайные функции и геостатистические модели.

Под вероятностным (стохастическим) моделированием понимается генерация представительного набора (ансамбля) реализаций геологической модели месторождения.

Использование такого подхода во многих случаях позволяет обойти проблему неоднозначности геологических построений, оптимизировав систему разработки залежи так, чтобы она позволяла получить приемлемые технологические и экономические результаты при различных вариантах геологического строения залежи.

Таким образом, стохастическая геологическая модель позволяет исследовать и увеличивать устойчивость проекта разработки месторождения относительно возможных вариаций геологического строения месторождения.

Остановимся на источниках неоднозначности геологических моделей, которые являются основными причинами возникновения технологий стохастического моделирования.

1.Эквивалентность геологических моделей. Общеизвестно, что можно создать несколько геологических моделей, согласующихся с фактическими данными, в тех точках,

где эти данные имеются (скважины) и, тем не менее, существенно различаются в точках, где фактических данных не существует (межскважинное пространство).

2.Недостаточная точность (погрешности) методов исследования. В первую очередь это относится к сейсмическим данным, но также, например, к методам определения проницаемости по данным ГИС и данным инклинометрии скважин.

Перечисленные факторы приводят к тому, что мы никогда не можем быть на 100% уверены в каких-либо геологических построениях.

Слайд 5 Определение направления линии выклинивания продуктивного пласта для

детерминированной модели залежи

Традиционные (детерминированные) построения и применяемые в них приемы, например, линии выклинивания на половине расстояния между скважинами, не сужают и никаким образом не разрешают проблему неоднозначности геологической модели, так как идеальный детерминистский метод получает «среднюю реализацию» геологической модели.

Просто читать

Пусть имеется представительный набор реализаций поля пористости. Тогда значение пористости, полученное «идеальным» детерминистским методом в какой-либо

точке будет равно среднему из значений в этой же точке по всем вероятностным реализациям. Если рассматривать эту ситуацию применительно к оценке какого-либо

одномерного вектора (например, значения запасов), то детерминированная модель призвана получить среднее значение (математическое ожидание), а стохастическая модель позволяет оценить вероятностное распределение значений и вытекающие из этого распределения характеристики (например, погрешность).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Стохастическое моделирование

Необходимо отметить, что стохастическое моделирование является полезным и быстро развивающимся направлением компьютерного геологического моделирования. Технологии стохастического моделирования позволяют строить более гибкие и реалистичные геологические модели, а также оценивать неоднозначность и неопределенность геологических построений, позволяет получить представительный ансамбль реализаций, который может учитывать неопределенность в структурных, литологических и петрофизических построениях.

На основании этих данных определяются достоверность построения геологической модели, возможные диапазоны разброса параметров модели, гистограммы распределения запасов, зоны повышенного риска бурения.

Основные источники неопределенности геологических моделей, которая оценивается с помощью технологий стохастического моделирования с оценкой неопределенности:

1.Неопределенность, связанная с различиями геологических концепций строения

месторождения и корреляционных построений. В значительно степени она связана с неизбежным субъективизмом геолога, выполняющего построение модели и сложностью геологического строения месторождения

Слайд 6

2.неопределенность, связанная с качеством (погрешностями) исходных данных и их интерпретации. В первую очередь это относится к сейсмическим данным, но также и к методам определения проницаемости по данным ГИС, положения флюидальных контактов. Дополнительным источником служит неравномерная плотность сейсмических наблюдений и расположения скважин.

На слайде - неопределенность геометрических размеров резервуара – структурных

поверхностей и поверхностей флюидных контактов.

3. неопределенность, связанная различиями алгоритмов построения модели. Выбор алгоритма построения модели определяется геологом, выполняющим построение модели, на основании опыта моделирования отложений данного типа в изучаемом регионе.

При оценке достоверности модели методом стохастического моделирования выполняется процесс многократного перестроения модели на основе изменения поверхностей структурного каркаса и флюидных контактов. Диапазон изменений параметров задается исходя из погрешности исходных данных (сейсморазведки, инклинометрии, керновых измерений, тесноты зависимости Керн-ГИС) и разумных

ограничений на положение контактов – например, от подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка до гидрозамка структуры.

Затем выполняются многочисленные расчеты кубов литофаций и петрофизических свойств. Диапазоны изменения параметров обычно стараются брать по аналогии с данными по изученным отложениям на разбуренных месторождениях.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Получение при выполнении стохастического моделирования большого ансамбля реализаций модели позволяет исследовать влияние неоднозначности структурных построений, поверхности ВНК и кубов ФЕС на точность местоположения внутренненго и внешнего контуров нефтеносности, а также объема нефтенасыщенных пород и запасов УВ.

Основные результаты оценки неопределенностей представляются обычно в следующем виде:

Слайд 7 Примеры представления результатов оценки неопределенностей

-карты неопределенностей и рисков -карты вероятности наличия нефтенасыщенной толщины выше порогового

значения -гистограммы распределения запасов углеводородов

Слайд 8

Нормированная карта надежности (рисков) построения модели

Мы рассмотрели источники неопределенности создаваемых геологических моделей и возможности их оценки. Далее мы рассмотрим способы вероятностного моделирования при оценке запасов (ресурсов)

3.Вероятностное моделирование применительно к оценке перспективных ресурсов

и запасов.

Вероятностное моделирование применительно к оценке перспективных ресурсов и запасов реализуется двумя основными способами. Первый упрощенный сводится к генерации случайных точечных значений подсчетных параметров. Второй способ базируется на генерации случайных реализаций полей значений подсчетных параметров

Структурных поверхностей и результирующих параметров в узлах двумерных или трехмерных сеток.

Первый способ нашел достаточно широкое применение за рубежом применительно к объектам на ранних стадиях изучения, т.е. в условиях ограниченности (неопределенности информации).

Суть методики состоит в следующем.

Слайд 9 Гистограммы распределения подсчетных параметров – пористости и

балансовых запасов

Для каждого подсчетного параметра на основе анализа имеющихся априорных данных, выполняемого обычно экспертным путем, задаются возможные пределы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

изменения значений, тип статистического распределения (равномерное, нормальное) и значение его параметров.

В соответствии с указанными распределениями (метод Монте-Карло)

моделируются независимо возможные случайные значения каждого подсчетного параметра. Эта процедура повторяется многократно для создания достаточно представительной выборки.

Затем путем перемножения этих случайных значений подсчетных параметров рассчитывается результирующее распределение возможных величин запасов или ресурсов.

Получаемая интегральная функция распределения отражает вероятность существования запасов (ресурсов) заданной величины.

Преимуществом этого метода является его простота. Недостатки в том, изменение значений каждого параметра в процессе генерации не оценивается на основе анализа возможных случайных и систематических погрешностей значений параметров, а задаются путем экспертных оценок.

Второй способ вероятностного моделирования заключается в том, что вероятностная оценка запасов (ресурсов) осуществляется путем математического моделирования методом Монте-Карло значений параметров модели в узлах двумерных

или трехмерных сеток.

Для каждого выделенного типа коллектора на основе имеющейся информации строятся статистические распределения значений пористости, проницаемости и нефтегазоносности. Затем значения этих параметров в соответствии с заданным распределением генерируются случайным образом по каждому слою в каждом узле трехмерной рабочей сетки.

Основными результатами вероятностного моделирования при оценке перспективных ресурсов и запасов являются

- гистограммы распределения возможных величин площади залежи, объема

ловушки и залежи -возможные контуры ловушек Слайд 10

Гистограммы распределения возможных величин перспективных ресурсов или запасов УВ с теоретическими кривыми нормального распределения Слайд 11

- карты вероятности принадлежности точек площади ловушке и залежи Слайд 12

В заключении необходимо еще раз отметить, что для вероятностной оценки ресурсов или запасов используется априорная геолого-геофизическая информация,

включающая данные бурения, ГИС и сейсморазведки и от объема привлекаемой информации зависит полнота учета соответствующих геолого-геофизических факторов и

соответственно достоверность и надежность оценок.