Обговорюються проблеми розвитку інформаційні технології 3D-моделювання нафтогазових родовищ на основі доповнення базового програмного забезпечення алгоритмами і сумісними програмними модулями для най постпроцесингу. Показана можливість вирішення з їх допомогою ряду актуальних завдань геолого-гідродинамічного моделювання: побудови тематичних карт, карт поверхонь приватних і парних кореляцій, визначення площ охоплення розробкою із застосуванням методів інтенсифікації нафтовіддачі пласта і без них, а також візуалізації результатів рішення задач.

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - Захарова Олена Олександрівна, Ямпільський Володимир Захарович


The problems of developing information technologies of 3D-modeling of oil and gas fields on the basis of appending the core softawre with algorithms and concurrent software modulus for preand post processing have been discussed. The possibility of solving with their help the number of urgent problems of geology-hydrogeology simulation: generation of thematic maps, surface maps of partial and pair correlations, determination of the development cross-sectional areas applying the methods of reservoir recovery intensification and without them as well as visualization of problem solution results, is shown.


Область наук:
  • Енергетика і раціональне природокористування
  • Рік видавництва: 2010
    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ
    Наукова стаття на тему 'Алгоритмічне і програмне забезпечення для най постпроцесингу при 3D-моделюванні родовищ нафти і газу'

    Текст наукової роботи на тему «Алгоритмічне і програмне забезпечення для най постпроцесингу при 3D-моделюванні родовищ нафти і газу»

    ?УДК 519.71

    Алгоритмічне та програмне забезпечення ДЛЯ пре- і постпроцесингу ПРИ 3D-МОДЕЛЮВАННЯ РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ

    А.А. Захарова, В.З. Ямпільський

    Томський політехнічний університет E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Обговорюються проблеми розвитку інформаційних технологій Ей-моделювання нафтогазових родовищ на основі доповнення базового програмного забезпечення алгоритмами і сумісними програмними модулями для пре- і постпроцесингу. Показана можливість вирішення з їх допомогою ряду актуальних завдань геолого-гідродинамічного моделювання: побудови тематичних карт, карт поверхонь приватних і парних кореляцій, визначення площ охоплення розробкою із застосуванням методів інтенсифікації нафтовіддачі пласта і без них, а також візуалізації результатів рішення задач.

    Ключові слова:

    3D-геологічні та Ей-гідродинамічні моделі, родовища нафти і газу, алгоритмічне і програмне забезпечення, обробка даних, інформаційні технології.

    Key words:

    3D-geology and 3D-hydrogeology models, oil and gas field, algorithmic and program software, data processing, information technology.

    На всіх етапах геологічного (ГМ) і гідродинамічного (ГДМ) моделювання в процесі розробки проектних документів або здійсненні моніторингу родовищ нафти і газу необхідно здійснювати аналіз, як вихідних даних, так і результатів моделювання з метою прийняття рішень про подальшу стратегію розробки родовища. Використовуваний для цих цілей комплекс алгоритмів і програм пропонується далі іменувати як пре- і постпроцесінг. Узагальнена схема комплексу наведена на рис. 1.

    Пре-і постпроцесінг передбачає візуалізацію та аналіз великого обсягу даних. Важливо враховувати інформацію про об'єкти з урахуванням їх просторового положення. Більш того, для прийняття рішення необхідно отримувати комплексні показники (розраховані на основі зі-

    сукупності параметрів з урахуванням просторового розподілу). Для вирішення зазначених завдань пропонується використовувати такий підхід, як тематичне картування [1].

    Слід зазначити, що методика, алгоритми і програмне забезпечення пре- і постпроцесингу орієнтовані на оптимізацію вирішення наступних завдань:

    • розподіл по свердловинах параметрів і характеристик порід і флюїдів з метою вибору оптимального методу розподілу фільтраційно-ємнісних властивостей (ФЕС) в 3D-геоло-ня моделі (препроцессінг ГМ);

    • отримання карт розподілів ФЕС геологічної моделі для прийняття рішення щодо достовірності та адекватності отриманої в результаті моделювання (постпроцесінг ГМ);

    MemoduKU, алгоритми, програмне забезпечення

    Оцінка вивченості Вибір і-функції Кореляція 20-дпс1 Тематичне картування

    До охв.вит / зав

    Наочна візуалізація Звітна документація

    Мал. 1. Узагальнена схема застосування комплексу алгоритмів і програмних засобів для пре- і постпроцесингу

    • обгрунтування коректності переходу від геологічної до гідродинамічної моделі (пре-процесинг ГДМ);

    • отримання характеристик геологічної моделі та промислових параметрів для вибору системи розробки родовищ (препроцес-синг ГДМ);

    • визначення залишкових запасів за результатами прогнозного моделювання розробки на основі гідродинамічної моделі (постпроцесінг ГДМ);

    • визначення співвідношення витрат на облаштування та розробку родовища і поскважін-них обсягів видобутку для прийняття рішень про економічну ефективність фонду свердловин (постпроцесінг ГДМ).

    Тематична карта - це ефективний інструмент аналізу просторових даних, який дозволяє наочно зіставляти і комплексно представляти атрибутивную і картографічну інформацію. При цьому формують комплексні (багатошарові і з картіруемимі атрибутами, розрахованими на основі декількох показників, в тому числі що характеризують динаміку процесу) карти, в яких одночасно застосовують кілька форм представлення інформації (градієнтні заливки, картограми, картодіаграми).

    Засоби для створення деяких видів тематичних карт частково реалізовані в середовищі спеціалізованого програмного забезпечення, що застосовується в більшості науково-проектних організаціях і нафтогазових компаніях (компаній 8сИ1ішЬещег, Яохаг і ін.), Але повнофункціональними дані кошти не є. Тому вирішення питань, пов'язаних з описом методики тематичного картування і застосування її в рамках геолого-гідродинамічного моделювання вельми актуально.

    Традиційно тематичне картування застосовується переважно для вирішення завдань, пов'язаних з дослідженнями земної поверхні і розміщених на ній об'єктів.

    Відомо, що на всіх стадіях життєвого циклу родовищ нафти і газу створюється ряд проектних документів, для чого необхідно обробляти великі обсяги інформації і аналізувати безліч рішень - від вибору схеми розстановки свердловин, до аналізу розподілу щільності запасів в поклади. Від прийнятих рішень залежить ефективність процесів розробки і вилучення запасів вуглеводнів.

    При 3D-моделюванні родовищ, кар-топостроеніе часто обмежується набором карт, передбачених регламентом по створенню проектної документації, а аналіз параметрів розробки здійснюється за допомогою засобів, що надаються базовим програмним забезпе-

    ням (комплекс програмних засобів - програмних лінійок, створених провідними світовими вен-дерамі для цифрового 3Б-геологічного та гідродинамічного моделювання).

    Відомо, що процес моделювання характеризується багатоваріантністю. Тому, з метою скорочення числа модельованих варіантів, перш ніж приступити до формування схем розробки, слід провести аналіз вихідних даних, так званий препроцессінг. Специфіка такого аналізу полягає в просторової розподіленості вихідних даних, для роботи з якими слід застосовувати спеціальні методи і алгоритми. З цією метою пропонується методика аналізу цифрової геологічної моделі родовища із застосуванням геоінформаційних технологій.

    Метою тематичного картування є формування наочних візуальних уявлень, комплексно представлених просторово координованих даних для визначення:

    • взаємозв'язку явищ;

    • динаміки процесу;

    • поточного стану процесу / явища. Вихідними є:

    • Точкові дані по свердловинах (забійні і пластові тиски, поточні та накопичені показники нафти, води, газу, конденсату і т. П.).

    • Параметри, що характеризують області / зони (карти розподілу параметрів ФЕС, тисків, загальних, ефективних, нефтенасищенних товщини, щільність запасів і т. П.).

    Способами і форматами представлення вихідних даних є:

    • Точки (координати X, Y, параметри) в форматі баз даних, таблиць і тексту.

    • Полігони (координати {X}, {Y}, параметри) в форматі векторного уявлення геоінфор-мационного і CAD-систем та систем дрібномасштабного картографування.

    • Регулярні сітки, що описують поля (mxn суміжних осередків {x, y, z.,}) В обмінних і призначених для користувача форматах (grd, ASCII і т. П.). Результати картування представляються у вигляді:

    • градиентной розмальовки (регулярні сітки) по параметру / комплексному параметру;

    • картограм (одночасне відображення безлічі параметрів об'єктів карти);

    • картодиаграмм (візуалізації об'єктів за допомогою колірної схеми на основі параметра / комплексного параметра);

    • полігонів Вороного (виділення зони впливу точкового об'єкта з присвоєними / розрахованими значеннями параметрів);

    • комплексних (синтетичних) карт (одночасна візуалізація регулярних сіток і картодиаграмм, полігонів і картограми, картограм і картодиаграмм).

    Вихідні параметри для розрахунку комплексних показників:

    1. Геологічне моделювання:

    • Поскважінная інформація (просторові координати, кривизна, призначення і т. П.).

    • Геолого-промислові характеристики (ФЕС порід, початкові обводнення, пластовий тиск, тиск насичення і т. П.).

    • Запаси (параметри геологічної моделі: пористість, нефтенасищенность, в'язкість нафти, об'ємний коефіцієнт і т. П.).

    • Результати досліджень (на керна: фільтраційно-ємнісні властивості порід, відносні фазові проникності, коефіцієнт витіснення; проби нафти, води, газу; геофізичні та промислові геофізичні дослідження свердловин).

    2. Гідродинамічне моделювання:

    • РУТ-властивості (властивості пластових флюїдів, що залежать від тиску і температури).

    • Геолого-промислові характеристики (дебіти нафти, води, газу, конденсату, накопичені показники, режими роботи і т. П.).

    • Результати досліджень (технологічні режими, геологотехніческіе заходи, гідродинамічні випробування).

    Комплексирование параметрів здійснюється шляхом дослідження взаємозв'язку явищ (наприклад, розрахунок невязок параметрів по моделі і по факту), розрахункових геологічних і гідродинамічних параметрів (на основі вихідних даних або даних, що характеризують різницю визначень вихідних даних в часі або просторової віддаленості).

    Таким чином, кроки алгоритму тематичного картування можна визначити наступним чином:

    1. Визначити тип і спосіб опису вихідних даних.

    2. Визначити спосіб візуалізації результатів аналізу.

    3. Вибрати тип картографічного відображення вихідних даних і результатів.

    4. Вибрати програмне забезпечення для:

    • імпорту / експорту вихідних даних і результатів картування, розрахунку комплексного показника;

    • побудови та візуалізації тематичних (в тому числі синтетичних) карт.

    5. Формувати зображення вихідних і результуючих тематичних карт.

    6. Аналізувати дані (візуальний, статистичний) і приймати рішення.

    Алгоритм і результати його застосування, приклади отриманих з його допомогою тематичних карт описані в роботі [1].

    Алгоритмічне забезпечення програмного засобу для виконання кореляції на основі 2D-grid, дозволяє здійснювати аналіз взаємозв'язку просторових показників, а також приймати рішення про структуризацію 3D-геологіче-ських і гідродинамічних моделей [2, 3].

    На рис. 2 наведено приклад результату розрахунку парного коефіцієнта кореляції. В якості вихідних взяті три карти А, В і С з ізолінейним зображенням (рис. 3).

    Коефіцієнти, що отримуються в результаті розрахунків, служать для створення не тільки парних карт, але і приватних кореляцій, які дозволяють встановити - чи не є зв'язок між будь-якими явищами А і В обумовленої впливом якогось третього явища З.

    На рис. 4 наведено результат розрахунку приватного коефіцієнта.

    Приватний показник кореляції рідко використовується для дослідження і картографування взаємозв'язків, хоча його застосування може бути ефективним в ряді випадків. Нехай, наприклад, досліджуються три явища (просторово розподілені характеристики): А - щільність початкових геологічних запасів нафти; В - середні дебіти; З - пластовий тиск, а парні коефіцієнти кореляції мають значення RAB = 0,6; RAC = 0,8; Rbc = 0,7. Якщо тепер оцінити вплив обсягів запасів на фаціальні однорідність, виключивши величини дебітів, то виявляється, що зв'язок між цими явищами характеризується як слабка, Rab / c = 0,3. Розглянемо інший випадок, при якому елімінація третього фактора підсилює зв'язок. Нехай А - залишкові рухливі запаси, В - початкові дебіти свердловин, а С - фаціальні неоднорідність пласта, а значення парних коефіцієнтів кореляції такі: RAB = 0,4; RAC = 0,3; RBC = -0,6. Величина RAB вказує на слабку залежність залишкових рухливих запасів від початкових дебітів, однак можна припускати, що цей зв'язок буде обумовлена ​​впливом фаціальні-го фактора. Дійсно, такий приватний коефіцієнт кореляції Rab / c = 0,8.

    Описані вище алгоритми реалізовані алгоритмічно і програмно в рамках програмного модуля «Correlation» і застосовуються для реалізації пре- і постпроцесингу при моделюванні родовищ нафти і газу.

    При оцінці ефективності розробки зазвичай оперують таким показником, як коефіцієнт охоплення кохве, який характеризує охоплення поклади при розробці витісненням (відбір з видобувних свердловин) і заводнением (витіснення флюїду від нагнітальних свердловин). Прийнято кохве визна-

    З

    Рис 2. Вихідні сітки для розрахунку парних і приватних кореляцій (А, В і С)

    Мал. 3. Модальний приклад обчислення парних кореляцій НАВ, НАС і Нк

    ВС

    -Ц46 -ДЗЕ -0,64 Ц55 Ц32

    '' -0,7'Г; 0,57 " '-0,21"' '' 0, 05 Ц37

    |- -Ц67 -0,73 - 0, ЙЧ \ 0,02

    * \ * \ 1 г

    КЛВ / с

    КОР / в

    Квс / л

    Мал. 4. Модальний приклад обчислення приватних кореляцій НАВ / С, ЯАС / В і НВС / А

    лять, як кох1 = КІНДшт, де КІН - коефіцієнт вилучення нафти; квит - коефіцієнт витіснення, визначається за результатами капілляроме-тріі на зразках керна. Зазначений коефіцієнт характеризує ступінь вироблення запасів (поточну або прогнозовану) і є одним з ключових при оцінці поточного стану розробки або прогнозних варіантів розробки.

    Представлений розрахунок слід вважати наближеним. У ньому не враховуються геометрична складність контуру ВНК і справжні майданні характеристики зон, не охоплених розробкою. Тому запропонована нова методика визначення кохве, яка дозволяє проводити як експрес-оцінку з урахуванням усереднених параметрів пласта, так і враховувати параметри свердловинного оточення. Запропонована методика і реалізує її алгоритм слід застосовувати на етапі постпроцесингу GDM для оперативного прийняття рішення про ефективність моделювання і використання тієї чи іншої системи розстановки проектованих свердловин.

    Нехай Ж (п) - безліч свердловин реалізації ЯдВк (для оцінки поточного стану розробки та оцінки охоплення витісненням) або передбачуваної

    г-й реалізації з безлічі реалізацій проектних рішень {РОР (} (для експрес оцінки ефективності системи розробки), Ж = {М, ??, х, у} = = {Ір, I р, Хр, УрМД ;, 4, х ;;, у}, де п - кількість свердловин, гр = {1, ... п} пр - кількість видобувних свердловин, «= {1, ... п} П1 - кількість нагнітальних свердловин, 0 (м) - контур ВНК.

    Кожна свердловина характеризується такими показниками, як - дебіт нафти (м3 / добу), а перераховані нижче параметри задаються або для кожної свердловини індивідуально, або як середні показники для всіх свердловин родовища / поклади: К - проникність (ефективна проникність нафти), МД; до - ефективна потужність пласта, м; Рг - середнє пластовий тиск, атм; Р ^ - забійні тиск, атм; ш "- в'язкість нафти (в пластових умовах), сПз; По - об'ємний коефіцієнт нафти, м3 / м3; ге - радіус дренування, м; ГК - радіус свердловини, м; ? - скін-фактор.

    Таким чином, для кожної свердловини за формулою Дюпюї [4] розраховується радіус, охоплений розробкою. Для розрахунку кохве визначаються площі, охоплені процесом витіснення і заводнення і обмежені даними радіусами [4].

    Мал. 5. Приклад обчислення коефіцієнта охоплення без ГРП (зліва) і з ГРП (праворуч)

    Індекс, що розраховується коефіцієнт являє собою співвідношення отриманої сумарної площі до загальної площі поклади. Приклад отриманих розрахунків наведено на рис. 5.

    На малюнку зліва в межах контуру ВНК показана площа, охоплена розробкою видобувних свердловин при пятиточечной системі без проведення гідравлічного розриву пласта (ГРП), який є методом інтенсифікації розробки і з ГРП (праворуч).

    Представлене методичний та алгоритмічне забезпечення для побудови тематичних

    карт, карт поверхонь приватних і парних кореляцій, визначення площ охоплення розробкою, яке в рамках пре- і постпроцесингу ГМ і ГДМ дозволяє знижувати трудовитрати на проведення 3D-моделювання та формування проектної документації. Таким чином, показано шляхи розвитку технологій 3D-моделювання родовищ нафти і газу, як при моніторингу родовищ, так і при формуванні проектної документації. Створене таким чином додаткове програмне забезпечення вбудовується в промислову технологію, знижуючи її ресурсомісткість.

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Захарова А.А. Методика аналізу цифрових моделей нафтогазових родовищ на основі тематичного картування // Известия Томського політехнічного університету. - 2006. - Т. 309. - № 7. - С. 60-65.

    2. Захарова А.А., Ямпільський В.З. Оптимізація технології моделювання нафтогазових родовищ на основі цифрових 3Д геологічних і гідродинамічних моделей // Проблеми інформатики. - 2009. - № 2. - С. 38-42.

    3. Захарова А.А. Мінімізація розмірності тривимірних моделей нафтогазових родовищ // Известия Томського політехнічного університету. - 2006. - Т. 309. - № 7. - С. 55-59.

    4. Захарова А.А. Метод і алгоритм оцінки коефіцієнтів охоплення витісненням і заводнением // Известия Томського політехнічного університету. - 2009. - Т. 314. - № 5. - С. 105-109.

    надійшла 30.04.2010г.


    Ключові слова: 3d-геологічні і 3d-гідродинамічні моделі / родовища нафти і газу / алгоритмічне і програмне забезпе чення / обробка даних / інформаційні технології / 3d-geology and 3d-hydrogeology models / oil and gas field / algorithmic and program software / data processing / information technology

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити