Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Методы компьютерного моделирования нефтяных месторождений в задачах нефтепромысловой геологии

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методы компьютерного моделирования нефтяных месторождений в задачах нефтепромысловой геологии"

Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО СнбНИШШ)

На правах рукописи

с 0 т гвсз

БАДЬЯНОВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

МЕТОДЫ КОМПЬЮТЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ЗАДАЧАХ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Специальность 04.00.17- Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора гсолого- минералогических наук

' Тюмень 1993

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте нефтяной промышленности (ОАО СибНИИНП)

Официальные оппоненты:

- доктор геолого-минералогических наук, профессор, заслуженный деятель науки республики Башкортостан Н.Ш.Хайрединов,

- доктор технических наук, профессор, М.М.Хасанов

- доктор геолого-минералогических наук Д.В.Булыгин

Ведущее предприятие: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяно промышленности (ТатНИПИнефть)

Защита диссертации состоится " 19 " ноября 1998 г. в 14 час. на Заседании специализированного Совета Д 104.01.01 при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (БашНИПИнефть) по адресу: 450077, г. Уфа, ул. Ленина 86. ? ,

С диссертацией в виде научного доклада и содержанием опубликованных работ можно ознакомиться в библиотеке БашНИПИнефти.

Диссертация в виде научного доклада разослана "^Щ" ¿/»л 1998 г.

Ученый секретарь специализированного Совета,' кандидатгео;и>1 о-минералогически?; л,,---.

наук, с гаршш"! научный сотрудник ЧСЗ^—Р.Х.Масагут«

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Назначение нефтепромысловой геолопш-подготовка геологической основы доя последующего моделирования задач разработки. В рамках этого направления приходится решать три основных класса задач:

-детальное расчленение и корреляция разрезов скважин; -оценка и учет сложности геологического строения пластов; -геометризация залежей н дифференцированный подсчет запасов. Каждый из перечисленных классов задач в той или иной мере может выполняться вручную, но только автоматизация их решения с применением современной компьютерной техники и средстз графического вывода позволяет совершить качественный прорыв прежде всего з отношении точности, детальности и воспроизводимости геологических построений за счет безошибочного выполнения отработанных алгоритмов, учета разнообразной косвенной и априорной информации, возможности выбора рационального решения из многоварнантных расчетов и построений, непосредственной передачи результатов в виде числовых моделей в системы динамического моделирования. Немалое значение имеет также резкое сокращение времени вычислительных и графических работ с ростом эстетического уровня выполнения последних.

Многолетний практический опыт работ и специально организованные автором тестовые исследования с добровольным участием группы опытных специалистов института СибНИИНП показали следующее. На одном и том же тестовом анонимном материале при независимых геологических построениях специалисты получают существенно различающиеся результаты. Различие в меньшей степени ,но тоже существенное получалось и у одного и того же специалиста по одной и той же задаче, но выполненной несколько раз с существенным временным интервалом. Разброс результатов более значителен в задачах детального расчленения и корреляции скважин и менее- при построении структурных карт.

Эти результаты говорят о следующем. Во-первых, в геологических задачах объективно возникает элемент неопределенности, связанный прежде всего с недостаточным объёмом информации. Во- вторых, у каждого специалиста имеется и реализуется при выполнении работы вручную, вероятно, свой неявный, скрытый "алгоритм" и "алгоритмы" разных специалистов в тон млн иной степени отличаются друг от друга. В- третьих, специалист не а состоянии устойчиво и однозначно повторно выполнять свой "алгоритм" через значительные промежутки времени, что связано с нечетким его осознанием и реализацией на интуитивном уровне.

Из сказанного вытекает, что путь к радикальному улучшению качества решения геологических задач состоит в формулировании явных алгоритмов решения задач и обеспечении возможности учета различной косвенной и априорной информации. Современная компьютерная техника позволяет реализовать такие алгоритмы.

Особую сложность в отношении алгоритмизации представляет задача детального расчленения и корреляции разрезов скважин, выполнявшаяся ранее только вручную. Многочисленные попытки решения её математическими методами у нас и за рубежом были неудачны. Недостаточно корректно или вообще не были решены многие вопросы исследования сложности строения пластов, такие как оценка влияния прерывистости пластов, доли контактных толщин в ВНЗ, вертикальной связности пластов н др. Не были решены задачи геометризации прерывистых пластов, геометризации нефтенасыщенности при нали- ■ чии вертикальной зональности насыщения, корректного восстановления поля ВНК с учетом косвенной информации и др. Только решив все эти задачи, можно было создать компьютерную систему, удовлетворяющую всем необходимым требованиям.-Этим актуальным задачам и посвящена настоящая работа. '

Научная новизна полученных результатов определяется развитием в работе методике- алгоритмической основы автоматизированной системы решения задач нефтепромысловой геологии ГЕОПАК-3 (ГЕОлого- Промысловый Автоматизированный Комплексов частности, в работе получены следующие основные результаты:

1. Впервые создан эвристический (моделирующий действия опытного специалиста) алгоритм детального расчленения и корреляции разрезов скважин. Помимо основного назначения- расчленения продуктивного горизонта на пласты и их корреляции, алгоритм успешно работает с одной стороны в задаче общей корреляции, т.е. расчленения и корреляции больших толщ на продуктивные горизонты, а с другой стороны, в задаче сверхдетальной корреляции для создания трёхмерных числовых геологических моделей. До сих пор ни в одном

, зарубежном программном пакете эта задача не решена. В них реальный трехмерный геологический объект с априори нелинейной системой поверхностей напластования обычно аппроксимируется жесткой линейной системой поверхностей напластования с абсолютно или относительно равными расстояниями по вертикали, что приводит к искажению результата. Разработанный автором метод позволяет отслеживать реальное напластование и задавать реальную трёхмерную структуру слоистого тела.

2. Теоретически с применением вероятностных методов получена ¡в аналитическом виде многомерная зависимость коэффициентов линейной и л ел именной сяяяш в прерывистых пластах от безразмерного расстояния между зонами нагнетания и отбора. На основе двухмерной

стохастического моделирования с применением метода Монте- Карло получены в численном виде те же зависимости в рабочем диапазоне расстояний, подтвердившие достаточно высокую точность аналитического решения в рабочем диапазоне. На тех же численных моделях получены коэффициенты заводнения, произведение которых на коэффициент нелинейной связи дает коэффициент охвата. Решена задача идентификации модели, позволяющая переходить от реальных расстояний на местности в реальной или проектной сетке скважин к безразмерным расстояниям на модели с целью выбора адекватного решения. ■ ^

3. Разработан алгоритм определения коэффициентов воздействия и охвата в зависимости от системы заводнения, плотности и геометрии расчетной сетки скважин для условий густой исходной сетки скважин. Коэффициенты учитывают влияние прерывистости пластов соответственно на дебит и нефтеизвлечение.

4. Впервые разработана модификация того же алгоритма для условий редкой исходной сетки скважин. Для этого был использован по существу метод геологической аналогии: по 123 объектам (пластам) месторождений Западной Сибири, разбуренным густой (эксплуатационной) сеткой скважнн, были по алгоритму п. 3 определены параметры воздействия и охвата и параметр приведенной песчанистости (латеральная песчанистость без параллельно включенных глин), не зависящий в статистическом смысле (не смещенный) от густоты исходной сетки скважин. Получена статистическая зависимость параметров воздействия и охвата от параметра приведенной песчанистости, позволяющая далее определять необходимые коэффициенты в расчетных сетках с помощью алгоритма п. 3.

5. Впервые создан алгоритм исследования вертикальной линейной морфологической связности пластов. Алгоритм позволяет оценивать вертикальную связность как для объекта в целом (интегральная связность), так и для каждой точки разреза (дифференциальная связности).

6. Впервые создан алгоритм определения доли контактной неф-тенасыщенной толщины ВИЗ с учетом априорной информации о геометрии В113. Алгоритм позволяет избежать систематической ошибки, связанной с оценкой только по данным в скважинах.

7. Создан алгоритм оценки послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости. Впервые предложена понижающая корректировка послойной неоднородности за вертикальную морфологическую связность.

8. Для восстановления полей гипсометрии пластов усовершенствован метод схождения в направление возможности моделирования »мполажипаиия или обострения рельефа. Решена задача моделирования сбросов для определенных граничных условий.

9. Создана математическая модель и алгоритм локальной модификации геологических полей п зонах отсутствия фактической информации.

¡0. Научно обоснован метод геометризации прерывистых пластов и предложен реализующий его алгоритм.

11. Создан алгоритм восстановления полей контактов разных флюидов (ВНК, ГНК) с учетом косвенной информации. Алгоритм использует не только отбивки контактов в коллекторе, но и глинистый "коридор", заданный подошвой нижнего нефтяного (газового) про-пластка и верхнего водяного (нефтяного) пропластка в скважинах, где контакт флюидов не наблюдается в коллекторе.

12. Создана математическая модель и алгоритм восстановления поля нефтенасыщенности с учетом априорной информации о законе вертикального изменения нефтенасыщенности от ВНК вверх. Этот алгоритм особенно актуален в условиях месторождений Западной Сибири, где установлена вертикальная зональность нефтенасыщения, приводящая к образованию обширных переходных зон. Восстановление поля только по данным в скважина;!: неизбежно приводит к систем am ческому завышению нефтенасыщенности вблизи внешнего контура нефтеносности.

13. Создан алгоритм восстановления полей физических свойств нефти на основе модификации метрда схождения с учетом косвенной информации о поле гипсометрических отметок пласта.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности Разработанные автором метода к алгоритмы легли в основу комплекса программ ГЕОПАК- 3, реализующего основные задачи нефтепромысловой геологии: детальное расчленение и корреляцию разрезов скважин, оценку сложности геологического строения пластов, гсомет-ризацию залежей и дифференцированный подсчет запасов с оформлением всей необходимой и регламентированной инструкцией Г1СЗ РФ табличной и графической документации. Комплекс обеспечивает также подготовку необходимой геологической основы для ТЭО нефтеиз-влечения и разработки с применением методик динамического модел! рования, основанных на моделях одномерной, двухмерной и трехмерной фильтрации. Практически не существует ограничений по размера месторождений и числу скважин. Это доказывают проведенные на ма шинах класса РС-486 работы по подсчету запасов крупнейших месторождений Западной Сибири с числом скважин порядка нескольких ть сяч на каждом. На машинах класса Pentium реально трехмерное геолс гичсское моделирование. Графическая геологическая документация выполняется в черно- белом и цветном вариантах и этим полностью снимается проблема квалифицированных чертежников.

Реалн'.чтия работы в промышленности осуществлялась по двум иапраппениям: передача комплекса программ в другие производствен

ше и научные организации и выполнение практических работ по до--оворам с нефтедобывающими предприятиями Западной Сибири.

В полной конфигурации комплекс ГЕОПАК был передан АО Татнефть (в т.ч. ТатНИПИнефть, КО ТатНИПИнефть и ГРУ Татнефть), БашНИПИнефть, ОАО Юганскнефтегаз, НПО Союзнефтеот-аача, КазНИПИнефть, Мангышлакнефтегеофизика, Нижневар-говскнефтегаз. Гипровостокнефть, КМ КИВЦ Главтгоменнефтегазл. В усеченной конфигурации (без программ геометризации и подсчёта запасов) комплекс передавался во многие нефтяные организации РФ и бывших республик Союза: Ухтанефтегазгеология, Варьёганнефтегаз, ЗапСибНЙГНИ, ГИПГОТюыеннефтегаз, ВНИИисфть, ПечорНИПИ-нефть, Оренбурггазпром, ВНИГНИ, ЛитНИГРИ, ВЫИИгаз. Коми-нефть , У кр ГИ П РО Н И Инефть.

По договорам с производственными предприятиями автором вместе с возглавляемый им коллективом специалистов и смежными коллективами с помощью комплекса ГЕОПАК- 3 был произведен подсчет запасов нефти и газа с утверждением в ГКЗ СССР И РФ более чем по 20 крупнейшим месторождениям Тюменской области; среди них такие как Самстлорское, Фёдоровское, Лянторскос, Варьёганское, Му-равлешеовское, Суторминское, Ермаковское, Аганское, Быстринскос, Мегионское и др. Новое направление - распределение ранее подсчитанных по месторождению запасоЕ между держателями лицензии на участки. Такая работа была проделана по Самотлорскому месторождению. По более чем 80 месторождениям были рассчитаны и использованы в проектных документах параметры неоднородности пластов.

Апробация работы. Методическая основа комплекса ГЕОПАК- 3 в 1982г. прошла экспертизу 4-х министерств (Миннефтспрома, Мингео, Мнкгазпрома, Минвуза), затем утверждена Мнннефтепромом (приказ N 232 от 10.05.198 2 г.) и ГКЗ СССР (протокол N 1 орг. ot31.03.J982 г.) и издана в виде Руководящих документов (РД-39-17-722-82 и РД 390147035-214-86).

Основные положения диссертационной работы докладывались на 17-ом международном симпозиуме по применению ЭВМ и математических методов в горных областях промышленности в г. Москве, 1980 г.; на сояетсхо- канадском симпозиуме по программному обеспечению в нефтяной промышленности в г. Калгари, 1988 г.; на 5- ом Европейском симпозиуме по компьютерному геологическому моделированию при добыче нефти в г. Будапеште, 1989 г. Кроме того, основные положения докладывались на многих конференциях и совещаниях различного уровня а г.г. Тюмени, Москве, Уфе, Икзно- Франковске, Киеве, Бугульме, Казани, Учкехене и др.

Публикации. Основное содержание работы опубликовано в 50 научных работах, в том числе 47 статьях и 3 монографиях.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

3. Введение

В.нефтяном деле реально существуют две главные проблемы: проблема поиска, обнаружения месторождений и проблема их разработки. Фундаментом решения обеих проблем являются геологические представления об объекте или, если пользоваться более точной терми иологией (акад. Ю.А.Косыгин и др.), модельные представления о ста тическом геологическом пространстве. Поэтому в проблемном а спек: нефтяную геологию целесообразно рассматривать как состоящую из двух самостоятельных разделов: поисковой геологии, обеспечивающс проблему обнаружения месторождений и нефтепромысловой геологи обеспечивающей проблему их разработки. Оба раздела имеют своим предметом совокупность моделей статического геологического пространства. Разница состоит прежде всего в размерах области и уровн< детальности исследования: нефтепромысловая геология отображает геологическое пространство относительно малых размеров, но на существенно более высоком уровне детальности. Объективной основой этого является иерархический, многоуровенный характер организаци геологического пространства. Поэтому в определенном смысле можн считать, что объект наук поисковой и нефтепромысловой геологии . различен: это те совокупности конкретных исследуемых явлений, пре, ставляющнх источник эмпирического материала, которые связаны с различными урознями организации геологического пространства.

Вторым моментом, определяющим самостоятельность нефтепр» мысловой геологии как в рамках нефтяной геологии,' так и в рамках проблемы разработай, является специфичность ее цел ей. Поскольку цели науки должны ограничиваться результатами, получаемыми в пределах самой науки, то нельзя считать целыо нефтепромысловой геологии разработку нефтяных месторождений. Хотя она и направле на обеспечение в конечном итоге этой цели, но сама эта цель достига ется (по крайней мере должна достигаться) в рамках теории оптимал! ной разработки месторождений, использующей результаты нефтепро мысловой геологии в качественного из основных средств. Существующая сейчас путаница в определениях нефтепромысловой геологии неоправданной экспансией в область разработки на наш взгляд объя! шетсл тем, что иногда геологи достигают успехов в решении задач разработки. И это совершенно нормально, как и обратная ситуация: решение разработчиком геологических задач. Было бы даже рациональным готовить синтетических специалистов (геолог-разработчик) ВУЗах. I ¡о это не является пополам дпя смешения смежных отраслей науки. е '.'..'■

Таким образом, целыо нефтепромысловой геологии является гностическое обеспечение проблемы разработки путем изучения и моет, ного отображения статического геологического пространства на гносительно высоком уровне детальности, в то время кат: изучение ннамическнх процессов, порождаемых различными системами про-гранственно- временного и физико-химического воздействия на зале- . 31, следует отнести к области собственно теории оптимальной разра-. отки. Из этого следует, например, что модельное отображение неодородности пластов по проницаемости, используемое при прогнозе охазателеГ: разработай во времени (модель трубок тока) в рамках од-омерной модели фильтрации, является прерогативой нсфтепромыс-овой геологии, а не разработки, как традиционно принято считать. И ншь динамический процесс, который "разыгрывается" в данной ста-ической модели, следует отнести к объекту исследований теории оп-имальной разработки. Такое деление возее не означает, что стати-ескую часть обязательно должен решать только геолог, а дннамн-ескую- только технолог, и тем более решать их нсзазнсимо-задачи есно взаимосвязаны. Но, по крайней мере, необходим достаточный ровеиь адекватности моделей при решении каждой части, а опыт по-азывает, что статические задачи, решаемые технологами, в ряде слу-аев не отвечают этому требованию. Думается, одной математической гидродинамической подготовки без достаточной геологической ультуры мало для модельных построений геологических объектов.

В связи с изложенным в данной работе усилия были направлены первую очередь на "наведение мостов" между геологией и разработок Учитывалось, что в разработке используются одномерные, двух-1ерные и трехмерные модели фильтрации. Геологические модели олжны соответствовать гидродинамическим моделям: для одномер-ых гидродинамических моделей должны быть выданы параметры еологической неоднородности, для двухмерных- наряду с параметра-1И неоднородности, двухмерные сетки всех необходимых геологиче-ких параметров, для трехмерных-трехмерные сетки геологических араметров. Решения по мере возможности доводились до такой стесни законченности, чтобы результаты можно было использовать в инамических моделях разработки непосредственно в качестве вход-ых параметров. Соблюдалась максимальная глубина алгоритмизации ешения задач. Другими словами, а технологической цепочке операций [ежду первичными данными и конечными результатами но мере воз-южности исключались обязательные ручные операции Это резко гю-ышает эффективност ь решения ясего комплекса зачач.

Одним из важных пришитое, которых придерживался автор в роцессе работы над решением основных задач, являлся подход "от адачи", в противоположность подходу "от метода". Это проистегало з твердого убеждения, что не существует готовых математических ме-

тодои, сколь- либо адекватных, полностью решающих серьезные геологические задачи. Попытки таких подходов часто кончались неудачами. Один из примеров- попытки многих отечественных и зарубежных авторов решить задачу геологической корреляции методом математической статистической корреляции (в т.ч. "скользящей корреляции"). Автор исходил из предпочтительности эвристического подход; т.е. моделирования действий опытного геолога, "изнутри" знающего задачу и имеющего практический опыт ее решения, из понимания тог что математические методы, структуры играют частную, подчиненна роль, яаляясь своего рода строитель: 1ыми кирпичиками и решая частные подзадачи. Глобальная же структура решения выстраивается эвр! стичесхи, поскольку геологические задачи достаточно сложны для an проксимацик их единой математической структурой. Удачным обсто: теиьстаом при этом явилось то, что не пришлось базироваться только на чужом опыте: автор получил его в необходимом объеме при подеч те запасов к проектировании разработки крупнейших месторождение республики Татарстан и Западной Сибири в качестве руководителя и ответственного исполнителя.

Еще один важный принцип, который автор вынес из многолетн работы в области автоматизации решения геологических задач и кот рому неукоснительно следовал, заключается в следующем. Даже имел большой опыт "ручного" решения геологических задач, невозможно сразу, одноактно получить удовлетворительное решение серьезной' геологической задачи. Если на тестовом объекте все получилось хоре Bio, это ие значит, что на втором, третьем и т.д. объектах будет так ж Лить длительная многолетняя обкатка решения б практических зада чах позволяет получить необходимый эвристический материал для корректировки мстодичесгсого решения и его программной реализации. Только после этого можно рассчитывать, \то методы, алгоритм и программы будут давать удовлетворительные решения почти всей Осторожное "почти" т/г уместно потому, что геология неисчерпаем; принципе. Кроме того, дополнительные осложнения создают фактор техногенного порядка. К ним относятся разлого рода ошибки опред! пения геологических и маркшейдерских параметров в скважинах, ошибки представления данных (купюры, повторы и т.п.) из-за низко; качества работы баз данных геофизических предприятий. И, иаконе еще одним источником сложности в работе является то, что можно я зьать "тяжким грузом иаследственности". Дело в том, что по большинству месторождений уже имеются работы по подсчету запасов, выполненные ранее вручную. Полученные геологические модели на? дэтея длительное время в практическом использовании, привычны и доедены в задачи разработки. Машинная модель в некоторых случая может иметь те или иные отличия ог ручной, например, приводить к яиому варианту расчленения разреза на нодсчстные объекты, расхо'-

I в отнесении некоторых пропластков к тому или иному подсчет-объекту по конкретным скважинам, несколько отлично рисовать грию залежи и т.д. По понятным психологическим причинам умпция правоты" принадлежит только ручному варианту и гы быть представлены убедительные аргументы в пользу машин-В противном случае нужно приводить машинный вариант к руч-в соответствующих пунктах расхождений, разумеется, в пределах ного компромисса, т.е. не вступая в противоречие с исходным [ческим материалом и слишком очевидными априорными дан. Все это требует специального методико-алгоритмического и ïaMMHoro обеспечения.

Следующий важный принцип, который соблюдался в работе, это ечение возможности учета, помимо непосредственных данных по :инам, разнообразной косвенной и априорной информации. При под косвенной информацией понимается дополнительная ¡шфор-î, задаваемая матрично (например, числовая модель поверхности ического отражающего горизонта), а под априорной- дополни-ая информация, задаваемая в виде некоторого закона (например, а вертикальной зональности нсфтенасыщения). Необеспеченне »ясности учета косвенной и априорной информации не позволяет ть эффективную систему подсчета запасов.

Все эти обстоятельства объясняют трудности в создании реально госпособных систем подсчета промышленных запасов нефти. В своей работе автор опирался на труды многих специалистов, jux значительный вклад а развитие нефтепромысловой геологии астности, формализованных подходов к решению её задач. Среди кзаматов В.И., Аронов В.И., Баймухаметов К.С., Ваишев Б.Т., Ба-1 Ю.Е., Булыгин Д.В., Волков A.M., Гутман U.C., Дементьев Денисов С.Б., Иванова М.М., Каналин В.Г., Коцюбинский B.J1., нко.В.Д., Максимов М.И., Муслнмов Р.Х., Рац М.В., Орлинский Сатгаров М.М., Семин Е.И., Токарев М.А., Фурсов А.Я., Хайре-з Н.Ш., Чоловскин И.П., Шурубор ¡О.В. и многие другие. В работе рассматривается три главных класса задач, разли-шхея как геологическим содержанием, так и характером нриме-.ix математических методой и в основном исчерпывающих геодо-кие аспекты проблем подсчета балансовых и извлекаемых запасов i и газа и их разработки

Первый класс- корреляция разрезов скважин итерригенпых тол-, детальная, общая внутришющадная и мсжплощадная. Второй класс- оценка сложности геологического строения прн-ых резервуаров с целью прогнозирования процессов фильтрации ости на основе одномерных моделей.

Третий класс- геометризации залежей, пол счет геологических за-i, построение двухмерных и трехмерных сеток геологических па-

раметров для двухмерного и трехмерного гидродинамического моделирования разработки залежей

2. Расчленение и корреляция разрезов скважин 2.1. Общая постановка, термины и определения

Задача расчленения и корреляции разрезов скважин является в геологии фундаментальной в том смысле, что лежит в основании непрерывного восстановления трехмерного геологического пространства по заданным одномерным его описаниям- разрезам скважин. Ее следует считать первым и весьма важным этапом геометризации залежей, поскольку результаты ее решения в значительной степени предопределяют геод{е1рию природных резервуаров, выделение подсчетных объектов и объектов разработки. Она решается в конечном счете с целью построения модели статического геологического пространства для рациональной разработки нефтяного месторождения. Статическая геологическая модель лежит в свою очередь в основании динамической модели разработки в том смысле, что служит своего рода "ареной", в которой "разыгрываются" динамические процессы, порождаемые различными системами пространственно- временного воздействия на залежь. Очевидно, что динамическая модель будет давать наилучшие результаты на основе адекватной реальному геологическому объекту статической модели.

Современные методы динамического моделирования разработки предъявляют высокие требования к дифференциации геологического объекта по разрезу. Проницаемое тело реального геологического объекта з общем случае представляет трехмерную фигуру со сложной внутренней геометрией (морфологическая сложность). Сложность выражается в том, что число проницаемых пропластков по скважинам меняется вследствие фациального замещения, меняется их толщина, часто проплаегки одной скважины нельзя поставить во взаимно- одно-зпячпое соответствие проплатам других скважин, помимо горизонтальной, существует вертикальная морфологическая связность объекта. Дня целей разработки реальный трехмерный геологический объект давш* быть сведен к некоторому множеству двухмерных (точнее, та-ш, а которых изменением свойств по вертикали можно пренебречь) то: зг с такими отношениями и связями между ними, чтобы в после-дуяпхгя моделируемый процесс фильтрации не был существенно ИСКа-

ЗсШ.

В связи с этим и возникает задача детального расчленения и кор-■■рьттн »ршуктншюго горизонта {4,12], т.е. разбиения но вертикали «ясчг?«-;?^сшгшемого '»ела на подобласти.(пласты), морфологически

(а следовательно и гидродинамически), связанные по вертикали внутри себя больше, чем между собой.

С точки зрения пространственных масштабов объектов исследования можно выделить следующие виды задач корреляции.

По вертикальному масштабу выделяется два вида корреляции: общая и детальная. При общей корреляции исследуется весь разрез или' достаточно большая толща (порядка десятков пли сотен метров); разрез расчленяется на части (продуктивные горизонты), имеющие толщину порядка первых десятков метров. При детальной корреляции объектом исследования является продуктивный горизонт и проводится его расчленение на пласты толщиной порядка единиц метров.

По горизонтальному масштабу выделяется также два вида корреляции: внугриплощадная и межплощадная; к последнему можно отнести также корреляцию между участками большого месторождения. Характерные размеры областей при виутриплощаднон корреляции порядка единиц километров, при межплогцадной- порядка десяткоа километров.

Общая корреляция может быть в и утр и площади ой и межплошад-ной, детальная- внутрцплощаднон, а также межплощадной п варианте корреляции участков большого месторождения. Общая корреляция проводится в основном на стадии поисков, разведки и подсчета запасов нефтяных и газовых месторождений, детальная- в задачах подсчета запасов и разработки для построения детальной модели продуктивного горизонта и залежи.

При любом виде корреляции каждый разрез задается описанием по некоторой совокупности свойств, которые в математическом смысле могут относиться к классам логических (цитологические или кол-лекторские типы пород) или числовых (электрические, нлотностные, . радиоактивные и т.п. свойства) функции. Описание в большинстве случаев завершается выделением последовательности простых одномерных тел, т.е. таких, внутри которых но заданной определенной совокупности свойств нельзя провести никаких геологических резкостных границ {Ю.Л.Косыгин, 1974). В промысловой практике такими телами являются проницаемые проплаегкн, обычно выделяемые но данным промысловой геофизики. Рассмотрим принципы корреляции разрезов, заданных последовательностями простых одномерных тел.

С точки зрения корреляции разрезов проаые одномерные тела с определенной долей условности можно разделить на дпа типа. Первый тип- это тела, обладающие резко отличной от других, тел данног о рзз-р«ма характеристикой, не попгоркющейси » данном разрезе, но устойчиво повторяющейся от разреза к разрешу. Их можно легко ндентнфн-Шфогшп. и с высокой степенью уверенности утверждать, что стратиграфические объемы таких тел по всех разре зах одинаковы, т.е. точки верхних и нижних границ тел принадлежат соответственно одним и

тем же поверхностям напластования. Такие тела называются маркирующими или реперами; примером может служить репер "верхний известняк" в терригенном девоне юго- востока Татарстана. Условия их образования- резкое во времени и устойчивое на достаточно большой площади изменение фацнальной обстановки. По- видимому, ставить их в отношение стратиграфической идентичности, т.е. взаимно- однозначного соответствия, позволяет уникальность в разрезе и повторяемость по площади, что в свою очередь опирается в неявном виде на постулат невозможности (маловероятностн) уникальных во времени и невзаимосвязанных пространственно и генетически событий.

Второй тип тел не обладает перечисленными свойствами." Он образуется в условиях пространственно- временной неустойчивости фа-циальной обстановки на фоне ее временной повторяемости (ритмичности). Вследствие фациальных замещений стратиграфические объемы таких тел от разреза к разрезу могут меняться и точки границ одномерных тел принадлежать разным поверхностям напластования. Одномерные тела второго типа в этом случае нельзя ставить в отношение стратиграфической идентичности. Однако это не означает невозможности корреляции вообще; снижается лишь разрешающая способность методов корреляция. Наличие ритмичности, повторяемости условий седиментации во времени предоставляет объективную основу для выделения и корреляции составных тел. (Под составным телом понимается связная совокупность простых тел, которую ни по одному из свойств нельзя выделить в целом как простое тело [Ю.А.Косыгин, 1974]). Ритмическая компонента в строении разрезов позволяет ставить и отношение идентичности подпоследовательности простых одномерных тел. Если для первого типа тел их сходство отчетливо проявляется на уровне самих тел и используется для их идентификации, то для второго типа идентификация может быть выполнена только на уровне подпоследовательностей одномерных тел. .

Таким образом, рассмотренные типы тел предопределяют различную детальность разрешения задачи корреляции. Подавляющее большинство тел откосится ко второму типу. Исходя из изложенного, задачу корреляции можно сформулировать следующим образом. Задача корреляции двух разрезов, представленных" последовательностями простых одномерных тел, решает вопрос, являются ли подпоследовательности этих тел разных разрезов частями одного и того же составного трехмерног о тела, пересекающего эти разрезы, или они являются частями разных трехмерных тел. одно из которых лежит выше другого Это определение обладает достаточной степенью общности и справедливо для обоих типов тел. Оно обобщает приведенное в работе [Боровиков A.M. и др., J974] определение, справедливое лишь для

частного случаи первого типа тел, когда подпоследовательности простых одномерных тел представлены единичными простыми одиомер-

ными телами, а включающее их тело является простым трехмерным телом.

В результате решения задачи расчленения и корреляции полное множество простых одномерных тел по всем разрезам разбивается на ' связные совокупности. Внутри связной совокупности подпоследовательности простых одномерных тел разных разрезов находятся в от- . ношении эквивалентности, простые одномерные тела разных рззрезоз-в отношении толерантности (сходства, близости), предельным случаем которого является отношение эквивалентности, простые одномерные тела одного разреза- в отношении порядка (выше- ниже). Возможна ситуация (и она рассматривается в разделе 2.2.), когда корреляции подвергаются непосредственно разрезы, описанные числовой функцией без ее предварительной элементаризации (разбиения на одномерные тела). Это могут быть геофизические, синтетические и вообще любым путем полученные описания, характеризующие разрезы локально или обобщенно. В этом случае разрезы представляются последовательностью равноотстоящих точек, в которых зафиксировано числовое значение параметра, и производится идентификация точек. В связи с конечной детальностью разрешения задачи из-за наличия элемента неопределенности при корреляции тел второго типа каждой точке одного разреза должна быть сопоставлена не одна, а некоторая подпоследовательность точек другого разреза. Выбор из'этой подпоследовательности единственной точки может диктоваться лишь практический необходимостью принять единственный вариант корреляции, но не отрицает возможности иных вариантов.

Как пообъек-тная корреляция (корреляция тел), так и непрерывная корреляция (корреляция точек) не являются самоцелью; в большинстве практических задач она служит основой для расчленения геологического пространства на геологические тела и их гсомстризацин. Поэтому после проведения непрерывной корреляции но несобственным признакам, каковыми являются, в частности, геофизические кривые, и получения системы поверхностей напластования- условных геологических границ неизбежен переход к собственным признакам- рез-костным границам геологических тел. Из этого видно, что непрерывная корреляция отличается от пообъектной в этом отношении только характером представления исходных данных и процедурой, но не конечным результатом и не его точностью. Разница, но существу, сводится к хронологии перехода от несобственных признаков к собственным, При пообъектной корреляции переход совершается на ранней стадии: при выделении простых одномерных тел; при непрерывной'корреляции- при выделении составных-трехмерных тел. Понятно, что в первом случае исходные данные получаются с применением всего мощного арсенала геофизической науки, во втором случае переход к телам может быть совершен только с помощью упрощенных процедур, что может

снижать точность конечного результата. Это позволяет полагать, что пообъектная корреляция обладает точностью по крайней мере не меньшей, чем непрерывная.

Из всего сказанного вытекает справедливость сформулированного выше определения задачи корреляции также и для метода непрерывной корреляции.

В некоторых задачах необходимым условием является непрерывная корреляция как результат. Она может быть достигнута й при пообъектной корреляции как методе в результате принятия линейной модели непрерывной корреляции в пределах скоррелированных тел.

По-видимому, выбор того или иного метода корреляции должен производиться в контексте задачи более высокого уровня исходя из объема и характера входной информации и требований к выходной информации, налагаемых последующей задачей.

С точки зрения объема исходной информации встречаются следующие ситуации:

- месторождение или несколько месторождений разбурены единичными скважинами и нужно произвести внутриплощадную и (или) межплощадную корреляцию;

м - та же задача при достаточно большом числе скважин на месторождении.

По-видимому, объем информации является одним из основных факторов, определяющих методы корреляции. При недостатке фактической информации метод корреляции должен позволять использовать априорную информацию о строении исследуемого объекта. При достаточном объеме фактической информации метод должен обеспечивать апостериорную оценку тех же параметров объекта в результате эффективной совместной интерпретации всего комплекса данных.

Глубинная идея при решении задачи корреляции в этом аспекте заключается в априорном или апостериорном, в зависимости от объема исходной информации, учете соотношения пространственной изменчивости фаций к скоростей осадконакопления и интенсивности размывов (перерывов осадконакопления), выражающихся в изменчивости литологии и толщины. Наличие изменчивости только по одном} признаку делает задачу корреляции тривиальной; по-видимому, такая ситуация для достаточно больших участков разреза является скорее ис ключенисм, чем правилом. Геолог при неформальной корреляции единичных разрезов опирается на некоторое априорное представление о возможных соотношениях между изменчивостью толщины как следствии изменчивости скоростей осадконакопления и литологии как следствии фациальнон изменчивости и неявно вводит ограничение на допустимую вариацию толщины. Выражается это в том, что он ."следует" за антологической границей, т.е.'придает ей стратиграфический смысл, а с другой стороны, делает это лишь частично, до нското-

poro предела, так как знает о наличии фациалыюй компоненты, которой естественно объяснить слишком сильные вариации толщины.

При наличии достаточно большого числа скважин oi-раничение на допустимую вариацию толщины вырабатывается апостериорно, путем совместного анализа множества разрезов и построения мысленной модели объекта, обобщающей основные черты его строения.

По-видимому, при формализованных постановках задачи корреляции необходимо учитывать эти обстоятельства.

2.2. Корреляция единичных разрезов

Для корреляции единичных разрезов одним из наиболее удачных является метод, разработанный В.Ф.Гришкевичем . В качестве исходных данных используется числовое описание разрезов; практически это оцифрованная нормированная кривая ПС. Метод предполагает сравнение литологии разрезов (опосредованной через ПС) и учет изменчивости толщины для всей коррелируемой толщи.

По существу, методика формализует работу геолога, формулируя в явном виде соотношение между изменчивостью литологии и толщины в наблюдаемой изменчивости объекта. На основе априорно принятого числового значения данного соотношения выбирается вариант корреляции, обеспечивающий максимально возможную взаимную упорядоченность изменений литологии разрезов и минимальную изменчивость толщины.

Процедура корреляции в основных чертах сводится к следующему. За основу берется планшет Жековского - по существу матрица, показывающая соотношение каждого элементарного интервала первой скважины с интервалами второй. Элементами матрицы является числовое значение комплексного показателя, отражающего неоднородность между сопоставляемыми интервалами по описывающему разрезы параметру (расстояние в признаковом пространстве) и расстояние между ними по разрезу (в физическом пространстве). Корреляция двух разрезов сводится к указанию цепочки соседних по сторонам или вершинам элементов, идущих на планшете с левого верхнего угла направо вниз. Переход по сторонам штрафуется априорно заданной величиной, поскольку он приводит к вариации толщины. Из полного множества цепочек выбирается обладающая минимальной суммой штрафов за вариацию толщины и показ пелен неоднородности по всем элементам, через котрые она проходит. При этом неличина штрафа за вариацию толщины задает соотношение между цитологическим критерием корреляции (показателем неочнородиости) и законом сохранения толщины. Чем больше эта величина, тем ближе будет минимальный вариант корреляции к сопоставлению по рапной толщине. Выбор конкретного

значения штрафа производится из априорных представлений об объе те.

Для трех разрезов принципы сохраняются, только вместо двухмерной матрицы (планшет Жековского) используется трехмерная. В результате получается корреляционная линия в трехмерном пространстве. Для числа разрезов более грех используется метод триангу ляцин, который заключается в корреляции по треугольникам: один разрез с двумя смежными ранее скорректированными. Так последовательно по тройкам коррелируются все разрезы. Решение, полученное на каждой последующей тройке, наследует с некоторой адаптацией решение, полученное на предыдущей тройке, а вся система наследует, развивает решение, полученное на ядре триангуляции (первой тройке

Таким образом, данная методика автоматизирует- процедуру пс строения множества вариантов корреляции, отличающихся степенью нелинейности модели среды. Выбор единственного варианта.остаета за геологом, использующим при этом интуитивные представления о механизме формирования геологического объекта.

2.3. Совместная корреляция множества разрезов.

Общая постановка задачи

В методике, изложенной ь предыдущем подразделе, выбор конкретного варианта корреляция достигается за счет введения достато1 ко сильных априорных представлений, которые являются вьщужде;:-' кои платой за недостаток фактической информации об объекте. В си 1уацни, когда объект разбурен пер&ыми скважинами, использование априорных представлений является единствешшм.ьыходом. •

Если объект разбурен достаточно большим числом скважин, ее тественно потребовать от метода корреляции апостериорного вывод пелшнешшети модели геологической среды из самого эмпирического материала. Это, конечно, не значит, что в методике должны отсутстг вать априорно задаваемые характеристики, но они должны быть до: сгаточно элементарны, прозрачны и бесспорны. Применительно к де талькой корреляции основные идеи такого метода были разработаш автором работы в 60-х годах [4], позднее метод был развит, реализов в рамках комплекса программ ГЕОПАК-1 [12, 33 и др.] и широко нр менен на многих месторождениях Западной Сибири и других районе в реальных задачах подсчета запасов и разработки.

Объективной основой для решения задачи является наличие ри мичности строения, в частности, ритмичной вертикальной морфоло! ческой связности геологических объектов, являющейся генетическим следствием ритмичности осадконакоплення на достаточно большой площади на фоне возмещающих факторов геологической обстановю Ослабление возмущающего фона и выявление систематической коми

ненты - ритмичности производится синтезом из множества частных разрезов одного обобщенного разреза, получившего название " геолого- статистический разрез" (ГСР).

Основные идеи построения ГСР и решения на его основе задачи детального расчленения и корреляции сводятся к следующему.

Исходными данными являются глубины верхнего и (или) нижнего реперов и границ всех проницаемых пропластков по скважинам, координаты забоев скважин на данный объект.

На первом этапе выбирается модель напластования. Если имеется только один репер (в качестве такового часто используют кровлю продуктивного горизонта) и нет априорной информации о предпочтительности определенной модели, то выполняется наиболее вероятная модель. Рассматривается две модели. Первая получается прямым наложением скважин, совмещенных по реперу, на вертикальный отрезок (0-Ь). Вторая- проектированием разрезов скважин на вертикальный отрезок (0-1) с условием совмещения репера и подошвы (кровли) горизонта по обеим скважинам (нормированием).

Равные гплеоглубины в первой модели и равные нормированные палеоглубины во второй принимаются'за эквивалентные (принадлежащие одним поверхностям напластования) в первом приближении точки. Функция, заданная в точках, является логической и принимает одно из двух значений 1 (коллектор) и 0 (неколлектор). Выбор модели в этом случае завершается после выполнения второго этапа задачи (см. ниже) в рамках обеих моделей и заключается в предпочтении модели, минимизирующей число слияний между пластами, т.е. обеспечивающей наилучшую дифференциацию Ьбъекта по разрезу.

При наличии двух реперов- в кровле и подошве объекта принимается вторая модель напластования.

В итоге выбора модели напластования отыскиваются эквивалентные (синхроничные) в первом приближении точки по всем разрезам.

На втором этапе из всех разрезов синтезируется один обобщенный разрез путем осреднения признака но рапсе найденным эквивалентным точкам. 13 итоге на каждом'уровне палеоглубины (нормированной палеоглубины), заданном множеством эквивалентных точек, получается значение оценки вероятности коллектора. Последовательность этих чисел и есть ГСР. ГСР даст обобщенную картину строения исследуемого обьекта по разрезу. Гели ГСР имеет ритмичный характер, он расчленяется на ритмы с помощью соответствующего ал-¡0-ултма {рис. 2.1). Разрез каждой скважины сопоставляется с ГСР в ■уликах рассматриваемой модели напластования. Пропласгки отнесят-сч к тому или иному ритму пли к двум и более ритмам одновременно (слияния) по критериям пространственной близости, в результате чего множество пропластков коллектора по каждой скважине разбивается

Рис. 2.1 Принципиальная схема ГСР

на подмножества, соответствующие ритмам (пластам). В итоге продук тивный горизонт расчленяется на пласты и устанавливается их взаимно- однозначное соответствие по скважинам, чем достигается второе приближение задачи корреляции- пообъектная корреляция, являющаяся основой для дальнейшей геометризации залежи.

В заключение второго этапа вычисляется абсолютное и относительное число слиянии смежных пластов, средняя толщина разделяющих пласты глинистых пачек.

В случае необходимости получения непрерывной корреляции (для графического отображения, оценки параметров морфологическое сложности при определении коэффициентов нефтеизвлечения) выполняется третий этап, заключающийся в принятии для каждого из выделенных пластов второй модели напластования. Этим достигается третье приближение задачи корреляции- непрерывная корреляций. В ито!

для горизонта получается модель корреляции, допускающая отклонение от линейности. В этой модели поверхности напластования не обязательно параллельны реперу или проходят на пропорциональных глубинах между двумя реперами, как на первом этапе, а могут в значительной степени "следить" за литологическими границами разрезов. Степень нелинейности корреляции объекта в этом случае контролиру- _ ется границами ритмов на ГСР, т.е. выводится апостериорно из фактической информации.

Решение задачи детальной корреляции в целом дает детальную пространственную картину строения объекта: положение пластов и зон их слияния. Хотя пласт и является трехмерным составным телом, при достаточно детальном расчленении плановое соответствие поверхностей напластования достаточно велико, что позволяет пренебречь вертикальной координатой и заменить реальный пласт его плоской моделью (проекцией на горизонтальную плоскость) - литологической или любой другой картой. Если имеются зоны слияния пластов, они могут быть отражены такими же картами.

Сказанное выше иллюстрировалось на примере детальной корреляции: расчленении горизонта на пласты и их корреляции. Но всё это полностью справедливо и для общей корреляции. Только в этом случае объектом является не продуктивный горизонт, а достаточно большая толща и производится её расчленение на продуктивные горизонты и их корреляция. Объективной основой для этого является иерархия ритмичности геологических разрезов, когда мелкие ритмы "вложены" в более крупные. С другой стороны, в последние годы возникло новое приложение- сверхдетальное расчленение пластов на ещё более мелкие единицы для создания трехмерных числовых геологических моделей с целью последующего трёхмерного гидродинамического моделирования. Изложенное выше справедливо и для этой задачи.

2.4. Алгоритм решения задачи

2.4.1. Исходные данные заданы глубинами (отметками) реперов и границ всех проницаемых проиластгков по скважинам, координаты скважин на данный объект условные.

2.4.2. Переводят глубины в налеоглубины для первой модели напластования путем вычитания по каждой скважине глубины кровли горизонта (верхнего репера) из глубины границ горизонта и всех про-опастков. Определяют нормированные налеоглубины для второй модели напластования как отношение налеоглубины всех границ к па-леоглубине подошвы горизонта (нижнего репера).

2.4.3. В рамках каждой модели напластования строят ГСР. Для этого по каждой скважине проводят сечения (уровни налеоглубины), с шагом Ь| и Ьг(соответственно ;пя первой и второй модели напластова-

ния). Шаг сечений в первой модели выражается в метрах (по умолчанию принят 0,5м.), а число сечений определяется максимальной по скважинам общей толщиной объекта Ьта*. Шаг сечений во второй модели определяется из условия равенства числа сечений в ней числу сечений в первой модели по формуле: Ь2=100Ь|/птах.По каждому сечению вычисляют оценку безусловной вероятности (частоту) коллектора Р как отношение числа скважин в состоянии "коллектор" к общему числу скважин. Полученное в итоге распределение Р по палеоглубине (нормированной палеоглубине) есть ГСР.

2.4.4. Строят 6 - коридор для ГСР. Для этого по каждому сечению определяют ошибку (среднеквадратическое отклонение) для частоты Р:

5 =

Р(1-РХ1-Ка)

(2-1.)

Ка =

Риок ■ Ршгн - Р|кш- Ртж Р(1-Р)

(( п- число скважин;

Ка- коэффициент автокорреляции;

Р|К2К, Ршгн. Р|К2Н, Рш2К- совместные вероятности событий коллектор-коллектор, неколлектор-неколлектор, неколлектор-кодлектор, коллектор-неколлектор соответственно в данном сечении по всем парам смежных скважин. Список пар скважин задают произвольно или определяют по алгоритму [29].

2.4.5. Для Р каждого сечения строят доверительный интервал:

Р гшп = •

2п V 4 г

2

4пТ

1 + -

п

Ртах =

р + L + ф>+^ 2п V 4п2

1 +

(2.2.)

Ртт, Ртах-. соответственно нижняя и верхняя доверительные границы;

1- величина, зависящая от уровня значимости (число среднс-квадратических отклонений).

2.4.6. Производят сглаживание ГСР в рамках 6 - коридора. Сглаживание сводится к преобразованию Р) в Р,' в каждом .ром сечении: ,

7.3

<3, = (Рн-2Р,ч-Рн>/4 (2.3.)

|Qj > (P»« ~ P»i.) I г ¡Q,|=(p„ - p„J / 2

Необходимое сглаживание достигают итерационным применением данного алгоритма по всем точкам ГСР до получения устойчивой кривой. Экспериментально установлено, что 100 итераций с гарантией обеспечивают схождение алгоритма при любой форме ГСР. В связи с ничтожным временем выполнения 100 итераций выгодней жёстко фиксировать число итераций-100, а не контролировать схождение алгоритма.

2.4.7. На сглаженном ГСР находят приращения АР, последующих

значений над предыдущими:

др = р-р.

, . . , (2-4.)

|P1-Pj.l|<0,005->APJ =0-

Максимумы ГСР отбиваются но смене знака APj с отрицательного на положительный, минимумы-с положительного на отрицательный. Минимумы являются границами зон.

Если экстремум не точечный, а линейный (знак меняется через значение АР- = 0 в одной и более разностях), то его положение уточняют по наблюдённому ГСР. В пределах интервала APj = о проверяют все. экстремумы наблюдённых значений Р. В качестве искомого минимума принимают min min Р,, в качестве максимума-тах шах Рг Если таких экстремумов более одного, выбирают ближайший к середине интервала АР, - 0.

Границы полурнтмов о тбивают в точках, находящихся по амплитуде на середине между смежными экстремумами. Кровлю верхнего и подошву нижнего песчаных попурт мов неотбивагот.

2.4.8. Все полученные границы зон (минимумы) проверяют па существенность. Сущест венным считают минимум, имеющий глубину больше некоторой критической (априорно заданной) величины D по наблюдённому ГСР. Под глубиной минимума понимают разность между линейно интерполированным между смежными максимумами на иалеоглубину минимума h, и фактическим значением Р.

Пусть данная граница зон отбита по минимуму, имеющему координаты на ГСР (hj,Pj.k).H (h,.£.>pi.i) -Тогда глубина минимума D, будет равна:

' '',.( - h,_k

Еслн D, < D, то данная граница зон ликвидируется. Величина D по умолчанию принята равной 0,05. -

2.4.9. Все полученные песчаные полуритмы проверяются на существенность по толщине. Удаляются полуритмы, имеющие толщину менее критической, которая в программе по умолчанию принята равной 2м.

В итоге выполнения п.п. 2.4.7.- 2.4.9. решается вопрос, ритмичен ли ГСР, и если да, то определяются границы зон и полуритмов.

2.4.10. Если ГСР не ритмичен, операцию корреляции считают законченной, т.е. ограничивают первым этапом. Если ГСР ритмичен, производят идентификацию пропластков по скважинам в соответствии с выделенными зонами. С згой целью скважины сопоставляют с ГСР. Основные правила идентификации следующие. Интерпретируемый пропласток относят к той зоне, в которой проходит ось (геометрический центр) пропластка. Если при этом толщина интерпретируемого пропластка такова, что его кровля и подошва заходят в пределы песчаных полуритмов смежных зон, пропласток квалифицируют как сумму (слияние) песчаных иолуритмов соответствующих зон.

Исключения из основных прашщ следующие. Если ось и кровля (подошва) пропластка располагается в зоне А (Б) между подошвой (кровлей) песчаного полуритма и границей зон, а его подошва (кровля' а) ниже (выше) оси и выше (ниже) подошвы (кровли) песчаного полуритма зоны Б(А), б) ниже (выше) подошвы (кровли) песчаного полуритма зоны Б (А), то а) пропласток квалифицируют как слияние песча-' ных полуритмов соотвествующих зон; б) пропласток квалифицируют как относящийся к зоне Б (А).

В итоге множество пропластков по каждой скважине, соответствующее расчленяемому объекту, разделяют на подмножества, соответствующие определенным зонам и включенным в них песчаным полуритмам ГСР. Этим решают задачу второго этапа корреляции.

2.4.11. Уточняют границы песчаных полуритмов в скважинах в рамках соответствующих моделей напластования. Верхняя граница верхнего пеошного полуритма к нижняя граница нижнего песчаного полуритма ¡«ceuia совпадают соответственно с верхним и нижним реперами (априорно заданными ci рзт»графическими поверхностями,

.рграиичяь.'.!.ччпми объект). Для промежуточных границ правила

определения следующие. Все промежуточные границы песчаных полуритмов ГСР отображают на скважину. Вводят отношение толерантности между границами ГСР и соответствующими литолотическими границами в скважине (литологической кровлей и литологической подошвой). Для этого задаются критическим отклонением литологической границы от границы ГСР (обобщенной стратиграфической границы), выраженным в долях толщины песчаного полуритма ГСР (по умолчанию в программе критическое отклонение принято равным 0,25. Этот параметр по существу выполняет роль регулятора степени нелинейности модели корреляции: чем больше значение параметра, тем выше степень нелинейности корреляции, т.е. тем интенсивнее отслеживаются литологические границы в качестве синхроничных и тем больший вес придается фактору площадной изменчивости скоростей осадконакопления перед фактором фациальной изменчивости). Вычисляют отклонения патологических границ от соответствующих границ ГСР; если фиксируется направление отклонения для кровли вниз, подошвы- вверх и величина отклонения не превышает критическое значение, то граница ГСР Я литологнческая граница считаются эквивалентными и стратиграфической границей песчаного полуритма в скважине считается данная литологнческая граница. В противном случае стратиграфической границей песчаного полуритма в скважине становится граница ГСР. Если направление отклонения противоположное (для кровли- вверх, для подошвы- вниз), то стратиграфическими границами песчаного полуритма считают литологические границы. В случае слияния песчаных полуритмов двух смежных зон общей стратиграфической 1раницей полуритмов является граница зон ГСР. Если какая-либо зона в разрезе скважины представлена только непроницаемыми породами (фациальное замещение песчаного полуритма), то в качестве условных границ- аналогов песчаного полуритма принимают соответствующие границы ГСР.

2.4.12. Для каждого песчаного полуритма по скважинам пересчитывают иалеоглубииы по второй модели напластования согласно пункту 2.4.2., используя полученные выше границы. Затем проводят систему сечений согласно пункту 2.4.3. Этим решают задачу третьего этапа корреляции.

И зложенный алгоритм и его программная реализация предусматривают возможность вмешательства в процесс решения и его конечные результаты на глобальном (для всех скважин) и локальном (для произвольных подмножеств скважин и пропластков) уровнях. Можно: отменить любую границу »он и этим объединить смежные ритмы; внести дополнительную границу зон и эгнм разбить ритм на два рит ма; сместить границу зон по вертикали и этим "перекачать" часть про-пластков из одного ритма в другой (например, в задаче отыскания компромисса с ручным вариантом корреляции); автоматически уси-

лить детальность расчленения с переходом на более мелкий иерархический уровень ритмичности (в связи с трехмерным моделированием); изменить машинное решение по любому пропластку любой скважины. Необходимость столь высокой степени гибкости продиктована опытом многолетней практической работы.

Результаты решения задачи детальной корреляции программный комплекс ГЕОПАК-3 выдает в виде числовых моделей на магнитных носителях, табличных распечаток и графических документов (профилен выравнивания и геологических профилей), выполненных с помощью плоттера.

2.5. Сравнение результатов ручной и машинной корреляции и выделение подсчеткых объектов

При применении машинной корреляции часто уже имеется вариант ручной корреляции и естественно возникает вопрос об их соответствии. Если при небольшом числе скважин задачу сравнения результатов можно решить вручную, то для больших объектов потребовалось создать программу.

В качестве исходной информации для программы сравнения результатов используются два набора данных. Первый содержит результаты ручной корреляции, второй- автоматической, где содержатся от-мепси границ ритмов для каждой скважины. Во входном потоке за- • дастся соответствие ритмов автоматической корреляции и пластов ручной корреляции. Программа последовательно для каждой скважины производит сравнение границ пропластков соответствующих пластов и границ ритмов. Если пропласток ручной корреляции попадает в несоответствующий ему ритм автоматической корреляции, то отмечается несовпадение результатов двух видов корреляции.

В результате работы программы формируется таблица сопоставления, которая содержит только информацию о различиях в корреляции. В нее помещается: номер скважины, абсолютные отметки границ ритмов, абсолютные отметки границ соответствующих им пластов, расхождения между границами ритмов и пластов. Для каждого про-пласта;), который попадает в различные интервалы ручной и автоматической корреляции, я таблицу выводятся номер пропластка, абсолютные отметки границ пропластка, его характер насыщения, номер ритма или ритмов, ъ которые этот пропласток попадает.

Одновременно формируется таблица статистик, содержащая в упорядоченном компактном виде типы отнесения пропластков к тому или иному интервалу при ручной и автоматической корреляции и количество соответствии данного тина.

Для наглядности также формируется таблица-матрица, в которо) но горизонтали откладываются номера ритмов автоматической корре-

ляции, а по вертикали- ручной. В пересечении граф-количество про-пластков, попадающих в соответствующие интервалы. Эта матрица отличается от предыдущей таблицы статистик кроме формы представления информации тем, что в неё не входят случая, когда пропласток попадает одновременно в несколько ритмов.

Внимательное рассмотрение результатов ручной корреляции и сравнение с машинным по ряду месторождений позволило прийти к выводу, что ручная корреляция пластов по скважинам часто содержтгг внутренние рассогласования и противоречия. Причины этого различны. Во-первых, сама по себе задача очень субъективна и приводит к неустойчивому результату даже у одного интерпретатора при корреляции большого числа скважин. Во-вторых, процесс накопления базы данных по скважинам сильно растянут во времени и в её создании обычно принимают участие различные коллективы со своими подходами к корреляции пластов. Поэтому машинная корреляция и выделение подсчетных объектов имеет значительные преимущества за счёт единого методического подхода.

В качестве примера приведём сопоставление выделенных автоматически и вручную подсчетных объектов с помощью описанной выше программы. Программа выдает на печать все расхождения » корреляции как в детерминированной (по каждому пропластку каждой скважины), так и в компактной статистической форме (число совпадений и разного типа расхождений по подсчетным объектам). Это позволяет э случае необходимости минимизировать отклонение машинного варианта от ручного за счет ликвидации систематической составляющей в расхождениях между вариантами. Практически это достигается целенаправленным варьированием параметрами модели машинной корреляции.

По Быстрннскому месторождению расчленение и корреляция продуктивной толщи с целью выделения подсчетных объектов проводилось на ЭВМ по двум интервалам разреза: АС (пласты АС7, АС», АС9) и БС (пласты БС|- БСг).

При расчленении и корреляции группы АС были использованы данные по 637 скважинам, полученные из базы данных АСОИГИС. В связи с существенной вытянутостью площади с севера на юг (35 км.) и имеющейся предпосылкой о различии в соотношении толщины отдельных пластов на северном и южном поднятиях площади расчеты ■ проведены раздельно по поднятиям. По северному поднятию использованы 173, по южному- 464 скважин.

В итоге решения задачи разрез группы АС был автоматически расчленён на три песчаных ритма, соответствующих по принятой традиционной классификации пластам АСи АСв, АС9. С севера на юг происходит существенное перераспределение общей толщины между

пластам» АСв и АС9: значительное увеличение толщины АС» и некоторое уменьшение толщины пласта АС9.

Выделенные ритмы (пласты) разделены глинистыми пачками. Верхняя занимает устойчивое положение в разрезе, нижняя испытывает незакономерные вариации по разрезу, являющиеся результатом фаци-альных замещений. 1

Проведенный на ЭВМ анализ близости ручного и машинного вариантов корреляции показал их высокую сопоставимость: в 97,7% случаев идентификация пропластков однозначна. Большинство расхождений приходится на границу АСв- АСл-1,9%.

При расчленении и корреляции группы БС Быстринскогр месторождения в целом по площади использованы данные 582 скважин. Разрез автоматически расчленён на два песчаных ритма, соответствующих пластам БС» и БСг. Разделяющая их глинистая пачка выдержана в 581 скважине и имеет среднюю толщину 7,2 м.

Анализ близости ручного и машинного вариантов также показал высокую сходимость: однозначная идентификация пропластков наблюдалась в 98,4% случаев.

Случаи неоднозначной идентификации были подвергнуты экспертной оценке с привлечением геологов-специалистов по подсчету запасов традиционными методами. Все мучай в итоге были разбиты на три группы. Первая группа (более половины случаев)-предпочтенне отдано машинному варианту. Вторая группа (более четверти случаев)-предпочтения равны. Трет ья группа объединяет остальные случаи, в которых предпочтение отдано ручному варианту. Анализ показал, что в этих случаях причиной ошибок машинной корреляции являлось неправильное задание репера, то есть ошибки в исходных данных.

Таким образом, результаты сравнительного анализа по Бысгрин-скому месторождению показали, что при хорошем качестве ручной корреляции и достоверных исходных данных идя машинной корреляции сходимость обоих вариантов получается высокая.

Примерно такие же результаты получены по Мыхпайскому и Самотлорскому месторождениям.

В целом практические испытания нокашвают, что метод ГСР позволяет проводить любую да-лизашно исследований но площади и разрезу. Можно более дробно выделить участки по площади, если существуют априорные предположения о площадных закономерностях, и увязать результаты корреляции но участкам между собой. Можно выделить, когда она су шесту сг объективно, ритмичность более высокого порядка и детально расчленить пласты по разрезу.

Таким образом, метод автоматизированного расчленении и корреляции разрезов скважин иа основе ГСР является надежным и удобным инструментом объективного ьыделеиия подсчетных обтек юн при подсчете запасов и подготовки числоьых геологических моделей при

моделировании разработки с помощью одно,- двух- и трехмерных гидродинамических моделей. Сравнительный анализ результатов массового. машинного и ручного расчленения и корреляции показал их достаточно высокую сходимость. В случае расхождения независимая экспертная оценка качества результатов выявила преимущество машинного варианта. Методика машинного расчленения и корреляции, реализованная в комплексе ГЕОП АК-3, обладает достаточной гибкостью, при необходимости можно варьировать детальностью расчленения и степенью нелинейности модели корреляции. Это позволяет, в частности, оперативно проигрывать на ЭВМ варианты подсчета запасов с различной степенью их дифференциации по разрезу. Машинная корреляция обеспечивает автоматическое вычерчивание корреляционных схем и геологических профилей с помощью плоттера (рис. 2.2, 2.3)

3. Оценка и учет сложности геологического строения отроения пластов

При технологических расчетах коэффициентов нефтеизалечення и извлекаемых запасов на основе одномерных моделей фильтрации необходимо учитывать сложность геологического строения объектов разработки в двух аспекта^: сложности внутренней геометрии природного резервуара (морфологической сложности) и неоднородности коллектора по проницаемости. Морфологическая сложность влияет на латеральную и вертикальную фильтрацию жидкости и порождает несколько конкретных задач. Первая из них связана с прерывистостью пластов по латерали, которая снижает фильтрационные (дебит) и ёмкостные (коэффициент нефтеизвлечения) параметры процесса разработки. Вторая направлена на статистическую оценку вертикальной морфологической связности как вспомогательной характеристики в задачах второго аспекта сложности. Третья задача также связана с вертикальной фильтрацией, приводящей к образованию контактных зон. Задача второго аспекта сложности завершает набор задач данного раздела.

3.1. Двухмерное стохастическое моделирование прерывистости пластов

Прерывистость пластов - один из важных параметров, значительно влияющих на фильтрационные (дебит) и ёмкостные (нефтеотдача) характеристики процесса разработки. В первую очередь дебит и нефтеотдача снижаются из-за полного выключения из разработки части проницаемого пласта, не выходящего одновременно на линии нагнетания и отбора. Кроме того, нефтеотдача уменьшается вследствие ухудшения характеристик вытеснения в части пласта, связанной с линиями нагие-,.

ьо

Рис.2 2 Схема корреляции. Варь Кпинког месторождение. Пласты 131^ - 1НГу

СЭорсиииаемые породы С~1нснр(»ни1игмые породы

Рис.2.3 Геологический профиль. Угутское месторождение. Горизонт ЮС

^ •: 1 нефтенасыщенный коллектор СИ непроницаемые породы 1- - I водонасыщснний коллектор / границы пласта

тания и отбора из-за дополнительного искривления линий тока, неоднородности плотностей тока и увеличения неодновременности прихода частиц жидкости в зону отбора. Действие последнего фактора можно уменьшить, увеличив предельную обводненность скважин, но это определяется экономической целесообразностью.

В соответствии с отмеченными факторами снижения нефтеотдачи задача распадается на две составляющие: статическую и динамическую. В статической части решается, какая доля пласта при данной системе разработки связана одновременно с зонами нагнетания и отбора и, следовательно, охвачена разработкой. При этом результаты, определяемые только геологией (геометрией, морфологией) пласта и системой разработки, являются "мгновенными", не зависящими от времени. В динамической части исследуется процесс выработки запасов из связанной части пласта во времени. И результаты зависят от времени разработки, в частности, от предельной обводненности скважин. Конечный результат определяется решением обеих задач, при 100%-ной обводненности - только статической задачи.

Исследования показывают, что статическую и динамическую составляющие задачи следует решать раздельно по следующим причинам.

1 .Задачи различаются по физическому содержанию и математической интерпретации.

2.Результат решения единичной статической задачи имеет большую дисперсию, чем динамической, и поэтому требует большего числа реализаций для получения устойчивых характеристик.

3.Решение единичной статической задачи требует во много раз меньше машинного времени, что и позволяет исследовать большее число реализаций и выполнить условие 2.

4.В методиках прогнозирования технологических показателей разработки, основанных на характеристиках вытеснения, которые получены по промысловым данным, нужны только результаты решения статической задачи, поскольку динамическая часть автоматически учитывается через характеристики вытеснения.

В данном разделе рассматривается только статическая задача. Принята стохастическая постановка. Она заключается в генерировани и исследовании множества случайных реализаций двухмерной модели теологического объекта, сохраняющих 'интегральные характеристики граничные условия (аргументы) и обеспечивающих случайное размещение по площади дифференциальных характеристик. Устойчивость результатов достигается их усреднением но единичным реализациям. Проварьировав аргументы и найдя при каждом наборе значений сред нее из множества случайных реализаций, можно получить семейство функций, описывающих зависимое! ь искомой характеристики от данных аргументов.

Конкретизируем постановку задачи. Двухмерным пласт сложен двумя типами пород: проницаемыми (коллектор) и непроницаемыми (неколлектор), образующими литологическое поле. Проницаемая часть пласта разбивается на два типа зон: эффективно связные и несвязные. Зоны первого типа связаны по коллектору траекториями ограниченной сложности (не имеющими участков, направленных против основного направления фильтрации) одновременно с линиями нагнетания и отбора. Эффективно связные зоны включают подтип линейно связных зон, в которых зоны нагнетания и отбора соединены прямой линией, параллельной основному направлению фильтрации.

Коэффициентом связи Кс назовем отношение суммарной площади эффективно связных зон к суммарной площади коллектора. Аналогично определяют коэффициенты для подтипа линейно связных зон. Необходимо проиграть спектр значений аргументов и при каждом их сочетании определить Кс.

Литологическое ноле аппроксимируем клеточной областью, набранной из квадратных элементов коллектора и неколлектора единичного размера. Доля площади, запятой коллектором, равна Р. Область фильтрации - это прямоугольник со сторонами, параллельными линиям сетки. Одна пара противоположных сторон с расстоянием между ними Z элементов представляет нагнетательную и добывающую галереи; другая пара с растоянием между ними Н элементов - непроницаемые боковые границы области фильтрации.

Формируем случайную реализацию поля с применением метода Монте- Карло. Для этог о в област и размером Z х Н случайным образом присваиваем элементам признак 1 (коллектор) или 0 (неколлектор). Элемент связан со смежным элементом того же признака через общую сторону (но не вершину). Элемент, для которого существует траектория ограниченной сложности, т. е. отклоняющаяся от основного направления не более чем на 90°, относится к классу эффективно связных. При наличии прямой линии между зонами нагнетания и отбора он относится к подклассу линейно связных.

После классификации всех элементов вычисляют соответствующие коэффициенты. Затем при тех же Р, Z и Н снова формируют случайную реализацию поля и вычисляют коэффициенты. Многократное решение задачи при данном векторе арг ументов даст множество значений коэффициентов. Усредняя их по каждому классу, получаем оценки математических ожидании мнффицнштов. Меняя векторы аргументов. находим трехмерную матрицу оценок, которую используем дпч вывода соответствующей функции спяэи.

Программа, реализовавшая данную задачу, включала три основные подпрограммы. Первая, используя генератор случайных чисел, создавала случайное поле с заданными Р, Ъ и Н; вторая анализировала его и вычисляла Кс, выдавая при необходимости на печать как

коэффициенты, так и само поле; третья статистически обрабатывала результаты анализа множества реализаций и выдавала средние и сред-неквадратнческне отклонения Кс.

При решении задачи на ЭВМ аргументы были проварьиропаны в следующих интервалах: Р= 0,1; 0,2;...; 0,9; 1,2, 3; Н= 10, 20, 30.

При каждой из 81 комбинаций аргументов генерировали н анализировали 100 реализаций случайного поля. Таким образом, ошибка нахождения каждой точки, полученной усреднением по 100 реализациям, в 10 раз меньше среднеквадратичного отклонения, что обеспечивает высокую устойчивость результатов.

Вычисляли оба типа коэффициентов связи. Однако, линейный Ксл не представляет интереса, так как еще в работе [ 10 ] нами было получено аналитическое решение этой задачи. Численное решение на ЭВМ дало результаты, практически совпадающие с аналитическими.

Анализ изменения Кс показал, что он уменьшается с ростом 2, и увеличивается с повышением Р и Н. Влияние Н значительно слабее, чем других аргументов.

Одновременно со стохастическим моделированием задача решалась чисто аналитически на основе теории вероятностей. В итоге получена следующая теоретическая формула:

Кс-КЙ^Л

где Н- ширина области фиьтрации;

h =1,2,...,H

На рисунке 3.1 .показаны теоретическая зависимость Кс от Р и Z для Н = 10 и экспериментальные точки. Поскольку на практике не применяют системы разработки с числом рядов более пяти и, соответственно, стремя расстояниями между зонами нагнетания и отбора в элементе разработки, рассчитывалась и приведена на рисунке рабочая область Z s 3. Из рисунка видно, что разброс экспериментальных точек от теоретической зависимости случаен и практически незначителен, особенно в основном рабочем диапазоне Р > 0,5. Это свидетельствует о точности формулы (3.1.) и возможности использования теоретической зависимости в практических расчетах.

Pz,l+(P-P7,l)[l-(l-P)!JP'z'

пъ

(3.1.)

Рис. ЗЛ Зависимость коэффициента связи Кс от безразмерного расстояния между линиями нагнетания и отбора Z и долей коллектора Р.

3.2. Алгоритм оценки и учета прерывистости пластов по данным густой фактической сетки скважин

Снижение фильтрационных и емкостных параметров при прогнозировании разработки с помощью одномерных моделей фильтрации учитывают через коэффициенты воздействия и охвата, которые автор определяет как отношение соотнега пенно дебита или коэффициента нефтензалечения в прерывистом пласте к таковым в непрерывном при прочих равных условиях. Имеются » виду условия как теологические, так и техноло! нческие, важнейшими из которых являются равенство объемов проницаемых пород и идентичность систем разработки.

Объектом дальнейших раечегои является горизонт в целом или каждый ит пластов в отдельности а зависимости от этапа (первый шт третий), на котором закончилась задача расчленения и корреляции.

3.2.1. По каждому сечению (поверхности напластования) оценивают безусловную Р и условную (точнее говоря, совместную) Ру вероятность коллектора при фактическом расстоянии между скважинами

путём перебора всех скважин и определения соответствующих долей с благоприятным исходом.

Фактическое расстояние между скважинами в парах Ьр выражают в безразмерном масштабе как по каждому сечению:

2*1*)=

Р-Ру

р - р

-4- Ри * Рг

(3.2.)

<- Ри < Рг

Тогда любое расстояние между скважинами Ь в реальной или проектной сепсе скважни, равное г метрам, выразится в безразмерном масштабе как Z(1J^):

2(Ь.)=^е1.| " (3.3.)

А?

В дальнейшем для упрощения записи примято )з2..

' ■■ Используя формулу (3.3.) и известные Р, по каждому сечениго для каждого расстояния в элементе разработки (фактическом или проектируемом) вычисляют коэффициенты линейной связи Ксл (доля проницаемых пород, прямолинейно связанная одновременно с зонами нагнетания к отбора:

Ксл=(Сг+1-2)- РС'НХ-С,)- (ЗА)

где Сг- целая часть от 7,.

Осреднением матрицы Ксл по сечениям получают функцию линейной связи - зависимость Ксл от Ь. Аппроксимируют её экспонентой:

К сл= ехр(- а лЬ) (3.5.)

где а л- коэффициент затухания функции или линейный пара метр прерывистости;

Ь- линейное расстояние, км.

Определяют функцию воздействия- зависимость Квоз от Ь и а я. Зная все Ь в системе разработки, с помощью формулы :

Квоз=ехр(-ояЬ)+0,4ехр(-алЬ)[1-ехр(-аяЬ)] (3.6.)

определяют средневзвешенный Квоз.

3.2.2. Коэффициенты охвата определяют следующим образом. Используя формулы (З.2.), (3.3.) и известные Р, по каждому сечению

для дискретно заданного расстояния с помощью формулы (3.1.) вычисляют коэффициенты связи (Кс), которые практически эквивалентны максимально возможным коэффициентам охвата при бесконечной промывке пласта

3.2.3. Для получения конечного коэффициента охвата, учитывающего конечную кратность промывки (в данном случае моделирова-, лась четырехкратная промывка объёма пор) сначала определяют коэффициент заводнения (Кзав). Последний моделировался на стохастических моделях и аппроксимировался А.Н.Юрьеаьш в постановке автора данной работы [42] как отношение добытой нефти к запасам в связной области пласта:

^ г Р(!-РХ0,427 + 0,733Р-0,826Р1)

Кзав— 1-----—■—?--—п-

3 ехр{ 13,19(Р-0,60)']

Двухмерная функция Кзав имеет минимум при Р=0,6 с численными значениями от 0,866 до 0,944 при изменении Ъ от 3 до 1. При стремлении Р к 0 или 1 функция стремится к 1. Наличие экстремума функции Кзав связано с максимальным усложнением геометрии связанной области при Р=0,6.

Затем, используя формулы (3.1.) и (З.7.), определяют конечный коэффициент охвата:

Кохв= С'КМ (3.8.)

3.2.4. Определяют Кохв в каждом сечении для дискрегно заданных с постоянным шагом значений Ь. В итоге получают матрицу Кохв.

Осреднением матрицы Кохв по сечениям получают функцию охвата* зависимость Кохв от расстояния между зонами отбора и нагнетания Ь, которую аппроксимируют но методу наименьших квадратов произведением экспоненты на линейную функцию:

Кохв~ [ехр(-{1 Ь)]( 1-у Ь) (3.9.)

где ((- параметры функций связи (максимального коэффициента охвата) и заводнения; оцениваю ген для расстояния до 2 км.

Определив »се значении I. в элементе разработки данной системы заводнения при данной плотности и геометрии сетки скважин (для ограниченного набора систем заводнения- линейных 1-3-5 рядных и площадных 5-7-9 точечных- формулы определения Ь в зависимости от плотности и геометрии сетки ск нажин приведены автором в работе [26]), с помощью формулы (3.9.) вычисляют Кохв для всех частей эче-мента разработки (например, в пятнрвдной системе для частей, заклю-

о<, г<, з

05 ?<. 1

(3.7.)

ченных между нагнетательным к первым, первым и вторым, вторым и третьим рядами), из которых затем выводится средневзвешенное по площади значение.

3.3. Алгоритм оценки и учета прерывистости пластов по данным редкой сетки скважин

3.3.1. Изложенный метод дает несмещенные значения а„, р и у (отсюда Квоз и Кохв) в том случае, когда фактическая сетка скважин, по которой задаются данные, детерминирует объект, то есть позволяет восстановить истинную или близкую к ней пространствсннуюкартину строения объекта. Это зависит как от расстояния между скважинами, так и от сложности строения самого объекта. Условие детерминированности обычно выполняется при эксплуатационных сетках скважин и реже- при разведочных. Поэтому коэффициенты, полученные с помощью рассмотренного метода по данным разведочной сетки скважин, могут оказаться завышенными.

Идея получения несмещенных оценок по данным разведочных сеток сводится, по существу, к использованию принципа геологической аналогии. По набору объектов, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин (в качестве таковых использовались пласты по многим месторождениям Западной Сибири; всего 123 объекта), были определены несмещенные значения-ал, р и у. По тем же объектам оценён параметр, не зависящий от расстояния между скважинами (несмещенный) и информативный относительно а., 0 и у. В качестве такого выбран коэффициент приведенной песчанистости Рп, но более точным термином для него является средневзвешенный коэффициент распространения (далее коэффициен: распространения). Он определяется по формуле:

гя

Рп=4г- (3.10.)

хд

I

где т-число сечений.

Из формулы (3.10.) видно, что Рп характаризует горизонтальную (латеральную) песчанистость в оглнчие от традиционной вертикальной н соответственно зависит от латеральной протяженности, непрерывности проницаемых тел. Совершенно очевидно, что именно эта характеристика определяет влияние прерывистости на основные особенности динамики жидкости при создании горизонтальных градиентов давления в системах разработки. Поэтому широко используемый в подобных задачах традиционный коэффициент песчанистости, характеризующий вертикальные протяженности тел. может служить лишь грубым паллиативом и приемлем только в тон степени, в какой существу-

ет статистическая связь между вертикальными и горизонтальными протяженностями тел.

Полученные по 123 точкам зависимости а., р н у от Рп (3.11.), (3.12.) и (3.13) являются основой решения задачи. Для этого но исследуемому объекту, разбуренному разведочной сеткой скважин, определяют Рп, затем по приведенным ниже зависимостям- несмещенные значения параметров воздействия, связи, и заводнения:

ал = -Ьп(0.7Р„ + 0,ЗРп) (З.и.)

1 |(ВРп)7" + (ВРп - (ВР)2,'К1 - (I - ВРп)!ХВРп)'2'

¿[{1-(1-ВРпУ|1-(ВРп),?"'']Ь"]

где 2=1,2; 13=0,86.

а I ВРпI (3 = -Ьп

(3.12.)

_ 0,77РП(1 - Рп)(0,427 4 0,733Р„ -Ц826Р?,) ~ 2,31ехр|14,19(Рп -0,6)2|

Остальная часть задачи решается с использованием формул (3.6.) и (3.9.) так же, как и по данным густой сетки скважин. На рис. 3.2 показаны экспериментальные точки р =Г(Рп), аппроксимированные теоретической зависимостью (3.12.).

3.4. Исследование вертикальной морфологической связности пластов

Выше были рассмотрены задачи, связанные с оценкой и учетом прерывистости продуктивных горизонтов при прогнозировании разработки нефтяных месторождений. Эти задачи возникли в связи с применением искусственного внутриконтурного заводнения нефтяных залежей, порождающего значительные горизонтальные градиенты давления. С учетом, помимо направления градиентов, существенной слоистости (анизотропии) объектов как на макроуровне структурной организации продуктивных горизонтов, так и на микроуровне текстуры породы- коллектора фильтрация принималась параллельной напластованию. Это модельное допущение не является слишком сильным для данных условий, что косвенно подтверждается успешным применением данной методики в работах по проектированию разработки.

Однако, существует класс задач, где принципиальным моментом является наличие искусственных вертикальных градиентов давления. К нему относятся такие задачи, как прогнозирование разработки водо-

0/fv

Рис. 3.2 Зависимость параметра связи от приведенной пссчанистостн

нефте-газовых зон и циклического заводнения. В первом случае вертикальные градиенты давления приводят к такому неблагоприятному явлению, как образование конусов обводнения скважин, резко снижающему все технико-экономические показатели разработки. Во втором случае, напротив, они приводят к межслонному обмену и улучшению характеристик вытеснения.

Теоретические предпосылки и практика разрабо1ки нефтяных месторождений показывают, что в том и дру| ом случае характер и интенсивность вертикальной фильтрации в меньшей степени зависят от слоистости на микроуровне строения (тексчуры) породы- коллектора, а в основном определяются слоистостью на макроуровне объекта, т.е. от пространственных характеристик и отношении проницаемых и непроницаемых тел. Чем менее слоист продуктивный горизонт (пласт), т.е. чем менее он расчленен непроницаемыми протшастками, и чем менее они выдержаны но площади, тем больше связность, сообшасмость объекта разработки по вертикали и наоборот. Это свойство тополо! и-

ческой непрерывности проницаемых объектов по разрезу будем называть вертикальной морфологической связностью объекта.

Для того, чтобы прогнозировать вертикальную фильтрацию в рамках одномерных и двухмерных моделей, должна быть предварительно решена статическая задача модельного описания морфологии резервуара, в котором моделируется динамический процесс, с точки зрения его вертикальной морфологической связности. Ещё один аспект применения этой характеристики- необходимость сё учета при оценке послойной неоднородности пластов по проницаемости в задачах прогноза латеральной фильтрации.

Морфология природного резервуара может быть описана множеством способов, если предварительно не фиксирована цель описания, В нашем случае конечная цель сводится к построению аппарата, позволяющего производить два вида прогноза.

Интегральный прогноз. Смысл его заключается в определении вертикальной морфологической связности резервуара в среднем для всего объекта, иными словами, в случае произвольного положения и величины интервала образования вертикального перепада давления.

Дифференциальный прогноз. Он состоит в том, что объект по разрезу дифференцируется на локальные участки большей и меньшей связности.

Из постановки видно, что задача близка к выше решенной задаче опенки и учета прерывистости при латеральной фильтрации жидкости. В связи с отмеченным возникает заманчивая возможность получить описание природного резервуара в обеих задачах с единой точки зрения с помощью ранее примененного подхода, учитывающего пространственную структуру объекта.

Для решения задачи оценки структуры объектов в вертикальном направлении введем понятие вертикальной функции связи. Это понятие выводится из более элементарных понятий. Корреляционной поверхностью, или сечением пласта, будем называть поверхность напластования, т.е. поверхность, проходящую через точки разрезов, находящиеся в отношении стратиграфической эквивалентности.

Поскольку в каждой точке разреза скважин задан логический бинарный признак коллектор-неколлектор (1-0), разрез можно рассматривать как одномерное логическое поле, а сечение - как двухмерное логическое поле. Тогда любое трехмерное слоистое геологическое тело, например, пласт, можно рассматривать как трехмерное логическое поле, являющееся композицией множества двухмерных логических полей.

Два произвольных сечения Б, проведенных в геологическом теле на произвольном расстоянии Ь друг от друга, выделяют условное геологическое тело (УГТ) толщиной Ь. Условное геологическое тело будем считать вертикально морфологически связным в точке с координа*

тами х,у тогда, когда вертикаль, соединяющая точки верхнего и нижнего сечения, в данных точках и во всех промежуточных будет представлена только коллектором (не пересекает неколлектор). Теперь легко ввести важное понятие вероятности вертикальной связи. Под вероятностью вертикальной связи будем понимать математическое ожидание доли вертикалей, удовлетворяющих условию связности. Другими словами, вероятность вертикальной связи числеино оценивается как доля вертикально связных скважин. Тогда коэффициент вертикальной связи есть отношение Р? к безусловной вероятности коллектора Р в данном геологическом теле

Отсюда видно, что есть доля вертикально связного коллектора в полном объеме коллектора при данной толщине h УIT. По физическому смыслу очевидно, что при стремлении h к 0 к£ стремится к 1. При увеличении h Kj не уменьшается только в том случае, если по всем сечениям соблюдается полное плановое соответствие, т.е. совпадение зон распространения коллектора и неколлектора. В противном случае он должен уменьшаться, и тем интенсивнее, чем ниже степень планового соответствия.

Таким образом, К£ не является имманентной, внутренне присущей геологическому телу характеристикой. Он зависит не только от обьективной структуры геологического тела, но л от условий эксперимента: на каком расстоянии зафиксированы ограничивающие сечения, другими словами, от h УГТ.

Безусловная связность геологического тела зависит от скорости затухания при увеличении h н количественно выражается параметром скорости изменения в функции К" = f(h).

Ввиду громоздкости алгоритма решения этой задачи, полностью отраженною нами в работе [ 30 ], здесь приведем краткое содержание на геолого- физическом уровне изложения.

Решение интегральной задачи сводится к следующему. Решаем задачу детальной корреляции в непрерывном варианте (см. раздел2) и этим получаем систему сечений. Выделяем УГТ минимальной толщины h (допустим, 0,4м) в кровле iеолотического обьекта и вычисляем К£. Сдвигаем У1Т вниз па малую величину не, меняя h и снопа определяем К^.. Операцию повторяем до совпадения подошвы УП' с подошвой геологического тела. Осредияем серию К? и получаем К^" дли данного Ь. Увеличиваем h на малую величину, повторяем всю операцию и получаем новое значение для новою h. Операция повторяется до некоторого, достаточно большого значении h, соизмеримою с толщиной геоло! ического обьеюа. В нпи с получаем серим »v для разных h, по которой пронм шп оральную функцию К," = /(Ь). Аппроксимируем се эшюнецтой exp(-aî'h).

В интегральной функции вертикальной связи (ИФ) параметр о* характеризует скорость затухания коэффициентов связи при увеличении Ь. Назовем его параметром вертикальной морфологической связности объекта. Чем больше абсолютное значениеа®, тем меньше вертикальная связность объекта.

Параметр а? может использоваться для решения двух задач: установления отношения порядка на множестве объектов с последующей классификацией по степени вертикальной морфологической связности и оценки вертикальной гидродинамической связности. Один из аспектов второй задачи- поправка в послойную неоднородность по проницаемости, будет рассмотрен в одном из последующих подразделов.

Дифференциальная задача решается следующим образом. Вместо используется Рсв. УГТ не скользят по разрезу с фиксированным Ь, а увеличивают Ь при фиксированном положении центра "УГТ в разрезе с вычислением Р,? при каждом Ь с последующим осреднением и получением Рсв для данной точки разреза. Смещается УГТ на малый интервал разреза и всё повторяется. Последовательность Р® по разрезу будем называть дифференциальной функцией вертикальной связи (ДФ) или профилем вертикальной связи (ПВС). В большинстве случаев ПВС имеет ритмичный характер, существенно напоминающий ГСР. В работе [ 30 ] изложен алгоритм расчленения ПВС, основанный, в отличии от расчленения ГСР, на детерминированном подходе.

3.5. Методика определения доли контактной толщины в водонефтянон зоне

Для целей проектирования разработки, в частности, при опреде- , лении границ размещения проектной сетки скважин и оценке коэффициентов нефтензвлечення ВИЗ, важное значение имеет знание характера размещения контактной зоны в пределах ВНЗ.

Контактная зона в вертикальном разрезе ВНЗ залежи складывается из двух частей: непосредственно соприкасающейся с подстилающей водой и отделенной от воды глинистыми пропластками с недостаточной суммарной толщиной, не достигающей критического значения Ь и. следовательно, не обеспечивающей изоляцию нефти от г,кр.

воды. Доля контактной толщины коллектора Бк - отношение контактной толщины к суммарной средневзвешенной толщине нефтенасыщен-ного коллектора и определяется для всей ВНЗ и частей, ограниченных различными изопахитамн нефтенасыщениой толщины. Здесь следует уточнить, что речь идет не о полностью детерминированной картине размещения контактных зон, а об среднестатистической оценке для определенных зон нефтенасыщениой толщины. Изложенный ниже ме-

тод позволяет прогнозировать долю контактной толщины также в приконтурнои части, не разбуренной скважинами.

Образование контактных зон иллюстрирует вертикальный разрез модели ВИЗ на рис.3.3. Глинистые иропластки имеют толщину снизу вверх 1; 0,8; 1,8; 3,2; 0,8 м. Величина^ , принятая равной 2 м., порождает изображенную на рис. 3.2 картину контактных зон. Очевидно, что в реальных ситуациях задача может решаться непосредственным подсчетом 6к через отношения соответствующей толщины в скважинах ВИЗ лишь в первом грубом приближении. В частности, при редких разведочных сетках не будет учитываться приконтурная зона с максимальными значеннямиб^. Корректно эта задача может решаться только через модель, учитывающую закономерную пространственную геометрию контактной зоны.

Общая идея решения задачи заключается в следующем. Примем, что разрез каждой скважины порождает (представляет) свой сектор ВИЗ с плошадыо, обратно пропорциональной числу скважин.

Вертикальный плоский разрез каждой такой реализации ВНс точки зрения пространственного соотношения контактных и неконтактных зон описывается системой правильных геометрических фигур (см. рис. 3.3). Легко получить формулы, основанные на элементарных средствах аналитической геометрии, дающие точное решение задачи. Сущест венным моментом, упрощающим решение, является то, что Ьк не зависит от внешней геометрии В1ГЗ (вертикшиных и горизонтальных размеров, у(ла наклона слоев, конфигурации контуров нефтеносности) и полностью определяется структурой разреза (отношением суммарной голшины коллектора и неколлсктора, изменчивостью толщины и характером размещения проплат кои коллектора и некотшек-тора). Из рис.3.3 видно, что искомый результат получается за счет разностей и отношений плошаде» соотстствующих прямоугольных треугольников. Единственная трудность заключатся в разработке универсальной процедуры определения соответствующих высот треугольников.

Если бы по каждой екпл-мин1 удалось пай !и точное модельное решение, среднее статистическое значение о, на всем множестве скважин дало бы искомую опенку хчя рса.тыии о 1)113.

Рассмотрим алгоритм решения задачи.

3.5.1. В разрезе 1-й скважины нумеруем песчаные пропластки объекта снизу »верх: I, 2..^). .ш. Фиксируем координаты кровли и подошвы песчаных пропластков в расстояниях от подошвы объекта: .

3.5.2. Ра^ю разбивается на серии (ь том числе пересекающиеся) пропластков. Серия- это часть разреза, ограниченная песчаными про-пласткамн и включающая максимальную нредкригическую суммарную

ь шш * пи - 111111

Рис. 3.3 Вертикальный разрез модели ВИЗ

I

1- контактная зона; 2 - неконтактная зона;

3 - неколлектор

толщину глинистых пропластков: Ьг П1)р = тах И. кр . Подошва первой

серии совпадает с подошвой объекта, а кровля отыскивается последовательным перемещением вверх до накопления максимальной пред-критической толщины глин. Подошвой второй серии является второй пропласток. Если кровля второй (последующей) серии совпадает с кровлей первой (предыдущей), то данный вариант второй серии аннулируется и её отыскание начинается с третьего и т.д. пропластков до тех пор, пока кровля не сместится вверх, и этот вариант серии фиксируется. Очередная серия начинается на один пропласток выше подошвы предыдущей фиксированной серии и разбиение разреза на серии заканчивается при выходе кровли очередной серии на кровлю объекта. В результате получаем множество серий, каждая из которых имеет номер 5 и подошву 5,П. Подошве каждой серии Б,П ставим в соответствие номер пропластка

3.5.3. Каждому ¿-му пропластку ставим в соответствие номер серии Б, в которую он попал. Если пропласток попал сразу в несколько серий (область пересечения), то ему ставится в соответствие номер первоначально присвоенной (нижней) серии.

3.5.4. Находим долю контактной толщины для модели ВНЗ, порожденной г- м разрезом:

-!-¿[(Ч.к- №С0.п)а -<Ч.п- Н^д.п)'] (3.14.)

¿(Н'.ьк-Н^п)'"

п |

где индекс Б0)п- подошва нижней серии, в которую попал ]-й пропласток.

Находим соответствующую ей суммарную эффективную нефтена-сыщенную толщину в 4- м разрезе:

Ь*=£(Ч.к-Ч.п) (3.15.)

с«

Последовательность операций 3.5.1,- 3.5.4. будем называть ядром алгоритма.

3.5.5. Находим долю контактной толщины для ¡- модели ВНЗ для областей, заключенных между нулевой точкой нефтенасыщенной толщины на внешнем контуре и вертикалями, соответствующими целочисленным значениям с шагом 1м. Для этого введем сечения, соответствующими целочисленным значениям с шагом 1м., накапливаемым от кровли объекта. Последовательно каждое ¡ь^-е сечение становится подошвой объекта (нижележащая часть разреза отбрасывается) и к новому объекту в полном объеме применяется ядро алгоритма. Получаем последовательность бмь*).)-

Находим средние значения по скважинам- моделям В113:

6,=-У 6 и (3.16.)

8,0ы)= 2Х,(Ь.,> (3.17.)

п(11„) 71

где п- общее число скважин;

л( число скважин, имеющее нсфгенлсышсиную толщину

не менее

3.5.6. Функция (3.17.) даёт долю кот акт ной тошцнны для нефге-масыщенного объема ВИЗ, заключенною между внешним контуром нефтеносности и заданной нефтенасыщенной толщиной. Поэтому л а функция названа интегральной функцией доли контактной толщины. Если необходимо оценить долю контактной голшины для каждог о целочисленного значения то вычисляется дифференциальная функция доли контактной толщины. С этой целью для каждого сечения, со-

ответствующего целочисленным значениям с шагом !м выполняются пункты 3.5.13.5.2. алгоритма. При выполнении далее пункта 3.5.4. в формуле (3.14.) числитель и знаменатель находятся кик разность результатов между последующим и предыдущим сечением.

3.6. Оценка неоднородности пластов по проницаемости

Показатели неоднородности продуктивного горизонта по проницаемости оценивают с учетом морфологической сложности. В связи с этим предварительно решают задачу детального расчленения и корреляции. Оценивают вертикальную морфологическую связность каждого пласта по изложенному в 3.4. алгоритму. Вычисляют раздельно показатели межгшастовой и внутритекстовой послойной неоднородности. Первая из них характеризует неоднородность (квадрат коэффициента вариации) между средними нроницаемостями пластов, вторая-неоднородность между отдельными пропластками в пластах. Внутри-пластовую неоднородность каждого пласта корректируют а сторону снижения с учетом степени вертикальной связи. Последнее интуитивно очевидно, поскольку вертикальные перетоки жидкости в определённой степени нивелируют влияние послойной неоднородности.

Для решения задачи последовательно вычисляют:

Среднюю проницаемость по ч- му пласту в 1- и скважине

I-'

Среднюю проницаемость но продуктивному горизонту в !- й скважине

= (3.19.)

у: »,.ч'"

Показатель внугринластоиои послойной неоднородности ц- го пласта и ¡- й скважине

4 I ,1

V;, ¿. --------!---------Ь<,,(У,,,-КУ (3.20.)

Показатель инутринластомж послойной неоднородности q- го пласта по всем скважинам

У^О-К?,)-!^ . (3.21.)

в 1.1

Показатель внутршшастовой послойной неоднородности горизонта по всем скважинам

ь.

V1 = Т—V-! <2 (3.22.)

Ь №

4*1 ¡ч и

2 X 2Х,

Ы

Показатель межпластовой послойной неоднородности по 1-й скважине

V=-', ц . £ ¿ЛДК„ - к,)1 (3.23.)

V VI. 1 Т1 V'.. Ч-1 и

ч-| ¡-| Н н

Показатель межпласговой послойной неоднородности по всем скважинам

(3.24.)

П и

Показатель результирующей послойной неоднородности (формула В.Д.Л: 1сенко)

^ = (Уг + 1Х^ + 1)-1 (3.25.)

Показатель зональной неоднородности горизонта

V? = ^Т -5-[--¿(^ + ЬпХКг, -Кг,) (3.26.)

Г-1

где Ь- эффективная толщина пропласпса;

К- коэффициент проницаемости пропластка; 1- порядковый номер скважины 0= 1,2,...,п); Ц число пластов в горизонте; Я- номер пласта (ч= 1,2,... Ц); I- номер пропластка в подпоследовательности про-шшстков, составляющих <]-й пласт (р 1,2,...,ш);

К' - коэффициент вертикальной связи, о < К? < 1;

а)'- параметр вертикальной морфологической связности;

Н- эффективная толщина пласт а;

Г- номер пары смежных скважин 1 и 2 (Г=1, 2,...,(]);

К- коффициентпроницаемости горизонта.

4. Геометризацип залежей и дифференцированный подсчет запасов нефти и газа

Геометризация залежей и дифференцированный подсчёт запасов нефти и газа являются важнейшими элементами геологического обеспечения задач разведки и разработки месторождений. Подсчёт запасов может пониматься в широком и узком смысле. В широком он включает большой круг задач от подготовки исходных данных путём исследования кернов, пластовых флюидов, интерпретации геофизических материалов и т.д. до расчёта коэффициентов нефтеизвлечения и извлекаемых запасов. Излагаемая в данном разделе методика решает более узкий набор задач собственно подсчёта геологических запасов.

Методика предназначена для подсчёта на основе модификации объёмного метода - метода удельных запасов с выполнением геометри-зацин залежей, оценкой средних значений параметров и оформлением табличной и графической документации на ЭВМ при представлении в ГКЗ РФ, Центральную комиссию по запасам, а также для решения оперативных задач разведки и нефтепромысловой геологии. Методика, реализованная в виде комплекса про1рамм для персональных компьютеров, позволяет более полно и объективно учитывать различные виды информации, точнее и детальнее оценивать запасы, существенно повышать производительность труда.

4.1. Общая постановка и схема решения задачи

Практический опыт диктует ряд требований к методике машинного подсчёта запасов. Для эффективно/! работы глубина алгоритмизации должна быть достаточной дня того, чтобы работа базировалась только на фактических данных ; псе пространственные геологические элементы залежи (контуры нефтеносности и газоносности, зон замещения и выклинивания коллекторов и т.д.) должны быть выводимы алгоритмически из фактических, данных за счег последовательности формализованных операций над фак тическими данными, а не задаваться в виде числовых моделей, полученных оцифровкой вручную построенных карт. Методика должна обеспечивать возможность привлечения косвенной информации по смежным объектам (например, данных сейсморазведки по отражающему горизонту или бурения по базисному горизонту для построения структурны* карг но данному продук-

тинному горизонту), априорной информации различных типов, отражающей представления пользователя об общих закономерностях изменения параметров по площади и разрезу. Должна обеспечиваться адекватная геометризация , сохраняющая в модели основные геометрические особенности залежи (например, излом нефтенасыщенной толщины на внутреннем контуре нефтеносности). В практических целях важна гибкость методики: в пределах спектра вариантов, не противоречащих исходным данным, желательно иметь возможность локальной модификации геометрии залежи. С);<елку параметров и запасов необходимо производить с дифференциацией по площади , разрезу, типам коллекторов и т.д.

Геомстрнзация нефтяных залежей связана с восстановлением по данным в скважинах значительного числа полей различных геологических параметров (свойств). Поле выражается в виде матрицы значений геологического параметра, определенных в густой квадратной сети точек. Сточки зрения математического описания геологические параметры делят ка арифметические и логические. Пример арифметического параметра- гипсометрическая отметка, пористость; логичесхого-тип породы (коллектор- неколлектор), характер насыщения (нефтяная или ьодонефтяиая зона) и т.д. Геологические поля классифицируют на простые и сложные. Простое поле не претерпевает разрыва по значениям и первым производным, т.е. не прерывается и не имеет изломов, сложное поле- претерпевает. Как правило, это является следствием того, что простое поле отражает изменение одного свойства, сложное-двух и более.

Практически целесообразно среди сложных полей выделить два типа. Первый являсся композицией простых арифметических полей, второй- арифметических и логических. К первому типу относится, например, поле общей толщины залежи, ко второму- поле нефтенасыщенной толщины при наличии зон фациалыюго замещения коллекторов.

Любое простое поле при наличии заданных по скважинам значений параметра может быть восстановлено тем или иным методом интерполяции с учетом или без учёта косвенной и априорной информации. Что касается сложных полей, то в настоящее время не существует интерполяционной модели, позволяющей адекватно восстанавливать сложные геожм нческие поля чисто интерполяционными методами. По они могут быть получены путем восстановления составляющих их простых полей с последующим синтезом сложных полей за счёт арифметических и ло! нческих операций над простыми. Таким образом, геомстрнзация залежи не является чисто интерполяционной задачей; она лишь пкчючае! интерполяцию в качест ве одного из важных элементов.

В сия ¡и с вышеизложенным схема решения задачи на геолого- физическом \рл-,.||С изложения выглклн I стедующим образом.

Если необходим дифференцированный подсчет по пластам, решают задачу детального расчленения и корреляции (см. раздел 2). По каждому единичному объекту вычисляют по скважинам средневзвешенные по эффективной нефтенасыщенной толщине коэффициенты пористости, средневзвешенные по произведению эффективной нефтенасыщенной толщины на пористость коэффициенты нефтенасыщен-ности, средние свойства флюидов.

Производят геометризацию залежи, для чего используют следующие блоки (наборы алгоритмов): блок построения простой арифметической и логической карт, который ло данным в произвольной сети скважин восстанавливает поле геологического параметра в узлах плотной квадратной сети, в том числе с использованием косвенной и априорной информации; блок построения сложной карты, осуществляющей арифметические и логические операции над простыми полями; блок интегрирования поля в заданной области произвольной конфигурации.

Восстанавливают поля отметок кровли и подошвы пласта, ВНК, ГНК. С помощью арифметических и логических операций над полученными полями в каждой узловой точке вычисляют поле общей толщины залежи с фиксацией внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, воссоздавая таким образом внешнюю геометрию залежи [Ю.В.Шурубор и др., 197^].

Чтобы получить далее поле нефтенасыщенной толщины, поле общей толщины умножают на поле коэффициента нефтенасыщенной толщины (доли нефтенасыщенной толщины в общей толщине залежи) [А.Н.Сидоров, ¡976].

В итоге получают сложное поле первого типа, которое адекватно реальной залежи только в случае непрерывного пласта.

Если пласт прерывист, его адекватным отображением будет сложное поле второго типа, для построения которого поле нефтенасыщенной толщины умножают на предварительно вычисленное лито-логическое поле.

Поле запасов получают умножением поля нефтенасыщенной толщины на поля нефтенасыщенности, пористости и поля (или средние значения) параметров нефти. Запас находят численным интегрированием поля запасов.

Ниже более подробно рассматриваются составные части задачи геометризации залежей и подсчёта запасов нефти и газа.

4.2.Восстановление простых геологических полей

К числу полей, восстанавливаемых только поданным в точках наблюдения без учета косвенной информации, относятся поля отметок сейсмического отражающего горизонта, общей толщины продук-

тивмого горизонта, пористости, газонасьпцепности, литологии. Из числа полей, не имеющих прямого отношения к подсчету геологических запасов, но используемых далее для дифференциации запасов при гидродинамических расчетах, таким способом могут восстанавливаться поля проницаемости, гидропроводности и другие. Все поля, за исключением литологии, сточки зрения математического описания относятся к классу арифметических, последнее - к классу логических.

В настоящее.время существует большое число алгоритмов интерполяции арифметических полей, из которых выбраны наиболее эффективные для подсчета запасов. Эффективность оценивалась с точки зрения адекватности моделируемой поверхности, быстродействия и характера его изменения с увеличением размерности задачи, чувствительности к неравномерности ссти точек наблюдения и т.д. Математическая модель простого поля должна обладать свойством гладкости, выражающимся в отсутствии резких скачков значений поля между скважинами. В случае плавных изменений значения поля не должны принимать недопустимо большие или малые значения. В интерполяционный блок описываемой методики включены две интерполяционные модели: локальные полиномы низких степеней и метод сигнальных экранирующих сфер (СЭС). Метод СЭС в главных элементах был разработан А.Н.Белоусовым и доведён до хорошего практического уровня в результате многолетней эксплуатации в составе комплекса ГЕО-ПАК. Метод СЭС принят в качестве основного в связи с хорошим качеством интерполяции и преимуществом перед другими методами в отношении быстродействия. Смысл метода СЭС сводится к восстановлению в точке прогноза полиномов невысоких степеней по данным в скользящем окне, организованном специальным образом на основе триангуляции. Окно обеспечивает участ ие только непосредственно 'окружающих точку прогноза скважин. В опшчис от локальных полиномов, при восстановлении поля в точке прогноза учитываются не только значения поля, но и производные с помощью ряда Тэнлора. Локальные полиномы применяются только и задачах восстановления ВПК и ГИК.

Восстановление ло(ических полей ( в частом случае поля признака коллектр-пеколлекшр) проводится также меыдом (")('. Л01 иче-ский признак, как и арифметический, восстанавливается в узлы густой квадратной сети. Для этою исходные данные по скважинам задаю кя следующим образом:-Кнеколлектор) и + I (коллектор).

К числу простых полей, восстановление коюрых обеспечено возможностью учета косвенной и априорной информации, шносяки поля структуры кроили и подошвы объекта, ВПК. НГК, I HK. неф iciia-сыщенности, плотности, иересчетного шнффнннеша и i атонию фактора неф i и.

4.3. Восстановление полей гипсометрии литолого- стратиграфических границ

При восстановлении поля гипсометрии кровли продуктивного горизонта в качестве косвенной информации используют поле гипсометрии сейсмического отражающего горизонта.'Последнее находят интерполяцией со сглаживанием по данным в виде сейсмических профилей или без сглаживания значений поля, снесенных с ручной карты в редкую регулярную сеть точек. В качестве косвенной информации может служить также стратиграфическая поверхность, полученная в результате структурного бурения, а для нижележащих небольших слабо разбуренных залежей - гипсометрия по хорошо разбуренной базисной вышележащей залежи. Учет косвенной информации реализуется с помощью известного метода схождения . В результате в местах, недостаточно или полностью не освещенных информацией по скважинам, поле уточняется за счет учета закономерностей связи с косвенной поверхностью. Естественно, этим предполагается наличие определенного планового соответствия обеих поверхностей.

Разработан метод, позволяющий учитывать выполаживание или обострение рельефа кровли продуктивного горизонта по отношению к отражающему. С этой целью косвенное поле при реализации метода схождения умножается |на коэффициент выполаживания. Последний может быть оценён как среднее отношение перепадов восстанавливаемой и косвенной поверхностей по парам скважин, одна из которых находится в куполе структуры, а другая- на периферии. Если коэффициент выполаживания меньше 1- произойдет выполаживание рельефа восстанавливаемой поверхности, в противном случае- обострение.

Поле гипсометрии подошвы продуктивного горизонта находят как сумму (по модулю) полей гипсометрии кровли и общей толщины горизонта.

В большинстве случаев использование косвенной информации является эффективным приемом, но иногда не дает нужного результата. Это может быть связано с некачествеиностью или недостаточным объемом косвенной информации и при слабой разбуренности периферии может приводить к необоснованному раскрытию контуров нефтеносности. В таком случае при ручном картировании геолог неявно использует априорную информацию о размерах залежей, углах наклона и т.д. и на некотором расстоянии от крайних нефтяных скважин "закрывает" структуру и внешний контур нефтеносности.

Возможно и полное отсутствие косвенной информации. В этом случае при автоматизированном построении карт поведение геологической поверхности на неразбуремной периферии будет полностью определяться свойствами применяемой математической модели экс- • трашперполяшш, а не геологическими закономерностями. Поэтому ..

неконтролируемое поведение интерполируемой геологической поверхности на периферии недопустимо и может быть устранено за счет ввода априорной информации о характере поведения поверхности.

Более конкретно задача заключается в том, чтобы в заданной области скорректировать (понизить или повысить) на заданную величину поле структурных отметок, полученное в результате применения того или иного алгоритма интерполяции без использования или с использованием косвенной информации. Важным условием является то, чтобы в итоге решения задачи на границе области корректировки скорректированное поле плавно (без разрыва значений и первой производной) сопрягалось с »скорректированным.

Задача решается следующим образом. Пусть по данным некоторого множества произвольно расположенных скважин проинтерполи-ровали тем или иным способом на квадратную сеть в прямоугольную область Г поле гипсометрических отметок ц>(х,у). Функцию <р(х,у) будем называть исходной. Соединяя периферийные скважины прямыми отрезками, .опишем область расположения скважин замкнутым многоугольником- оболочкой графа или несколькими оболочками при неравномерном размещении скважин. В частном случае оболочка может вырождаться в линию (на паре скважин) и точку (на одной скважине). Тогда облап ь Г разобьется на две подобласти; внутреннюю Г| (внутри оболочек) и внешнюю Гг. Соответственно функция ч> (х,у) разобьется на ч»|(х.у)н ч>:(х,у).

Нам необходимо скорректировать функцию ч> г(х.у). Введем в Гг дополнительную функцию Г?(х,у). Функция Г:(х,у) может быть задана, вообще говоря, произвольным образом в зависимости от ситуации и желаемою результата. Наиболее простыми и эффективными способа-. ми и большинстве случаев являются следующие:

где С - коиезанта,

Ктр • априорно задаваемый множтнель. 0<Ктр<2.

Из приведенных способов в комментарии нуждакш'я только два последних: (4.3.) - это поверхность, являющаяся зеркальным отражением исходной относительно заданного уровня С. Формула (4.4.) позволяет получить непрерывную линейную трансформацию ноли у: (х,у) в горизонтальную плоскость к далее в зеркальное отображение относительно лой плоскости. Коэффициент трансформации Ктр позволяет регулирован. интенсивность трансформации. При изменении

П(х,у)= д:(х,у)+.\(?2 Г:(*.У)=С

<:(х.у)= 2С- V: (х.у) Г:(х,у)=2С- V),уИ Ктр{у :(х,у)-С)

(4.1) (4.2.) (4.3.) (4.4.)

Ктр от 0 до 1 Гг(х,у) меняется от зеркального отображения ф 2 (х,у) до С, при дальнейшем увеличении Ктр до 2 Гг(х,у) достигает ф 2 (х,у).

Скорректированная функция Рг(х,у) в области Гг находится по формуле:

Р2(х,у)= <р2(х,у)у+Г2(х,у)(1-у) ' (4.5.)

гдеу= 0,5 [со5(г/Х)+1]

г - кратчайшее расстояние от узла сетки до ближайшей оболочки, км;

X - регулируемый параметр весовой функции г/Х ^ я; г/х > я х1\ = я

Результирующая функция по области Г находится: Р(х,у)= Ф|(х,у)Ч Р2(х,у)

Поскольку весовая функция V является гладкой и имеет нулевую производную при г = 0 и г ~Хп , она обеспечивает гладкую "склейку" функций ч> ((х,у) и Р:(х.у) на границах областей Г| и Г2 и гладкий выход Рг(х,у) на £г(х,у) на заданном расстоянии г = Хл от границ оболочки.

Описанный способ является весьма гибким инструментом для дифференцированного по площади ввода априорной информации о поведении структурной поверхности. Гибкость достигается прежде всего широкой возможностью варьирования числом и положением оболочек. Регулирование интенсивности корректировки достигается за счет параметров Л ф2, С, Ктр и X. Необходимо, однако, заметить, что такая корректировка имеет смысл только для ближайшей к оболочке области с целью направленной модификации контуров нефтегазонос-ности; достоверность поведения структурной поверхности в удаленной законтурной области этим способом не может быть повышена.

Очевидно, что этот метод может быть применен и для корректировки других геологических полей, в частности, контактов различных флюидов.'

Разработан алгоритм восстановления и картирования полей гипсометрии, осложненных сбросами. Алгоритм приведен в работе [46] и имеет следующие ограничения. Линии сбросов известны, поверхности сбросов аппроксимируются вертикальными плоскостями, матрица превышений блоков друг относительно друга известна.

4.4. Восстановление полей контактов разных флюидов .'

При восстановлении ВНК (и контактов других пар флюидов) в качестве косвенной информации используются отметки подошвы нижнего нефтснисыщениого н кровли верхнего водондсыщенного про-плаегков в тех скважинах, где ВНК отсутствует. Дело в том, что в связи с вертикальной расчлененностью геологических объектов ВПК фик-

сируется в коллекторе только в части скважин. По остальным скважинам межконтурной зоны он гипсометрически соответствует глинистому интервалу (коридору) между подошвой нижнего нефтенасыщенного пропластка и кровлей верхнего водонасыщенного. Задача сводится к восстановлению поверхности ВНКтаким образо^, чтобы она проходила через фиксированные точки ВНК в одних скважинах и не противоречила ограничением сверху и снизу в других.'.!

В связи с отсутствием эффективной математической модели для этого своеобразного гибрида интерполяционной и сглаживающей задач используется подход, основанный на последовательном приближении. При проведении поверхности ВНК через коридор, образованный ограничивающими точками, соблюдается принцип минимальности различия отметок ВНК в соседних скважинах, приводящий к увеличению его гладкости. Алгоритм сводится к следующему.

Все множество скважин, содержащих одновременно нефтснасы-щенный и водонасыщенный коллектор, делится на два подмножест ва: с фиксированным ВНК и с проходящим в коридоре. Поданным первого подмножества восстанавливается ВНК в скважинах второго подмножества и анализируется его положение относительно границ коридора. Если восстанавливаемый ВНК находится в коридоре, данная скважина остается во втором подмножестве; если же он окажется выше подошвы нижнего нефтенасыщенного пропластка- опускается на подошву, если ниже кровли верхнего водонасыщенного пропластка - поднимается на кровлю. Скорректированный ВНК считается предварительно фиксированным и соответствующие скважины переводятся из второго подмножества в первое.

По данным дополненного первого подмножества вновь проводится восстановление ВНК, а по данным второго - проверка на непротиворечивость положения восстановленного ВПК ограничениям сверху и снизу с последующим переводом скорректированных скважин в первое подмножество. Процедура повторяется до полной ликвидации противоречий. Экспериментальная проверка показала, что алгоритм сходится не более, чем за 3-4 терапии.

Далее а составе полною множества скважин выделяется подмножество ^предварительно фиксиронанным ВПК (смешенным на границы коридора н восстановленным в коридоре). В каждой скважине .подмножества поочередно восстанавливается ВНК поданным полною множества скважин, исключая корректируемую. Восстановленный ВНК сопоставляй*!с* с границами коридора,анализируется и корректируется. После одного акта корректировки по описанному лыже алгоритму ВНК но всему множеству скважин счи.гастси фиксированным.

На всем множестве скважинокончательно восстанавливает! ВНК, который отвечает сформулированным ьышсфсбонанисм:

В случае, если в исходном множестве ВНК не фиксирован в коллекторе ни в одной скважине, возможны две ситуации. Первая - если в коридоре между нефтью и водой.по всей залежи существует просвет (самая нижняя отметка подошвы нефтенасыщенного пропластка выше самой верхней от метки кровли водонасыщенного пропластка на всем множестве скважин), то ВНК проводится горизбнтально по самой нижней отметке подошвы нефтенасыщенного пропластка. Вторая - если просвета не существует, за начальную поверхность ВНК принимается горизонтальная плоскость, проходящая на отметке самой верхней кровли водонасыщенного пропластка.

Дальнейшая адаптация ВНК к коридору проводится согласно вышеописанному.

С целью увеличения возможности модификации положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности предусмотрены следующие дополнительные функции. В чисто нефтяной зоне может быть задан уровень, отстоящий на фиксированную величину ниже подошвы , нижнего нефтенасыщенного пропластка (запретная зона), выше которого (уровня) вычисленная поверхность ВНК не может проходить. В водяной зоне может быть задано аналогичное условие, только с обратным положением запретной зоны. В водонефтяиой зоне может быть задана запретная зона в верхней и (или) нижней части коридора фиксированной толщины, ^о не более половины толщины коридора в конкретных скважинах.

При операциях предварительного восстановления поля ВНК используют локальные полиномы нулевой или первой степени, окончательного - метод СЭС.

4.5. Восстановление поля нефтенасыщенности

Правильная геометризация поля нефтенасыщенности актуальна не только с точки зрения более точной оценки запасов в целом, но и в связи с необходимостью детальной дифференциации запасов, в том числе по степени нефтенасыщенности пород, для прогноза коэффициента нефтеизвлечения при проектировании разработки. Удовлетворительное решение этой задачи возможно только в рамках более общей задачи геометризации залежи. ^ •

Общей чертой нефтяных залежей является закономерное увеличение коэффициента нефтенасыщенности (Кн) вверх по разрезу от нулевого значения на зеркале поды до некоторого постоянного, зависящего от физических свойств пород и флюидов (рис.4.1). Высота точки стабилизации нефтенасыщенности (Ьст) может быть различной. Также различным может быть стабилизированное значение нефтенасыщенности (Кн.ст.), соответствующее точке Ьст. ВНК Обычно проводится по некоторому критическому значению (Кн.кр.) выше которого порода

отдаст чистую нефгь или нефть с водой. В этом случае ВНК находится на высоте, отмеченной точкой Ькр. Зона, находящаяся между зеркалом воды и поверхностью стабилизации, проходящей на высоте Ьст, называется переходной зоной нефтенасыщення. Размеры этой зоны различны в разных нефтяных районах. Например в Волго-Уральской провинции высота переходной зоны измеряется единицами метров, поэтому учет этого явления не столь актуален, как в Западной Сибири, где ее размеры достигают десятков метров.

Данные промысловой геофизики позволяют определить значение Кн в пересечениях пропластков скважинами не только в стабилизированной, но и в переходной,зоне. На первый взгляд кажется, что задача построения поля нефтенасыщенности в таком случае сводится к интерполяционной: достаточно получить средневзвешенные значения Кн в скважинах и провести по ним восстановление поля с помощью одного из интерполяционных алгоритмов. Однако этот подход приемлем только к той части площади залежи, где отсутствует переходная зона. На остальной части площади реализуется сложный закон изменения Кн к внешнему контуру залежи, одной из компонент которого явля й ся закон изменения Кн по вертикали, а второй - изменение Кн как функции соотношения толщины стабилизированной и переходной зон.

Сказанное можно пояснить схематическим профилем (рис.4.2). Здесь СПГСО - стабилизированная зона, АСОВ -переходная зона (точнее, ее верхняя, кондиционная часть). Как чисто интерполяционная

Ьп.

Кк.кр Kii.it

Рис. 4.1 Схема изменения нефтенасыщенности по разрезу.

1,кр.. 1.сг. • высота над зеркалом нодй поверхности критическою к стабилизированного нефтенасыщення; Кн.кр.. Кн.ст. • коэффициент нефтенасышенносги крнтнче скин и п.нншиироваиный.

К

Рнс. 4.2 Схематический профиль залежи, поясняющий геометризацию нефтенасыщенностн.

АВ - Водонефтяной ко!!такт

СО - Поверхность стабилизации

ЕВ, РО - Условные линии

ко данных! средневзвешенных Кн в скважинах задача может решаться только дня площади, .являющейся проекцией на горзпонтальиуго плоскость фигуры ЕРОО. В^ области, соогвсгсгэзющей проекции СЕ, закон изменения Кн по площади будет определяться двумя упомянутыми выше компонентами, а в области, соответствующей проекции АС- первой компонентой. Ясно, что при движении отЕкА Кн должен плавно снижаться от Кн = Кн.ст до Ки.кр. Интерполяцией без учета априорной информации эта задача не решается.

Для решения задачи прежде всего необходима априорная ип-формацня в виде закона изменения Кн с расстоянием от зеркала воды: Кн=Г(Ь). Наиболее приемлемой является модель [В.Н.Дахнов, 1975]:

Кн(Ь) = Кн.с т[! -ехр(-аЬ/(! -Ь)] (4.6.)

где Ь - нормированная на мощность переходной зоны высота (расстояние от зеркала воды) точки определения;

Кн.ст. - среднее по скважинам значение коэффициента нефте-насыщенности в стабилизированной зоне;

а-оцениваемый параметр функции.

Чтобы оценить параметр а, необходимо иметь совокупность определенных по скважинам на разных высотах С коэффициенты неф-тенасыщенности. Оценка может производиться по методу наименьших квадратов. Опыт показал, что в условиях Западной Сибири Оптимальное значение а=2. ' .'••'■ . «-■'

Для любой точки площади залежи прогнозируемое среднее значение нефтенасыщенности переходной зоны (Кн.п.) может быть вычислено по формуле, полученной интегрированием функции (4.6.) по С в интервале от Е=а до С=Ь, зависящем от положения скважины относительно точек Л,С,В,0 (рис.4.2):

Кн.п.= — Ь-

К,. ст(1-аХ1-ехр(-^)1-Кн с7 (I -[ Ь)(1-е*р(-р^)] + • 1 - а . ! 1 - Ь

-кхКн ст. ехр<аХ Н, -—- Е,

1 - о 1 - а

<4.7.)

где Е\ - интегральная экспоненциальная функция а - нормированная высота ВНК над зеркалом воды; Ь • нормированная высота кровли залежи над зеркалом воды.

Поле Кн(х,у) получают в следующей постановке. По каждой схважнне задан средневзвешенный (по толщине или произведению толщины на пористость) коэффициент нефтенасыщенности (Кн). Поле Кн(х,у) восстанавливают в узлах квадратной сети. Необходимо так восстановить поле, чтобы значение, найденное в точке местоположения скважины, совпадало с заданным и плавно изменялось в окрестности скважины. Кроме того, Кн должен закономерно снижаться к внешнему контуру нефтеносности от значений, характерных для площади с наличием только стабилизированной зоны, до значения Кн.кр.,принятого для ВПК.

Значение Кн в скважинах, пересекающих переходную зону, составляется компонентами Кн.ст. и Ки.п. в области СН н Кн.п. в области АС(рнс.4.2.). Поданным всего множества скважин интерполяцией восстанавливается поле Кн(х,у); область определения поля- вся залежь АСЕР. Для област и ЕР это окончательный результат.

В области АСО с помощью формулы (4.7.) восстанавливается Кн.п.(х,у) и дала- в области АСЕ находится поле нефтенасыщенности к!|(х,у):

к1((х,у)= Кн(х.у)у + кн.1т(х.у)(1-ч) • (4.8.)

где V— 0,5 (соь{г/Х

Для области прнсугстиня СЕ или НО (объединения С И I) И!)) это окончательный результат.

Для области АС окончательный регулыа г находи гея но форму-.

к!1(х,у)уп+Кн.н,(х.у)(1-У,,) (4.>>.)

где 0,5[с<Цг/>.((1 - »')) ♦ 1| * (г/>.<(1- 1»л я;Г> я Г- *

г - расстояние узловой точки до ближайшей скважины; Ь - нормированная на расстояние от ВНК до точки стабилизации высота нефтяной залежи.

априорно задаваемые параметры весовой функции; параметр X регулирует соотношение исходной и априорной информации в зависимости от расстояния до ближайшей скважины (с увеличением X растёт влияние скважины); параметр $ регулирует то же в зависимости от высоты залежи (с увеличением \ растёт влияние исходной информации, поле круче выходит на критические значения на внешнем контуре нефтеносности).

Формула (4.8.) гарантирует прохождение вычисляемой поверхности через заданные в скважинах значения, формула (4.9.) помимо этого - выход на критическое значение на контуре нефтеносности. В итоге выполнения всех операций в узлах, совпадающих с точками наблюдений, получают равенство восстановленной и заданной величины Кн, плавное изменение Кн в ближайшей окрестности точки наблюдения, учет физического закона изменения Кн в области его действия с выходом на критические значения на внешнем контуре нефтеносности.

4.6. Восстановление полей физических свойств нефти

Поля физических^свойств нефти (плотности, пересчетного коэффициента, газового фактора ) при наличии зависимости этих свойств от глубины залегания пласта могут быть восстановлены с учетом косвенной информации, в качестве которой используют отметки кровли продуктивного горизонта.

Эффективным способом восстановления геологических полей с использованием в качестве косвенной информации другого геологического поля является метод схождения. В классическом виде он разработан для построения структурной поверхности с использованием другой структурной поверхности и основан на построении карты изохор, т.е. метрического расстояния между полями. В задаче восстановлений полей физических свойств нефти восстанавливаемые и косвенные поля измеряются в различных единицах (в признаковых и метрических соответственно), поэтому предлагается модификация метода схождения.

Имеется множество измерений по скважинам поля косвенного параметра {3} и параметра нефти {г,}, причем последний замерен в

меньшем числе скважин. Производят нормирование каждого значения на размах между максимальным и минимальным значениями по сква-

(4.10.) (4.Н.)

жинам:

1 --{7,-7^)1(7.^-7.^)

В узлах квадратной сети на множестве [2^] восстанавливают поле 2*(х,у). По скважинам находят нормированное расстояние между косвенным параметром и параметром нефти

д2,= + 1 . , | (4.12.)

I '

Восстанавливают поле Д2(х,у), являющееся некоторым анало--■ гом поля изохор, затем - нормированное поле физического параметра нефти:

?.(х,у)= Г(х,у)+ Л2(х,у)-1 (4.13.)

Восстанавливают искомое реальное поле

2<х.у) + (4.14.)

В большинстве практических ситуаций нет достаточного объема данных для вычисления полей свойств нефти. Поэтому в соответ-• ствующей программе предусмотрена возможность задания средних значений свойств в целом для всей площади или отдельных ее частей (например, зон контакта различных флюидов).

4.7. Восстановление сложных геологических полей

К числу сложны?; геологических полей относятся поля общей толщины заягжи, нефтенасыщениой (газонасьиценной) толщины и удельного запаса. Все сложные поля строятся посредством математических операций над составляющими их простыми полями.

4.7.1. Построение пили общей толщины залежи сводится к синтезу верхней н нижней границ залежи посредством арифметических операций над полями кровли, подошвы, В[)К(ВГК), ГНК. В случае необходимости оценки запасов в переходной зоне (фигура АСОВ рис.4.2) или ее части, ограниченной сверху и снизу априорно заданными поверхностями, используются также поля кровли и подошвы переходной зоны или соответствующих поверхностен. Поле общей толщины залежи находится как разность между нижней и верхней границами залежей.

4.7.2. Ноле нефпишсыщсшюй (гаюиасыщеиной) толщины иопу~ чают как произведение поля общей толщины на поле коэффициента нефтспасыщснной толщины (отношение нефтенасыщениой толщины к обшей толщине). В подученном в итоге ноле нефтенасыщениой толщины фактически соблюдаются принципы построения ручных карт: в пределах внутреннего контура ночя эффективной и нефтенасыщениой толщины полностью совпадают, на внутреннем контуре происходит

излом толщины и затем ее плавное изменение между контурами с равенством вычисляемой и фактической нефтенасыщенной толщины для узлов, совпадающих со скважинами.

В том случае, когда в части залежи имеется фациальное замещение коллектора неколлектором, поле коэффициента нефтенасыщенной толщины восстанавливают во всей области только на подмножестве скважин, в которых объект представлен коллектором. На всем множестве скважин восстанавливают литологическое поле, на котором зоны коллектора и кеколдсктора представлены в узлах сетки единицами и нулями. Поле нефтенасыщенной толщины находят как произведение полей общей толщины, коэффициента нефтенасыщенной толщины и литологии. В результате зона неколлектора "вырезается" из поля нефтенасыщенной толщины.

Описанный метод алгоритмически реализует принцип геометризации прерывистых пластов, методически достаточно детально обоснованный автором б работе [14] и давно применяемый на практике. Он сохраняет качественную и количественную картины размещения типов пород по площади-и не противоречит важному требованию, которому должна отвечать любая модель геологического поля в условиях физической независимости поля от скважин: математическое ожидание численного значения поля между скважинами должно быть в статистическом смысле равно среднему значению по скважинам. Наряду с этим, в случае наличия априорной информации предусмотрена возможность моделирования выклинивания пластов.

4.7.3. Поле запасов получают умножением поля нефтенасыщенной толщины на поля нефтенасыщениости, пористости и параметров нефти. В случае, если восстанавливать поля пористости, удельного'веса и пересчетного коэффициента нефти невозможно или нецелесообразно, используют средние значения этих параметров. Поле удельного запаса растворенного в нефти газа находят как произведение поля удельного запаса нефти на поле (или среднее значение) газового фактора, поле, удельного запаса свободного газа (в газовой шапке или в чисто'газо-вой залежи) - как произведение поля газонасыщенной толщины на поля параметров пород в газовой части и средние значения параметров газй.

На рис. 4.3.-4.4. даны примеры восстановления основных геологических полей по месторождению, представленных в виде карт в изолиниях.

4.8. Пространственная дифференциация геологических полей

Задача пространственной дифференциации геологических полей возникает в связи с необходимостью производить Ьценку запасов и средних значений параметров для различных зон с целью более полно,

Рис.44 Карта эффективных неФтшсыгценных толщин. Урьевское месторождение. Пласт БВ10

го учета качества запасов при определении коэффициента нефтеизвле-чення, проектировании и анализе разработки, распределении запасов Между недропользователями. Выделяется два вида дифференциации полей: естественная и искусственная.

Естественная дифференциация основана на выявленных апосте-рнорно (в результате реализации определенных Алгоритмов обработки первичных геологических данных) естественных] (не обязательно рез-костных) границах между различными частями геологического объекта.

Естественная дифференциация по разрезу как результат расчленения и корреляции разрезов скважин является по существу основой выделения иодсчетных объектов; она предваряет собственно геометри-. зацию (точнее, является ее первым этапом) и подсчет запасов выделенных объектов и может решаться как вручную, так и автоматизирований согласно разделу 2.

Площадная естественная дифференциация параметров и запасов по литологическим типам пород (в случае одного типа пород в скважине) осуществляется "наложением" литологнческого поля на дифференцируемые поля параметров и запасов, в результате чего каждому узлу.квадратной ссти приписывается определенный признак породы. Суммируются узлы с одинаковым признаком породы, чем и достигается искомое решение.

В ряде случаен литологический тип не является "сквозным" по разрезу подсчстиого объекта (более одного антологического типа в скважине ) и лнтодогнчегкие типы не корродируются по площади. В этой ситуа-' цни возникает задача дифференциации ио объему залежи. Она решается следующим образом. Поочередно геомстрнзируется каждый литологический тип коллектора. Для этого,остальным типам временно присваивается признак "иекоялектор". К каждому цитологическому типу коллектора применяется вся процедура геомстризации вплоть до интегрирования поля запасов. Некоторым недостатком метода (скорее, это неизбежная издержка самой задачи) является отсутствие гарантии точного совпадения суммы запасов в разных лигологических типах с суммарным запасом при интегральной 1еомегрнзацни всего коллектора. Однако, лот недостаток нельзя считать суше?!венным, так как невязку нсс1 да можно разбросать.

Дифференциация но классам геометрических, физических, сгр>К)>р-ных параметров пород (толщины, норна ости, нефк'насышенноан, проницаемости, коэффициенту продуктиьненл и и .т.д.) или их произвольному комплексу осуществляется "наложением" ноля дифференцирующего параметра (или комплекса параметров) на поле дифференцируемо! о. Каждому узлу дифференцируемо) о поля присваиваете» нрш-как класса предварительно расклассифицированного поля дпфферен-

цирующего параметра, после чего производится суммирование узлов с ' одинаковым признаком.

Разновидностью площадной естественной дифференциации является оценка параметров и запасов для зон площади, в которых на горизонтальную плоскость проецируются различные комбинации флюидов. Виды и размеры зон зависят от типов и геометрических характеристик залежей. В нефтяной залежи выделяются нефтяная и водо-иефтяная зоны. В газовой - газовая и водогазовая. В нефтяной части нефтегазовой залежи - нефтяная или водо-газонефтяная (в зависимости от высоты залежи и угла наклона пласта), зодонефтя'ная и газонефтяная. В газовой шапке нефтегазовой залежи - газовая и нефтегазовая зоны.

Локализация зон осуществляется с помощью логических операций над полями кровли, подошвы, ВНК(ВГК), ГНК. В остальном дифференцированная оценка средневзвешенных параметров н запасов подобна описанной выше.

Задача вертикальной естественной дифференциации возникает, если необходимо оценить запасы в так называемой двухфазной зоне -части переходной зоны нефтешсыщенкоспг, отдающей вследствие пониженной нефтенасыщенносгн нефть с водой. Поле нефтенасыщен-носги двухфазной зоиц находится как поле Ки.п.(х,у) по формуле (4.7). При этом нижний и верхний пределы интегрирования выводятся с помощью формулы (4.6.) из предварительно принятых критических значений нефтенасыщенносгн на подошве и кровле двухфазной зоны.

Возможен и другой подход: границы двухфазной зоны проведены не по критерию иефтенасыщешшста, а по другим критериям, например, по опробованию. Тогда оба предела интегрирования будут переменными и для калсдого узла выводятся из положения подошвы и кровли относительно зеркала воды.

Б остальном геометризация двухфазной зоны подобна нефтяной.

Искусственная площадная дифференциация основана на априорно заданных областях залежи. Такими областями могут быть категории запасов, элементы разработки, природоохранные участки, геоморфологические зоны, участки недропользователей и т.д. При искусственной дифференциации область залежи разбивается па подобласти замкнутыми многоугольниками, границы которых задаются последовательностями точек, стоящих в вершинах многоугольников.

Дифференцированное вычисление запасов как для естественных зон, получаемых алгоритмически, так и для искусственных зон, задаваемых априорно, производят численным интегрированием поля запасов в пределах зон. : • .

5. Заключение

Диссертация, представленная в форме научного доклада, является итогом многолетних исследований автора в области создания формализованных методов решения основных задач нефтепромысловой геологии с целью компьютеризации геологических работ. Разработанные методы, алгоритмы и математические модели прошли апробацию на государственном и отраслевом уровнях и явились основой для создания автоматизированной системы ГЕОПАК- 3. С помощью данной системы произведены работы по подсчету запасов и подготовке геологической основы разработки по многим десяткам месторождений Западной Сибири.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Метод и алгоритм решения задач расчленения и корреляции разрезов скважин как основа решения всех последующих задач нефтепромысловой геологии.

2. Комплекс методов , алгоритмов и математических моделей оценки сложности геологического строения пластов для задач одномерного и двухмерного динамического моделирования.

3. Комплекс методов, алгоритмов и математических моделей геометризации залежей и подсчета запасов, в том числе с созданием трёхмерных геологических моделей.

В заключение автору хотелось бы отметить неоценимый вклад своих сотрудников как в создание комплекса ГЕОПАК-3 и выполнение практических работ вообще, так и в подготовку настоящей диссертационной работы. Программная реализация и практическая работа проводилась Т.А.Бохан, П.М.Закомалдиной и П.А.Зайцевым. Техническую работу выиолнялн В.Е.Бохан, Л.А.Варфоломсева и Р.Ф.Зырянова. Всем им автор выражает искреннюю благодарность.

Список основных научных работ соискателя по теме диссертации

1. Бадьянов В. А. О количественной.оценке пространственной выдержанности пластов на гримере Ромашишского мест орождения. Татарская нефть, 1960, N¡2, с.37-38,

2. Никулин А. В., Бадьянов В. А. О меюдикс построения карт нзонахит коллекторов юризонта Д| в условиях Ромашкинского месторождения. Татарская нефть, 1960, N7, с.31-34.

3. Бадьянов В. А. О способе оычиеденич об ¡.ема пород. Труды ТатНИИ, Бугульма, 1964. вып. VI, с.31-35.

4. Боль шой В. А. Методика корреляции,продуктивных пластов в условиях значтелыюн фациалыюн изменчивости (на примере гори-

зонта Д| Ромашкинского месторождения). НТО ВНИИ по добыче, М., 1964, N24, с.3-5.

5. Бадьянов В. Л., Гофлин В. А. Изучение влияния неоднородности пласта по площади на проводимость. НТС ВНИИ по добыче, М„ 1964, Ш5,с.96-98.

6. Бадьянов В. А. Некоторые методические вопросы изучения неоднородности нефтяных залежей на примере Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, Бугульма, 1967, вып. X, с.78-84.

7. Бадьянов В. А., Порман Ю. С. Об оптимальном расчленении и корреляции горизонта Д| Ромашкинского нефтяного месторождения. Труды ТатНИИ, Бугульма, 1967, вып. X, с.85-90.

8. Бадьянов В. А. О построении карт изопахит прерывистых пластов для определения объема пород. Труды Гипротюменьнефтега-за, Тюмень, 1969, вып. 11, с.3-13.

9. Бадьянов В. А., Сороко С. М. К оценке достоверности литоло-гИческих карт в связи с изучением прерывистости продуктивных пластов. Труды Гипротюменьнефтегаза, Тюмень, 1970, вып. 17, с.29-35.

10. Бадьянов В. А. Методика прогнозирования коэффициентов

• охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. Нефть и газ Тюмени, 1971, вып. 9, с.33-42.

11. Бадьянов В. А] К выбору рациональной системы зазоднения при проектировании разработки нефтяных месторождений. Нефть и газ Тюмени, 1972, вып. 15, с.29-32.

12. Бадьянов В. А. Методика детального расчленения и корреляции неоднородных продуктивных горизонтов. Применение математических методов при обработке материалов нефтепромысловой геологии. Труды Гипротюменьнефтегаза, Тюмень, 1972, вып. 30, с.3-15.

13. Бадьянов В. А. К оценке прерывистости продуктивных пластов. Применение математических методов при обработке материалов ■ нефтепромысловой геологии. Труды Гипротюменьнефтегаза, Тюмень, 1972, вып. 30, с.16-19.

14. Бадьянов В. А. Алгоритм оценки и учета прерывистости продуктивных горизонтов при проектировании разработки нефтяных месторождений. Применение математических методов при обработке материалов нефтепромысловой геологии. Труды Гипротюменьнефтегаза, Тюмень, 1972, вып. 30, с.20-28.

15. Демушкин Ю. И., Бадьянов В. А., Юсупова А. В. Исследование пространственной структуры продуктивного горизонта по'проницаемости. Применение математических методов при обработке материалов нефтепромысловой геологии. Труды Гипротюменьнефтегаза, Тюмень, 1972, вып. 30, с.52-60. -

16. Бадьянов В. А., Бохан Т. А. Классификация продуктивных горизонтов нефтяных месторождений Западной Сибири по прерывистости. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1973, вып. 18, с.18-20.

17. Бадьянов В. А., Бохан Т. А. Оценка прерывистости и коэффициентов охвата воздействием пластов по данным разведочной сетки скважин. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1973, вып. 20, с.38-40.

18. Бадьянов В. А., Батурин Ю. Ё., Сафин В. Г., Фаин Ю. Б. О нефтеотдаче Трехозерного месторождения. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1973, вып. 16, с.30-32. |

19. Бадьянов В. А., Батурин 10. Е., ГофлицВ. А. и др. Автоматизированная система комплексного проектирования разработки и обустройства нефтяного месторождения (АСКПРО). Проблемы нефти и газа Тюмени, 1974, вып. 21, с.25-28.

20. Бадьянов В. А., Бохан Т. А. Оценка прерывистости пластов по данным частичного разбуривания месторождения эксплуатацион-

. ной и разведочной сеткой скважин. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1974, вып. 23, с.37-39.

21. Бадьянов В. А., Батурин Ю. Е., и др. О нефтеотдаче разрабатываемых месторождений Западной Сибири. Труды Гипротюменьнеф-тегаза, Тюмень, 1974, вып. 40, с.101-106.

22. Бадьянов В. А., Мухаметшин 3.3. Вопросы подготовки комплекса расчетных параметров неоднородности пластов при проектировании разработки на примере Усть-Балыкского нефтяного месторлж-дения. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1975, вып. 26, с.3-7.

23. Бадьянов В. А., Панов В.Ф. Оценка и учет случайных ошибок определения границ пластов при прогнозировании коэффициентов охвата воздействием. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1975, вып. 28, с.68-.71.

24. Бадьянов В. А. Оценка коэффициента охвата заводнением прерывистых пластов при разной плотности сетки скважин. Нефтяное хозяйство, 1975, N11, с.23-25.

25. Бадьянов В. А., Панов С, Ф. К алгоритму детального расчленения и корреляции скважин. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1975, вып. 27, с.80-83.

26. Бадьянов В. А., Батурин Ю. Е„ Ефремов Е. П., Пономарева И. А., Праведников Н. К. Совершенствование разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Средне-Уральское книжное нзда-

' тельсгво, Свердловск, 1975, с.24-47.

27. Бадьянов В. А., Бохан Т. А. Опыт автоматизации решения некоторых задач нефтепромысловой геологии на ЭВМ НС-1020. Тезисы докладов I Всесоюзной конференции пользователей ЕС ЭВМ, М., 1975, С.218-219.

28. Бадьапов В. А., Бохан Т. А. Автоматизиройа'ннаь система решения задач нефкнроыысловой геологии. Проблемы нефти и газа, 1976, вып. 32, с.27-29. •

а

29. Бадьянов В. А., Демур'а Г. Я., Панов С. Ф. Автоматизация предварительной обработки данных ъ комплексе ГЕОПАК-1. Труды . СибНИИНП, Тюмень, ¡976, вып. б, с.3-9.

30. Бадьянов В. А., Закомалдина Н. М. Исследование на ЭВМ вертикальной морфологической связности продуктивных горизонтов в задачах разработки. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1977, вып. 34, •с.73-79.

31. Бадьянов В. А., Панов В. Ф. Учет прерывистости пластов а нерегулярных системах разработки. Труды СпбНИИНП, Тюмень, 1977, с.3-10.

32. Бадьянов В. А. К проблеме построения автоматизированной системы подсчета запасов нефти и газа. Нефтяное хозяйство, М., 1979, N10, с.47-49. ' : - ..... -

33. Бадьянов В. А. Расчленение и корреляция разрезов скважин. Труды СибНИИНП, Тюмень, 1979, вып. 15, с. 16-30. -

34. Бадьянов В. А., Бохан Т. А., Демура Г. Я., Закомалдина Н. М., Кудрин А. А., Поспелков С. Н. Дифференцированный подсчет запасов нефти и газа на ЭВМ. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1979, зып. 44, с.3-10. •

35. Бадьянов В. А. Автоматизированная система решения геологических задач при проектировании разработки месторождений полезных ископаемых. Труды) 17-го ме:кдународного симпозиума по применению ЭВМ и математических методов в горных областях промышленности, М., 1980, с.291-298.

36. Бадьянов В. А. Построение карт нефтенасыщенностн с учетом переходной зоны при автоматизированном подсчете запасов нефти. Нефтяное хозяйство, М., 1980, вып. 12, с.43-45.

37. Бадьянов В. А., Кошелев А. В. Оценка неоднородности пластов по проницаемости в задачах прогнозирования разработки. Геоло-. гия и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири. Труды СибНИИНП, Тюмень, 1980, вып. 18, с.45-51.

38. Бадьянов В. А., Бохан Т. А., Закомалдина Н. М., Мухамет-шин 3. 3. Некоторые результаты автоматизации корреляции разрезов скважин. Нефтегазовая геология и геофизика, М., 1981, вып. 9, с.17-21.

39. Бадьянов В. А., Быков Н. Е., Максимов М. И., Фурсов А. Я. и др. Справочник по нефтепромысловой геологии. М., " Недра", 1981, с.59-67; 222-223.

40. Бадьянов В. А. Моделирование прерывистости пластов на. ЭВМ. М., Нефтяное хозяйство, 1982, вып. 9, с. 19-22.

41. Бадьянов В. А., Бохан Т. А. Методы построения геологической основы проектирования разработки нефтяных месторождений. Развитие методов проектирования, анализа и контроля за разработкой нефтяных месторождений. Материалы Всесоюзного совещания в Бу-гульме 15-17 июня 1982г. М., ВНИИОЭНГ,.1984, с.89-96.

42. Бадьянов В. А., Ревенко В. М., Юрьев А. Н., Закомалдина Н. М. Исследование влияния прерывистости пласта на коэффициент охвата процессом вытеснения. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1984, вып. 61, с.31-33.

43. Бадьянов В. А., Бохан Т, А. Выбор рациональных значений параметров модели при восстановлении геологических полей локальными полиномами. "Исследования эффективности разработки нефтяных месторождении Западной Сибири". Сборни^ научных трудов СибНИИНП, Тюмень, 1984, с.12-16.

44. Бадьянов В. А., Бохан Т. А. Корректировка геологических поверхностей в зонах отсутствия исходной информации при машинном построении карт. Проблемы развития Западно-Сибирского Топливно-энергетического комплекса, 1984, вып. 64, с.77-78. .- -

45. Бадьянов В. А., Аронов В. И., Элланский М. М. Современное состояние и задачи работ по автоматизации подсчета запасов. Совершенствование методов подсчета запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов. Тезисы докладов совещания п.Учкекен, М., 1984.

46. Бадьянов В. А,, Грннштейн Я. Д. Картирование тектонически нарушенных залежей на графических устройствах ЭВМ. Методы . освоения Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Сборник научных трудов ЗапСнбНИГНИ, 1985, вып. 65, Тюмень.

47. Бадьянов В. А. Методика определения доли контактной толщины в водонефтаной зоне. Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Труды СибНИИНП, Тюмень, 1986, с.47-50, ' -

48. Бадьянов В. А. и др. Машинное расчленение и корреляция пластов как основа выделение объектов при автоматизированном подсчете запасов нефти и газа. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождении Западной Сибири. Труды СибНИИНП,

1988, с.31-37.

49. Computer construction of a reservoir geological model in simulating an oil recovery process. Fifth European symposium on improved oil recovery, Budapest, 25-27 April 19S9, c.645-650.

50. Бадьянов В. А., Амелии И. Д., Венделыитейн Б. Ю., Гомзико» ' В. К., Гутман И. С., Каналин В. Г., Моамыга Г. Т., Стасенкои В. В.,

Чолоескнй В, И., Ярошенко А, А. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся s них компонентов. Справочник, М.," Недра",

1989, с.151-164.

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Бадьянов, Владимир Александрович, Тюмень

/ ^ *

с? а

гГ

Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО СибНИИНП)

На правах рукописи

БАДЬЯНОВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

МЕТОДЫ КОМПЬЮТЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ЗАДАЧАХ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛО!

' - Ч/ Гр' м

Специальность 04,00. Щ,, ГеолоащЬпои'с;ки;и радаарка .нефтяз^&х и га^ршх ь^^ёро^&вдий

в виде йаунн«г''3 довода нагсои* к

¡¿щё^о - йинораи. >гйче&

\

ченои степени их наук

Гюмень 1993

?5 - <Г

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте нефтяной промышленности (ОАО СибНИИНП)

Официальные оппоненты:

- доктор геолого-минералогических наук, профессор, заслуженный деятель науки республики Башкортостан Н.Ш.Хайрединов,

- доктор технических наук, профессор, М.М.Хасанов

- доктор геолого-минералогических наук Д.В.Булыгии

Ведущее предприятие: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (ТатНИПИнефть)

Защита диссертации состоится " 19 " ноября 1998 г. в 14 час. на заседании специализированного Совета Д 104.01.01 при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (БашНЙПИнефть) по адресу: 450077, г. Уфа, ул. Ленина 86, ! ,

С диссертацией в виде научного доклада и содержанием опубликованных работ можно ознакомиться в библиотеке БашНИПЙнефти.

Диссертация в виде научного доклада разослана " 40" а&гт> $Ьл 1998 г.

Ученый, секретарь /I

спсциали.Я1Гкм'.;1Нного Совета, . .

кап, геслого- минералогические

науки-гарниш научный сотрудник —Г Р.Х.Масагутов

/ 1 . ■ Л

* (

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Назначение нефтепромысловой геологии-подготовка геологической основы для последующего моделирования задач разработки. В рамках этого направления приходится решать три основных класса задач:

-детальное расчленение и корреляция разрезов скважин; -оценка и учет сложности геологического строения пластов; -геометризация залежей и дифференцированный подсчет запасов. Каждый из перечисленных классов задач в той или иной мере может выполняться вручную, но только автоматизация их решения с применением современной компьютерной техники и средств графического вывода позволяет совершить качественный прорыв прежде всего в отношении точности, детальности и воспроизводимости геологических построений за счет безошибочного выполнения отработанных алгоритмов, учета разнообразной косвенной и априорной информации, возможности выбора рационального решения из многовариантных расчетов и построений, непосредственной передачи результатов в виде числовых моделей в системы динамического моделирования. Немалое значение имеет также резкое сокращение времени вычислительных и графических работ с ростом эстетического уровня выполнения последних.

Многолетний практический опыт работ и специально организованные автором тестовые исследования с добровольным участием группы опытных специалистов института СибНИИНП показали следующее. На одном и том же тестовом анонимном материале при независимых геологических построениях специалисты получают существенно различающиеся результаты. Различие в меньшей степени ,но тоже существенное получалось и у одного и того же специалиста по одной и той же задаче, но выполненной несколько раз с существенным временным интервалом. Разброс результатов более значителен в задачах детального расчленения и корреляции скважин и менее- при построении структурных карт.

> Эти результаты говорят о следующем. Во-первых, в геологиче--й задачах объективно возникает элемент неопределенности, связан-• прежде всего с недостаточным объёмом информации. Во- вторых, .чдого специалиста имеется и реализуется при выполнении работы ную, вероятно, свой неявный, скрытый "алгоритм" и "алгоритмы" 'ык специалистов в той или иной степени отличаются друг от дру-„Й- третьих, специалист не а состоянии устойчиво и однозначно понт выполнять свой "алгоритм" через значительные промежутки мсни, что связано с нечетким его осознанием и реализацией на ин-^ивиом уровне.

Из сказанного вытекает, что путь к радикальному улучшению качества решения геологических задач состоит в формулировании явных алгоритмов решения задач и обеспечении возможности учета различной косвенной и априорной информации. Современная компьютерная техника позволяет реализовать такие алгоритмы.

Особую сложность в отношении алгоритмизации представляет задача детального расчленения и корреляции разрезов скважин, выполнявшаяся ранее только вручную. Многочисленные попытки решения её математическими методами у. нас и за рубежом были неудачны. Недостаточно корректно или вообще не были решены многие ясшросы исследования сложности строения пластов, такие как оценка влияния прерывистости пластов, доли контактных толщин в ВНЗ, вертикальной связности пластов и др. Не были решены задачи геомепризации прерывистых пластов, геометризации нефтенашщенности при наяи-чии вертикальной зональности насыщения, корректного восстановлен ния поля.ВПК с учетом косвенной информации и др. Тож>ко решив все эти задачи, можно было создать компьютерную систему, удовлетворяющую- всем необходимым требованиямиЭтим актуальным задачам и посвящена настоящая работа. "

'' Научная новизна полученных результатов определяется разви- , таем в работе методике- алгоритмической основы автоматизированной системы решения задач нефтепромысловой геологии ГЕОПАК-3 (ГЕОлого- Промысловый Автоматизированный Комплекс).В частности, в работе полученй'следующие основные результаты:

1. Впервые создан эвристический (моделирующий действия опытного специалиста) алгоритм детального расчленения и корреляции разрезов скважин. Помимо основного назначения- расчленения продуктивного горизонта на пласты и их корреляции, алгоритм успешно работает с одной стороны в задаче общей корреляции, т.е. расчленения и корреляции больших тоящ на продуктивные горизонты, а с другой стороны, в задаче сверхдетальной корреляции для создания трёхмерных числовых геологических моделей. До сих пор ни в одном

, зарубежном программном пакете эта задача не решена. 3 них реальный трехмерный геологический объект с априори нелинейной системой поверхностей напластования обычно аппроксимируется жесткой линейной системой поверхностей напластования с абсолютно или относительно равными расстояниями по вертикали, что приводит к искажению результата. Разработанный автором метод позволяет отслеживать реальное напластование и задавать реальную трёхмерную структуру слоистого тела.

2. Теоретически с применением вероятностных методов получена й аналитическом виде многомерная зависимость коэффициентов ли-неЛион и нелинейной свяпн в прерывистых пластах от безразмерного раптояпнч м .-жду зонами нагнетания и отбора. На основе двухмерного

стохастического моделирования с применением метода Монте- Карло получены в численном виде те же зависимости в рабочем диапазоне расстояний, подтвердившие достаточно высокую точность аналитического решения в рабочем диапазоне. На тех же численных моделях получены коэффициенты заводнения, произведение которых на коэффициент нелинейной связи дает коэффициент охвата. Решена задача идентификации модели, позволяющая переходить от реальных расстояний на местности в реальной или проектной сетке скважин к безразмерным расстояниям на модели с целью выбора адекватного решения,- ■ ■ ^ ■

3. Разработан алгоритм определения коэффициентов воздействия и охвата в зависимости от системы заводнения, плотности и геометрии расчетной сетки скважин для условий густой исходной сетки скважин. Коэффициенты учитывают влияние прерывистости пластов соответственно на дебит и нефтеизвлечение.

4. Впервые разработана модификация того же алгоритма для условий редкой исходной сетки скважин. Для этого был использован по существу метод геологической аналогии: по 123 объектам (пластам) месторождений Западной Сибири, разбуренным густой (эксплуатационной) сеткой скважин, были по алгоритму п. 3 определены параметры воздействия и охвата и параметр приведенной песчанистости (латеральная песчанистость без параллельно включенных глин), не зависящий в статистическом смысле (не смещенный) от густоты исходной сетки скважин. Получена статистическая зависимость параметров воздействия и охвата от параметра приведенной песчанистости, позволяющая далее определять необходимые коэффициенты в расчетных сетках с помощью алгоритма п. 3.

5. Впервые создан алгоритм исследования вертикальной линейной морфологической связности пластов. Алгоритм позволяет оценивать вертикальную связность как для объекта в целом (интегральная связность), так и для каждой точки разреза (дифференциальная связность).

6. Впервые создан алгоритм определения доли контактной неф-тенасьцденной толщины ВИЗ с учетом априорной информации о геометрии ВИЗ. Алгоритм позволяет избежать систематической ошибки, связанной с оценкой только по данным в скважинах.

7. Создан алгоритм оценки послойной и зональной неоднородности ¡¡ластов по проницаемости. Впервые предложена понижающая корректировка послойной неоднородности за вертикальную морфологическую связность,

8. Для восстановления полей гипсометрии пластов усовершенствован метод схождения а направление возможности моделирования выполажнаашм или обострения рельефа. Решена задача моделирования сбросов для опредешнмы'х граничны* условий.

9. Создана математическая модель и алгоритм локальной модификации геологических полей в зонах отсутствия фактической информации,

10. Научно обоснован метод геометризации прерывистых пластов и предложен реализующий его алгоритм.

1S. Создан алгоритм восстановления полей контактов разных флюидов (ВНК, ГНК) с учетом косвенной информации. Алгоритм использует не только отбивки контактов в коллекторе, но и глинистый "коридор", заданный подошвой нижнего нефтяного (газового) про-пластка и верхнего водяного (нефтяного) пропластка в скважинах, где контакт флюидов не наблюдается в коллекторе.

12. Создана математическая модель и алгоритм восстановления поля нефтенасыщенкости с учетом априорной информации о законе " вертикального изменения кефтенаеыщенности от ВНК вверх. Этот алгоритм особенно актуален в условиях месторождений Западной Сибири, где установлена вертикальная зональность нефтенасыщения, приводящая к образованию обширных переходных зон. Восстановление поля только по данным в скважинах неизбежно приводит к систематическому завышению нефтенасыщенкости вблизи внешнего контура нефтеносности.

13. Создан алгоритм восстановления полей физических свойств нефти на основе модификации метода схождения с учетом косвенной информации о поле гипсометрических отметок пласта.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности. Разработанные автором методы и алгоритмы легли в основу комплекса программ ГЕОПАК- 3, реализующего основные задачи нефтепромысловой геологии: детальное расчленение и корреляцию разрезов скважин, оценку сложности геологического строения пластов, геомет-ризацшо залежей и дифференцированный подсчет запасов с оформлением всей необходимой и регламентированной инструкцией ГКЗ РФ табличной и графической документации. Комплекс обеспечивает также подготовку необходимой геологической основы для ТЭО нефтеиз-г влечения и разработки с применением методик динамического моделирования, основанных на моделях одномерной, двухмерной и трехмерной фильтрации. Практически не существует ограничений по размерам месторождений к числу скважин. Это доказывают проведенные на машинах класса РС-486 работы по подсчету запасов крупнейших месторождений Западной Сибири с числом скважин порядка.нескольких тысяч на каждом. На машинах класса Pentium реально трехмерное геологическое моделирование. Графическая геологическая документация аыполняегг.я в черно- белом и цветном вариантах и этим полностью г снимаемся проблема квалифицированных чертежников.

>п • si'.ii-i paGofbi и промышленности осуществлялась по двум направлениям: передача комплекса- программ в другие производст вен-

ные и научные организации я выполнение практических работ но договорам с нефтедобывающими предприятиями Западной Сибири.

В полной конфигурации комплекс ГЕОПАК был передан АО Татнефть (в т.ч. ТатНИПИнефть, КО ТатНИПИнефть и ГРУ Татнефть), БашНИПИнефгь, ОАО Юганскнефтегаз, НПО Союзнефтсот-дача, КазНИПИнефть, Мангышлакнефтегеофизика, Нижневар-товскнефтегаз, Гипровостокнефть, КМ КИВЦ Главтюменнефтегаза. В усеченной конфигурации (без программ геометризации и подсчёта запасов) комплекс передавался во многие нефтяные организации РФ н бывших республик Союза: Ухтакефтегазгеология, Варьёганкефтегаз, ЗапСибНИГНИ, ГИПРОТюменнефтегаз, ВЫИИнефть. ПечорНИПЙ-нефть, Оренбурге азпром, ВНИГНИ, ЛитНИГРИ, ВНИИгаз, Коми-нефть, УкрГИПРОИИИнефть.

По договорам с прокзводственньши предприятиями автором вместе с возглавляемым им коллективом специалистов и смежными коллективами с помощью комплекса ГЕОПАК- 3 был произведен подсчет запасов нефти и газа с утверждением в ГКЗ СССР И РФ более чем по 20 крупнейшим месторождениям Тюменской области; среди них такие как Самстяорское, Фёдоровское, Лянторское, Варьёгансзгое, Му-равленковское, Суторминское, Ермаковское, Аганское, Быстринско.е, Мегионское к др. Новое направление - распределение ранее подсчитанных по месторождению запасов между держателями лицензий на участки. Такая: работа была проделана по Самотлорскому месторождению. По более чем 80 месторождениям были рассчитаны и использованы в проектных документах параметры неоднородности пластов.

Апробация работы. Методическая основа комплекса Г'ЕОП А К- 3 в 1982г. прошла экспертизу 4-х министерств (Миннефтепрома, Мкнгео, Мингазпрома, Минвуза), затем утверждена Миннефтепромом (приказ N 232 от 10.05.1982 г.) и ГКЗ СССР (протокол N ! орг. от 31.03.19S2 г.) и издана а виде Руководящих документов (РД-39-i7-722-82 и РД 390147035-214-86).

Основные положения диссертационной работы докладывались на 17-ом международном симпозиуме по применению ЭВМ и математических методов в горных областях промышленности в г. Москве, 1980 г.; на совегско- канадском симпозиуме по программному обеспечению а нефтяной промышленности в г. Калгари, 1988 г.; на 5- он Европейском симпозиуме по компьютерному геологическому моделированию при добыче нефти в г. Будапеште, 1989 г. Кроме того, основные положения докладывались на многих конференциях и совещаниях различного уровня з г.г, Тюмени, Москве. Уфе, Ивано-Франковске, Киеве, Бугульме, Казаки, Учкекене к др,

Публикации. Основное содержание работы опубликовано в 50 научных работах, в том числе 47 статьях и 3 монографиях.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ ' 1. Введение

В .нефтяном деле реально 'существуют две главные проблемы: проблема поиска, обнаружения месторождений и проблема их разработай. Фундаментом решения обеих проблем являются геологические представления об объекте или, если пользоваться более точной терминологией (акад. Ю.А.Косыгин й др.), модельные представления о ста--тачееком геологическом пространстве. Поэтому в проблемной аспекте-нефтяную геологию целесообразно рассматривать как состоящую из двух самостоятельных разделов: поисковой геологии, обеспечивающей проблему обнаружения месторождений и нефтепромысловой геологии, обеспечивающей проблему их разработай. Оба раздела имеют своим предметом совокупность моделей статического геологического вро-етранства. Разница состоит прежде всего в размерах области и уровне детальности исследования: нефтепромысловая геология отображает геологическое пространство относительно малых размеров, но на существенно более высоком уровне детальности. Объективной основой : этого является иерархический, многоуровенный характер организации . геологического пространства. Поэтому в определенном смысле можно считать, что объект наук поисковой и нефтепромысловой геологии . различен: это те совокупности конкретных исследуемых явлений, пред* ставяяющих источник эмпирического материала, которые связаны с различными уровнями организации геологического пространства.

Вторым моментом, определяющим самостоятельность нефтепромысловой геологии как в рамках нефтяной геологии,' так. и в рамках проблемы разработки, является специфичность ее целей.'Поскольку . цепи науки должны ограничиваться результатами, получаемыми в ■ пределах самой науки, то нельзя считать целью нефтепромысловой геологик разработку нефтяных месторождений. Хотя она и направлена на обеспечение в конечном итоге этой цели, но сама эта цель достигается (по крайней мере должна достигаться) в рамках теории оптимальной разработки месторождений,, использующей результаты нефтепромысловой геологии а кйчестве'одиого из основн