ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 

В последнее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).
При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.
ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно для изучения природно-технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.
В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени (4D).
Постоянно-действующие модели становятся в руках технологов-разработчиков мощным орудием, позволяющим:
·         целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, корректировать систему разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико-экономических показателей добычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;
·         обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР и ТКР. (ЦКР Минтопэнерго РФ — Центральная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации; ТКР — Территориальная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений).
Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) — это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.
Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:
·         цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
·         цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);
·         двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;
·         программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;
·         программных средств для пересчета параметров геологической модели в параметры фильтрационной модели и их корректировки;
·         программ оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим ограничениям и критериям;
·         программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений;
·         программных средств выдачи отчетной графики, хранения и архивации получаемых результатов;
·         базы знаний и экспертных систем, используемых при принятии решений по управлению процессом разработки.
Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:
·         пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
·         пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);
·         пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;
·         идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);
·         средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;
·         пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;
·         пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).
Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):
·         формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;
·         формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;
·         построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС (ГИС — геофизические исследования скважин);
·         просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;
·         дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.
Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ (ГТМ — геолого-технические мероприятия.), истории бурения и испытаний скважин. Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.
Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:
·         фильтрационные параметры — относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;
·         массив данных по скважинам, который содержит — интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ (обработка призабойных зон), РИР (ремонтно-изоляционные работы), ГРП (гидравлический разрыв пласта), результатах испытаний,  обустройстве месторождения.
Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.
Программный комплекс ФМ должен осуществлять:
·         численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов,
·         анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей,
·         выбор мероприятий по регулированию процесса разработки,
·         редактирование модели при внесении новых данных.
В программах фильтрации рекомендуется обеспечивать пользователя удобным интерфейсом, облегчающим просмотр и анализ результатов расчетов.
·         Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:
·         многопластовый характер эксплуатационных объектов,
·         неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость,
·         многофазность фильтрационных потоков,
·         капиллярные и гравитационные силы;
·         порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.
Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.
Под адаптацией модели понимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовых факторов.
Модель, используемая для прогноза коэффициента нефтеизвлечения и технологических показателей, идентифицируется с реальными параметрами пласта. По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка уточняется первоначально принятая цифровая геологическая модель и параметры фильтрационной модели в результате следующих действий:
·         уточнения фильтрационных и емкостных параметров объекта;
·         уточнения функций относительных (модифицированных) фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;
·         уточнения энергетической характеристики объекта, в частности, степени активности газовой шапки, законтурной и подошвенной зон продуктивного пласта;
·         оценки выработки запасов нефти на отдельных участках пластов, потерь нефти и конденсата в газовой шапке, выявления зон повышенной и пониженной нефтенасыщенности.
Под технологией построения ПДГТМ понимается отработанная последовательность выполнения этапов работ по построению модели и их взаимная согласованность, основанная на имеющихся программных и технических средствах, научном и производственном опыте исполнителей, соответствующая требованиям руководящих документов по проектированию разработки месторождений.
Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация:
·         результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.;
·         результаты региональных геолого-геофизических исследований, освещающие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности;
·         данные 3D или детализационной 2D сейсморазведки;
·                     данные ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование), сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;
·                     измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства), гранулометрии для основных классов пород;
·                     результаты интерпретации данных дистанционных методов;
·                     результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;
·                     данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин;
·                     исходные кривые ГИС, результаты их обработки и интерпретации;
·                     данные инклинометрии скважин;
·                     данные контроля за разработкой (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, АКШ (широкополосный акустический каротаж), ИННК (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж), С/О (кислород-углеродный каротаж));
·                     данные испытаний скважин;
·                     сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации, измерениях пластовых давлений;
·                     сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод;
·                     результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин;
·                     сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей и опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии.
На новых месторождениях получение перечисленных данных должно быть предусмотрено в проектах поиска, разведки и доразведки. На уже разрабатываемых месторождениях в первую очередь должны быть реализованы программы уточнения инклинометрии действующих скважин и обеспечения замеров дебитов, забойных и пластовых давлений в скважинах высокоточными приборами.
При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:
·         оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;
·         оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;
·         исследования кернов и проб пластовых флюидов;
·         детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;
·         уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС (геофизические исследования скважин), исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ (гидродинамические исследования) и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;
·         построение схем обоснования флюидных контактов;
·         геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;
·         палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;
·          фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;
·         детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;
·         интерпретация данных дистанционных методов,  исследований и контроля за разработкой.
На основе анализа всех перечисленных данных должна быть построена цифровая геологическая модель месторождения и произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. Степень дифференциации определяется стадией изученности месторождения.
Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.
По мере поступления новых геологических и технологических данных они должны вводиться в ПДГТМ. Рекомендуется ежегодно проводить авторский надзор за ПДГТМ. Целью авторского надзора является анализ согласуемости новых данных с моделью, оценка текущей точности прогноза технологических показателей на модели и выдача рекомендаций по ее дальнейшему использованию. ПДГТМ должна корректироваться на основе новых геологических данных, данных о текущей разработке, в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий.
Интегрированная база данных постоянно действующей модели должна непрерывно пополняться как за счет данных по вновь пробуренным скважинам, так и за счет новых данных по истории разработки, состоянию фонда скважин, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов.
ПДГТМ служат основой для подсчета балансовых запасов по пластам и горизонтам, составления ТЭО коэффициентов нефтеизвлечения, технологических схем и проектов разработки, годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.
ПДГТМ может использоваться в целях доразведки залежей, выбора мест заложения разведочных и первоочередных эксплуатационных скважин, площадей постановки сейсморазведочных работ, выявления новых объектов разведки и эксплуатации, оптимизации эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.
Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:
·                     повысить эффективность геологоразведочного процесса;
·                     оперативно управлять текущими запасами;
·                     на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;
·                     осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;
·                     сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;
·                     проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.
С помощью ПДГТМ выявляются слабо дренируемые и застойные зоны залежи, устанавливаются их размеры и способы вовлечения в активную разработку путем:
·         оптимизации плотности и размещения сетки скважин, выбора рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин;
·         повышения дебита скважин за счет правильного выбора геометрических характеристик и ориентации горизонтальных скважин и глубоко проникающего гидроразрыва пласта, а также других геолого-технических мероприятий (ОПЗ, РИР и т.п.);
·         выбора и оптимизации  технологических режимов работы нагнетательных и добывающих скважин и способов их эксплуатации;
·         оптимизации режима работы системы скважина-пласт путем выбора рационального способа эксплуатации скважин;
·         совершенствования системы контроля и регулирования выработки запасов и снижения темпов обводнения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, c балансовыми запасами свыше 1 млн. т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений Центральной и Территориальными комиссиями по разработке.

ищи здесь, есть все, ну или почти все