книги / Методические основы трехмерного геологического моделирования и методы оценки качества построенных моделей

УДК 622.276.4 П90

Рецензенты: доктор геол.-минерал. наук,

профессор кафедры нефтегазовой технологии С.В. Галкин; кандидат геол.-минерал. наук, А.В. Плотников (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Путилов, И.С.

П90 Методические основы трехмерного геологического моделирования и методы оценки качества построенных моделей : учеб.-метод. пособие / И.С. Путилов, Д.В. Потехин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2019. – 36 с.

ISBN 978-5-398-02195-0

Рассмотрены основные положения и порядок выполнения работ по созданию трехмерных геологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Даны практические рекомендации по построению и повышению достоверности моделей.

Предназначено для студентов вузов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело», специальность «Нефтегазовые техника и технологии» и «Прикладная геология», специализация – «Геология нефти и газа», а также для специалистов нефтегазовой отрасли.

УДК 622.276.4

3

Введение

Создание трехмерных геологических моделей на современном этапе является необходимым элементом при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтяных и газовых месторождений. Задача достоверного и качественного трехмерного моделирования является актуальной для подсчета запасов и составления проектных технологических документов.

Цель данной работы – изучение алгоритмов трехмерного геологического моделирования. В рамках поставленной цели ключевой задачей является изучение студентами подходов к повышению достоверности и качества трехмерных моделей.

Под качеством 3Д-моделей будем понимать соответствие 3Дмодели формальным физическим и математическим требованиям, под достоверностью 3Д-моделей – соответствие 3Д-модели реальной геологической среде (залежи нефти или газа).

Отметим, что для малоизученных месторождений решение задачи повышения достоверности моделей имеет крайне важное практическое значение. Построение достоверной геологической модели является нетривиальной задачей, требующей от инженера хорошего знания геологического строения моделируемых объектов и широкого набора методических приемов моделирования.

Перечислим основные программные комплексы трехмерного геологического моделирования, использующиеся на сегодняшний день в мире: Stratamodel (Landmark), Petrel (Shlumberger), IRAP RMS(Smedvig Technologist, позже преобразованная в ROXAR), DV GEO (ЦГЭ).

На территории Пермского края 99 % моделей построено с использованием IRAP RMS и незначительная часть – в DV GEO.

Все современные программные комплексы моделирования содержат следующие основные этапы трехмерного геологического моделирования:

–подготовительный этап;

–структурное моделирование;

4

–создание трехмерной сетки;

–осреднениескважинныхданных на ячейкитрехмерной сетки;

–литолого-фациальное моделирование;

–петрофизическое моделирование;

–моделирование насыщения;

–3Д-подсчет запасов.

Все этапы связаны между собой, и результаты каждого влияют как на качество последующих этапов, так и на достоверность всей модели целиком. В учебно-методическом пособии дан обзор этапов моделирования, рассмотрены способы их оптимизации.

На сегодняшний день накоплен большой опыт построения трехмерных моделей нефтяных и газовых залежей. Данное учебнометодическое пособие не является исчерпывающим в описании алгоритмов моделирования, однако описывает наиболее распространенные из них. Изложенный материал основан на опыте моделирования месторождений Пермского края в рамках детерминистского подхода, который наиболее широко практикуется в России. За последние десять лет построено более 500 детерминистских 3Д-моде- лей нефтяных залежей различных месторождений Пермского Прикамъя.

5

Этапы создания трехмерной геологической модели

1. Подготовительный этап

Первым этапом любого проекта по моделированию являются сбор и загрузка исходной информации. Основные данные, необходимые для построения трехмерных геологических моделей:

1)инклинометрия и координаты устьев скважин;

2)геофизические исследования скважин (ГИС) и результаты интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС);

3)результаты детальной геологической корреляции;

4)результаты структурной и динамической интерпретации сейсморазведки;

5)уровни флюидальных контактов;

6)материалы подсчета запасов.

В программном комплексе трехмерного моделирования создается проект и в него загружаются все исходные данные.

Отметим, что от качества исходных данных зависят качество и достоверность конечной трехмерной геологической модели. Далее будут более подробно рассмотрены разработанные подходы поиска ошибок и корректировки некоторых типов исходных данных на различных этапах построения модели.

Итогом этапа является загрузка всей собранной информации в пакет трехмерного моделирования. Все загруженные данные можно визуально просмотреть и оценить в программных пакетах моделирования (рис. 1).

Во многом качество модели зависит от качества исходных данных, в частности, от инклинометрии скважин.

Рассмотрим основные типы встречающихся проблем, связанных с данными инклинометрии, затрудняющие построение трехмерных геологических моделей и промышленный подсчет запасов на их основе. Проблемы условно можно разделить на два типа:

1.Технические проблемы, связанные с измерительной техникой и последующей машинной обработкой полученных данных.

2.Проблемы использования данных инклинометрии для построения трехмерных геологических моделей.

6

Рис. 1. Исходные данные, загруженные в пакет трехмерного моделирования IRAP RMS

К первому типу можно отнести погрешности и неточности, допущенные непосредственно при проведении измерений (в силу технических возможностей приборов). Во-первых, это ошибки зенитного угла ствола скважины. Суть ошибки в том, что зенитный угол ствола скважины между двумя соседними точками регистрации инклинометра изменяется в недопустимых пределах.

Чтобы не допустить такую ошибку, необходимо проверять два условия в исходных данных инклинометрии (рис. 2): ∆Х<= ∆Z и ∆Y<= ∆Z.

Во-вторых, растяжение каротажного кабеля при проведении инклинометрии и геофизических исследований скважин также привносит погрешность в измерение глубины ствола скважины. Часть разнообразных ошибок возникает

7

при обработке полученных данных. Причина этих ошибок – это чаще всего «человеческий фактор». Помимо этого исходная информация имеет различный формат, низкое качество записи и оцифровки, в основном это относится к инклинометрии по старым месторождениям, данные по которым получены несколько десятков лет назад. Все это создает немалые трудности приобработке изагрузке данных.

Приведем практические примеры использования функциональных возможностей IRAPRMS для контроля и корректировки данных инклинометрии скважин. Загрузка информации по всему стволу скважины позволяет проводить визуальный контроль качества загружаемого материала и при необходимости оперативно его корректировать. Проверка же исходных табличных данных затруднена ввиду своего большого объема, однако при визуализации ствола скважины в IRAPRMS грубые ошибки, допущенные при оцифровке и обработке данных, могут быть легко выявлены (рис. 3). Как правило, встречаются следующие типы ошибок: перепутанные глубины (т.е. после большей отметки следует меньшая, см. рис. 3, б), неточности в углах и азимутах из-за отсутствия знака-разделителя в дробных числах (см. рис. 3, а), неопределенные значения измеряемых параметров и т.д.

аб

Рис. 3. Реальные примеры ошибок в инклинометрии

8

Выявленные ошибки оперативно анализируются и исправляются в табличном виде непосредственно в среде IRAPRMS.

Проблемы второго типа, связанные с инклинометрией, возникают непосредственно при построении трехмерных геологических моделей. Во-первых, это проблемы, появляющиеся на этапе структурного моделирования и связанные с координатами пластопересечений. По координатам пересечения стратиграфических границ пластов со стволом скважины производится построение структурных поверхностей этих пластов. Иногда возникают ситуации, когда скважины с существенно различающимися отметками пластопересечений попадают вблизи одного узла ячеек, что негативно отражается на структурных построениях (рис. 4).

Рис. 4. Пример существенного различия отметок пластопересечения в пределах одной ячейки структурной сетки. Размер ячеек по горизонтали

50×50 м

Конечно, тут могут быть причины геологического характера (неправильная корреляция, наличие дизъюнктивных нарушений и т.д.), но не исключается возникновение ошибки вследствие погрешностей инклинометрии. Затруднения подобного рода можно устранить пересмотром корреляции скважин, уменьшением разме-

9

ров структурной сетки, либо используя возможности программных комплексов (IRAPRMS и др.), изменить абсолютную отметку в пределах «конуса неопределенности».

Выявление таких ситуаций можно выполнять через карты кривизны и плотности скважин в автоматическом режиме, контролируя угол γ (рис. 5).

Рис. 5. Разница отметок пластопересечений скважин в соседних ячейках сетки

Также на этапе осреднения скважинных данных на ячейки трехмерной сетки иногда возникают ситуации, когда две скважины попадают в одну ячейку (особенно это характерно при бурении вторых стволов), что, в свою очередь, не позволяет корректно выполнить процесс осреднения (рис. 6). В этом случае можно также попытаться уменьшить горизонтальные размеры ячеек (что не всегда возможно, учитывая существующие аппаратные ресурсы) или в пределах погрешности измерений инклинометра «развести» стволы в разные ячейки.

Отдельно можно выделить проблему корректировки положения водонефтяного контакта (ВНК) в скважинах с большим удлинением (рис. 7).

Ввиду существующей погрешности измерений отметки ВНК могут существенно различаться, особенно в скважинах с большой кривизной.

10