Приложение I. Структурные уровни, стадии и этапы создания постоянно действующей геолого-технологической модели

1. Структурные уровни, на которых создаются постоянно действующие геолого - технологические модели

Постоянно действующие геолого - технологические модели являются неотъемлемой частью единой системы контроля и управления запасами и процессами разработки. Процесс контроля и управления разработкой можно разделить на несколько этапов:

Создание системы контроля состояния объекта разработки, позволяющей получать надежную информацию о дебетах нефти и газа в добывающих скважинах, закачке воды и газа в нагнетательные скважины, о пластовых и забойных давлениях в скважинах и о свойствах пласта и протекающих в нем процессах.
Организация и ведение автоматизированных баз промысловых и геолого - геофизических данных, получаемых по каждой скважине объекта.
Создание постоянно действующих геолого - технологических моделей процессов разработки, информационное обеспечение которых осуществляется с помощью баз данных специальными программными средствами.
Уточнение параметров геолого - технологических моделей в автоматизированном или «ручном» режимах путем воспроизведения истории разработки с учетом данных бурения, эксплуатации, испытания и исследования новых скважин.
Выбор и обоснование наиболее эффективных вариантов разработки и управляющих воздействий в заданном интервале времени на основе математического моделирования процесса разработки и экономических расчетов.
Реализация выбранных вариантов и экономически обоснованных управляющих воздействий на объекте разработки. Такими управляющими воздействиями могут быть: изменение режимов работы скважин - дебитов, забойных давлений, изменение интервалов перфорации, проведение других геолого - технических мероприятий, остановка скважин, бурение и ввод в эксплуатацию новых скважин и т.п.

Постоянно действующие геолого - технологические модели как часть системы контроля и управления процессами разработки месторождений создаются на четырех структурных уровнях - промысел, НГДУ, предприятие, институты и информационно - аналитические центры.

Уровень 1 - уровень первичного сбора информации об объектах, представляющих собой скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции, дожимные насосы, трапы, сепараторы, деэмульсаторы и т.п. Информация о работе этих систем замыкается сама на себя и на верхние уровни выдается в качестве справки по запросам. Этот уровень является источником геолого - геофизической и технологической базовой информации о процессах разработки и местом прикладного управления процессом. На этом уровне производится управление работой отдельных скважин. Рабочие базы данного уровня формируются из разделов эталонной базы второго уровня (НГДУ).

Уровень 2 - уровень НГДУ, ЦНИПРов и ЦНИЛов. Этот уровень получает информацию с уровня 1, формирует и поддерживает базы промысловых и геолого - физических данных по скважинам, формирует геологическую модель участка, осуществляет математическое моделирование процессов разработки отдельных участков объектов разработки, обменивается информацией с первым и третьим уровнями.

Для этого уровня должны использоваться программы по выбору режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, выбору геолого - технических мероприятий, проводимых на них с целью интенсификации добычи без существенных изменений существующих систем разработки (водоизоляционные работы, обработка призабойной зоны, дополнительная перфорация колонн, гидроразрыв пласта и т.п.). В НГДУ поддерживается раздел эталонной базы данных и цифровые модели. Из эталонной базы НГДУ обеспечивается экспорт данных в рабочие базы прикладных программ НГДУ, уровня 1, ЦНИПРов и ЦНИЛов.

Уровень 3. Уровень нефтегазодобывающих предприятий. Этот уровень - центр планирования и управления запасами и процессом разработки месторождений на базе геолого - технологических моделей, формирования и поддержки эталонной базы данных предприятия, координации научно - исследовательских и проектных работ, решения вопросов лицензирования.

Уровень 4. Уровень региональных и отраслевых научно - исследовательских и проектных институтов, геофизических предприятий, информационно - аналитических центров нефтегазодобывающих предприятий. На этом уровне для каждого объекта разработки (как правило, это горизонт, пласт или их группа, разрабатываемые самостоятельной сеткой скважин) создается постоянно действующая геолого - технологическая модель. Исходные данные для построения моделей поступают из эталонной базы данных нефтегазодобывающего предприятия. Параметры моделей с определенной периодичностью (не реже одного раза в год) уточняются путем пересмотра геологической модели с учетом новых геолого - геофизических данных и воспроизведения истории разработки.

Затем составляется прогноз технологических показателей при реализуемой системе разработки, формируются варианты усовершенствования и оптимизации разработки в рамках уточненных моделей, рассчитываются прогнозные показатели этих вариантов и на этой основе геологическими службами НГДУ и нефтегазодобывающего предприятия составляются планы мероприятий по управлению разработкой. Уровень 4 при наличии соответствующего программно - аппаратного комплекса в нефтегазодобывающем предприятии может быть реализован на 3 уровне.

С определенной периодичностью (не реже одного раза в год) производится адаптация модели объекта по данным истории разработки и прогноз технологических показателей разработки на период до пяти лет.

Воспроизведение истории разработки на математической модели дает возможность наметить ряд прогнозных вариантов дальнейшей разработки объекта, позволяющих улучшить технологические показатели. С помощью технико - экономического анализа выбирается оптимальный вариант управления процессом разработки на заданный период времени.

После выбора оптимального варианта управления разработкой объекта производится декомпозиция последнего на отдельные участки. Декомпозиция включает в себя определение границ участков и создание базы граничных условий, которая заполняется данными в процессе математического моделирования объекта на стадии прогноза по оптимальному варианту.

На втором уровне создаются постоянно действующие геолого - математические модели отдельных участков объекта. Исходные данные для этих моделей поступают из баз геолого - промысловой, геолого - геофизической информации, а также из базы граничных условий, формируемой на третьем уровне. Далее решение задачи управления разработкой отдельных участков аналогично решению задачи управления для всего объекта. В результате определяется оптимальный вариант управления разработкой участка.

Кроме того, с использованием результатов математического моделирования на период прогноза формируются базы уставок дебитов нефти и газа по добывающим скважинам, пластовых давлений и насыщенностей сеточных ячеек, содержащих добывающие скважины.

На первом уровне осуществляется управление работой отдельных скважин. Процедура решения задачи такова. Если скважина работает в соответствии с установкой, цель управления достигнута. Если параметры скважины выходят за пределы установки, то выясняется причина отклонения и выбирается мероприятие по нормализации режима ее работы. При возникновении аварийной ситуации скважина отключается. Дефицит добычи нефти по участку, вызванный отключением данной скважины, восполняется одной или несколькими другими скважинами.

Решение о «перекладывании» добычи нефти на конкретную скважину принимается на первом уровне. Далее с помощью экспертной системы, включающей математическую модель участка, содержащего отключенную скважину, производится анализ ее работы до момента отключения и диагностируется причина выхода ее параметров за пределы уставки.

Так, например, устанавливается, какой газ прорвался в скважину: верхний - за счет конуса или краевой - за счет перемещения внутреннего или внешнего газонефтяного контакта. По результатам анализа принимается решение о дальнейшей судьбе отключенной скважины (консервирование, капитальный ремонт, перевод на другой способ эксплуатации, перевод на вышележащий объект и т.д.).

Несмотря на очевидные недостатки, связанные со сложностью управления и обмена информацией внутри многоуровневой системы, предлагаемый подход имеет ряд серьезных преимуществ по сравнению с полностью интегрированным и централизованным подходом.

Во-первых, иерархическое упорядочение позволяет повысить эффективность работы системы управления, так как в этом случае при выработке стратегии управления имеется возможность оперировать с интегральными показателями функционирования объекта (например, интегральными показателями разработки по участку или по группе скважин). Затем при переходе к более низкому уровню системы управления осуществляется конкретизация управляющих воздействий для каждой скважины.

Во-вторых, многоуровневая структура позволяет решать большие по объему задачи с помощью достаточно ограниченных вычислительных мощностей, в частности персональных ЭВМ. Используется декомпозиция, когда из сложной глобальной задачи (модели месторождения в целом) образуется иерархия подзадач (модели участков), которые решаются при помощи одного и того же расчетного блока.

В-третьих, в многоуровневой децентрализованной системе можно локализовать изменения в процедуре выработки решений, вызванные изменениями в протекании процесса на отдельном участке, и снизить тем самым затраты времени и средств. Система при этом быстрее адаптируется. Так, при изменении условий работы отдельной скважины граничные условия для участка меняются незначительно и глобальную модель месторождения пересчитывать не нужно.

И наконец, в-четвертых, иерархическая организация системы управления повышает надежность ее функционирования, так как неисправности в работе какой-либо части системы не столь быстро распространятся на всю систему.

Адаптированная таким образом модель используется для прогноза ряда вариантов дальнейшей разработки объекта на любой прогнозный период. Из этих вариантов по результатам оценки их технико - экономической эффективности выбирается рекомендуемый к реализации вариант управления процессом разработки на заданный период времени.

2. Стадии создания геолого - технологических моделей

Стадии создания геолого - технологических моделей производятся в таблице.

N	Наименование этапа	Методы решения задачи	Исходные данные	Конечный результат
1	2	3	4	5
1	Оценка региональной геологии района, стратиграфии и тектоники	Полурегиональная палеогеография, палеотектоника по ГИС	Сейсморазведка 2D, грави- и магниторазведка, опорныескважины, ГИС	Стратиграфическая колонка, структурные карты. Региональная история геологического развития района
2	Определение закономерностей осадконакопления и внутреннего строения циклов	Выделение реперов (внешних и внутренних) по данным сейсморазведки и ГИС. Детальное расчленение разреза. Фациальный анализ	Сейсморазведка 2D, 3D, ГИС, пластовый наклономер, керн	Карты поверхностей зональных интервалов. Принципиальные геологические модели
3	Построение литологической модели	Оценка выдержанности коллекторов и покрышек. Определение петрофизических зависимостей. Определение параметров коллекторов по всей области моделирования	Сейсморазведка 2D, 3D, ГИС, керн, испытания, физико - химические свойства нефтей	Петрофизические зависимости. Карты коллекторских свойств
4	Построение модели насыщения пласта флюидами	Оценка положения контактов, интерпретация аномальных данных о положении ВНК и ГНК, определение PVT-зависимостей	Сейсморазведка 2D, 3D, ГИС, керн, испытания, флюиды	Карты поверхностей контактов, положения контуров нефтеносности и газоносности
5	Построение цифровой геологической модели	Построение трехмерной геологической сетки, расчет параметров ячеек. Дифференцированный подсчет запасов нефти и газа	Сейсморазведка 2D, 3D, ГИС, керн, испытания, флюиды	Трехмерная сетка ячеек, характеризующихся идентификаторами, пространственными координатами, значениями параметров. Результаты подсчета запасов, геологические карты и профили
6	Построение фильтрационной модели	Выбор типа и размерности модели. Пересчет параметров геологической сетки в параметры фильтрационной модели	Геологическая модель, керн, испытания, флюиды, фазовые проницаемости	Фильтрационная модель залежи
7	Решение гидродинамической задачи	Расчет объемов добычи по заданной фильтрационной модели и фактическим характеристикам технологической схемы разработки	Геологическая модель, история разработки, фонд скважин	Фильтрационная модель, настроенная по истории разработки, карты насыщенности и давления. Карты и графики разработки
8	Уточнение параметров фильтрационной модели на основе детального анализа истории разработки	Сопоставление расчетных профилей притока, полученных по исходной модели, с фактическими за прошедший период. Согласование их путем внесения изменений в параметры исходной модели и повторных фильтрационных расчетов	Геологическая, фильтрационная модели, история разработки, фонд скважин	Настроенная на историю разработки фильтрационная модель. Относительные фазовые проницаемости
9	Прогноз процесса разработки и выбор ГТМ с помощью постоянно действующей модели	Прогноз процесса разработки при различных мероприятиях по регулированию процесса. Выбор режимов работы скважин и ГТМ по управлению процессом разработки	Настроенные геологическая и фильтрационная модели. Данные контроля за разработкой и промысловых исследований	Карты остаточных запасов, насыщенности, давлений. Профили выработанности запасов. План проведения ГТМ и других мероприятий по управлению. Добыча нефти, воды, газа, пластовые и забойные давления (карты, кривые)

3. Этапы создания моделей

Геолого - технологические модели могут создаваться в несколько этапов в зависимости от:

- оснащенности нефтегазодобывающих предприятий средствами вычислительной техники;
- состояния дел в области компьютеризации технологии сбора и хранения геолого - промысловой информации;
- уровня компьютерных технологий, применяемых в оперативной работе геологами и инженерами и нефтегазодобывающих предприятий;
- состояния изученности месторождения, задач, решаемых в процессе его освоения;
- квалификации исполнителей.

При создании постоянно действующих геолого - технологических моделей их сквозное обеспечение данными и информацией возможно при условии определенной стандартизации по видам интерфейсов и другим параметрам, позволяющим облегчить процедуры обмена, с одной стороны, и включения макропрограммных средств, с другой стороны. При этом главным критерием должно быть наличие необходимых средств, реализованных в виде определенной и четко регламентированной последовательности операций, направленной на достижение цели (решение конкретной задачи или задач).

Несмотря на активное развитие работ по созданию постоянно действующих моделей, они еще не вышли на стадию производственного применения. Ни в одном нефтегазодобывающем предприятии не смоделированы все элементы системы: ИВЦ - аппарат нефтегазодобывающего предприятия - НГДУ - цеха, с целью реализации конечной цели - управления разработкой и запасами.

В связи с изложенным нефтяным компаниям и нефтегазодобывающим предприятиям рекомендуется на основании своего опыта моделирования или опыта других организаций реализовывать комплексные проекты автоматизации, охватывающие все звенья технологической цепи.

На первой стадии реализации комплексного проекта должна осваиваться полная цепочка: ИВЦ - аппарат нефтегазодобывающего предприятия - НГДУ - цеха - промысел как минимум одного НГДУ. После отладки всей технологической цепочки технологии могут быть тиражированы на другие НГДУ.

В целом последовательность работ по приобретению программно - аппаратных средств, их освоению и созданию модели может включать следующие этапы:

разработка концепции автоматизации геологической службы компании;
составление проекта реализации концепции;
cоставление контракта и приобретение основных компонентов системы в объеме, позволяющем моделировать весь технологический процесс:
- - технические и программные средства для ИВЦ (файл - сервер, графические рабочие станции, X-терминалы, персональные ЭВМ, сетевые средства для ведения базы данных и архива, обеспечения решения задач и реализации справочно - информационного режима для аппарата компании);
- - технические и программные средства для НГДУ;
- - технические и программные средства для ПО Геофизика и УГР;
- - технические и программные средства для НИПИ.
  На первом этапе целесообразно реализовать системы в полном объеме только в ИВЦ (для аппарата компании), НИПИ, ПО Геофизика и части НГДУ, что позволит более эффективно сконцентрировать усилия по отладке системы и технологий. Дооснащение остальных НГДУ целесообразно перенести на второй этап внедрения новых систем;
освоение и подготовка к внедрению приобретенных пакетов программ, отработка технологии подготовки проектов разработки и регулирования разработки на базе детальных геологических моделей и результатов математического моделирования. Включение в систему российских пакетов программ и технологий;
освоение системы средств ведения базы данных и архива с целью формирования баз данных, реализации стандартных запросов, входящих в состав регламентных документов, освоения подготовки новых видов графических регламентных документов;
освоение и внедрение сетевого режима работы в виде обмена данными, информацией, получения справок распределенной базы данных, включая передачу данных в компанию;
освоение новых технологий и включение существующих технологий в общую систему;
тиражирование системы: приобретение дополнительных средств вычислительной техники и пакетов программ или лицензий на освоенные пакеты (второй этап внедрения).

...Список литературы. Назад. | Содержание | Приложение 2. Далее...