|
УДК 553.048 |
Современное состояние и перспективы применения ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа
Из опыта работ объединения Пермнефть
В.В. СТАСЕНКОВ, Г.Б. КУРДЮКОВА (Миннефтепром), Ю.В. ШУРУБОР, Н.Н. МАРКОВ (ПермНИПИнефть)
Главной задачей подсчета запасов нефти и газа является обобщение всех накопленных геологических, геофизических и промысловых данных с целью создания горногеометрических моделей залежей и вмещающих их блоков земной коры. Эти модели служат основой для оценки количества полезных ископаемых в недрах, для планирования работ по дальнейшему промыслово-геологическому и геофизическому изучению месторождений, для проектирования и анализа разработки залежей. Поскольку построение таких моделей и их практическое использование связаны с применением довольно сложных, весьма многообразных и трудоемких процедур обработки больших объемов геологической, геофизической и промысловой информации, то одним из важнейших направлений дальнейшего совершенствования методики подсчета запасов нефти и газа следует признать постепенный переход от традиционных «ручных» (в первую очередь, графических и графоаналитических) способов обработки данных к машинной, осуществляемой с помощью цифровых ЭВМ [7].
Само собой разумеется, что внедрение ЭВМ в практику подсчета запасов нефти при наличии соответствующих геолого-математических (высококачественные алгоритмы), технических (быстродействующая ЭВМ с достаточно богатым набором устройств ввода и вывода, совершенная операционная система) и организационных (рациональная схема движения информации, постоянно пополняемая база данных на машинных носителях) предпосылок облегчит и ускорит подсчет запасов, позволит уменьшить влияние субъективных факторов на результаты, а работа над алгоритмами будет способствовать развитию теоретических основ геометризации и подсчета запасов, совершенствованию методики подсчета во всех ее звеньях. Наряду с указанными положительными факторами, сопровождающими автоматизацию обработки информации любого содержания, следует отметить еще два фактора специфического характера. Во-первых, при геометризации с помощью ЭВМ становится возможной количественная оценка точности получаемых горногеометрических моделей не только в осредненном виде, но и применительно к каждой конкретной точке моделируемых геологических полей, что открывает широкие перспективы для оптимизации управления геологической разведкой на основе использования количественных критериев, в частности расчета и выбора мест заложения очередных разведочных скважин. Во-вторых, известно, что в настоящее время серьезным препятствием на пути к широкому использованию ЭВМ для моделирования разработки залежей является высокая трудоемкость операций перевода на машинные носители горногеометрических их моделей, полученных «вручную» традиционными графическими методами. Применение ЭВМ при геометризации это препятствие устраняет: модель по мере выполнения соответствующих расчетов и логических операций, т.е. уже в процессе ее формирования, автоматически записывается на машинный носитель информации и оказывается вполне подготовленной для использования при решении с помощью ЭВМ задач перспективного и ретроспективного моделирования процессов разработки. Более широкое применение ЭВМ для моделирования разработки в свою очередь будет способствовать улучшению качества управления ею, в том числе достижению наивысшей конечной нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и приемлемой себестоимости единицы продукции.
Исследования и эксперименты по применению ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа в нашей стране ведутся в подавляющем большинстве научно-исследовательских и производственных организаций, занимающихся вопросами разведки и разработки нефтяных и газовых залежей. Однако обзор их результатов трудно вместить в рамки одной лишь статьи. Поэтому современное состояние проблемы мы охарактеризуем на примере объединения Пермнефть, имеющего весьма богатую практику опытно-промышленной эксплуатации ЭВМ при подсчете запасов УВ с представлением результатов в ГКЗ СССР.
В этом объединении решение указанных задач на ЭВМ реализуется с помощью методов численной геометрии недр, т.е. таких, которые разработаны путем формализации представлений и на которых базируется раздел прикладной геологии, обычно именуемый горной геометрией или геометрией недр.
Численная геометрия недр исходит из предположения, что поле практически любой количественной геологической переменной обладает свойством локальной простоты: в ближайших окрестностях почти каждой конкретной точки поля (за исключением образующих множество нулевой меры точек, расположенных на линиях разрывов) его можно с пренебрежимо малой погрешностью описать степенным полиномом невысокого (третьего и ниже) порядка. Но при экстраполяции локально точного описания за пределы ближайших окрестностей точки, которой оно отвечает, возникает существенная ошибка, возрастающая в среднем пропорционально расстоянию экстраполяции, возведенному в степень a. Оказывается, что задавшись порядком локального полинома и коэффициентом ос, мы сразу приходим к вполне определенному алгоритму оценки значения геологической переменной в любой точке поля по значениям последней, установленным в других точках, т. е. получаем единственное решение задачи интерполяции результатов наблюдений, а следовательно, и задачи геометризации в ее наиболее простой постановке.
Кроме гипотезы локальной простоты, в численной геометрии недр большое значение имеет принцип согласования полей различных переменных на основе содержательных (геологических) соображений, который заключается в следующем: если геометризация связана с использованием данных по полям нескольких различных геологических переменных, то ее выполняют в два этапа. Вначале значения всех переменных интерполируются независимо одно от другого с помощью алгоритмов, основанных на гипотезе локальной простоты. Результаты такой интерполяции рассматриваются как «черновые» оценки и осуществляется их замена «чистовыми», носящая характер согласования независимо от полученных данных, которое выполняется, исходя из содержательных соображений, например, с учетом того, что эффективная мощность продуктивного пласта не может превышать его общую мощность, что ГВК должен находиться выше ВНК и т.д. Согласование полей в значительной мере способствует улучшению горногеометрической модели, устраняя из нее ошибки, порожденные тем, что для реального поля требование локальной простоты всегда выполняется лишь в грубом приближении.
В 1972-1977 гг. в объединении Пермнефть было разработано значительное количество программ, базирующихся на методах численной геометрии недр и успешно решающих задачи геометризации и подсчета запасов нефтяных залежей [5, 6, 8, 9]. По мере накопления опыта их практического использования старые программы заменялись новыми, более совершенными, позволяющими расширить круг решаемых задач. К началу 1978 г. все задачи геометризации и подсчета запасов реализовывались с помощью одной комплексной программы «ГЕОЛ-1» для ЭВМ «Минск-32» с графопостроителем (программисты З.М. Фахрудинова и А.С. Шарцев). Исходными данными для программы служат перенесенные на перфоленты описания полей таких геологических переменных, как абсолютные отметки кровли и подошвы продуктивного пласта, поверхностей ГВК и ВНК, мощности (эффективная, эффективная нефте- или газонасыщенная), иногда абсолютные отметки некоторой маркирующей поверхности, детально изученной сейсморазведкой или структурным бурением и приблизительно конформной кровле и подошве продуктивного пласта. Описание каждого поля имеет вид трехстолбцовой таблицы, в которой два столбца задают координаты точек наблюдения (пересечения поверхностей или пластов скважинами, сейсморазведочные пикеты и т.п.), а третий - значения одной из геологических переменных, установленные в соответствующих точках. Управление работой программы осуществляется с помощью специальной перфоленты, содержащей сведения о том, какую задачу надо решать, в какой форме выдавать результаты и какие значения а следует приписать каждому из учитываемых полей. Программа может работать в режиме построения структурных карт (с использованием данных структурного бурения или сейсморазведки, если в этом есть необходимость), а также карт эффективной, эффективной нефте- или газонасыщенной мощности и т. д. При построении карт эффективной нефтенасыщенной мощности оконтуривание залежей и чисто нефтяных зон осуществляется самой программой и одновременно выполняется расчет продуктивных объемов или запасов нефти. Результаты расчетов в виде таблиц печатаются на АЦПУ, карты в изолиниях выполняются на графопостроителе (рис. 1 и 2).
В условиях Пермского Прикамья программа «ГЕОЛ-1» и предшествовавшие ей некомплексные программы обеспечивают настолько высокое качество геометризации залежей, что объединение Пермнефть, начиная с 1973 г., систематически представляет результаты автоматизированного подсчета запасов с иллюстрирующими их картами машинного построения на рассмотрение ГКЗ СССР, встав на путь постепенного отказа от «ручных» построений н расчетов при подготовке материалов для утверждения запасов. Однако эти программы не лишены и недостатков, основными из которых, обнаруженными при их использовании, применительно к материалам месторождений Пермской области, оказались: 1) большое время счета (на геометризацию и построение всех необходимых карт по одной залежи или группе пространственно сближенных одновозрастных залежей затрачивается от 6 до 30 ч машинного времени), 2) плохая приспособленность для дифференцированной оценки запасов по зонам с различными коллекторскими свойствами [2].
Опыт применения тех же программ при подсчете запасов по отдельным залежам Татарии, Башкирии, Удмуртии, Сибири, Краснодарского края и Сахалина показал, что перечисленные недостатки не являются единственными. В условиях Сахалина, где месторождения разбиты на блоки сетью высокоамплитудных разрывных нарушений, программы вообще не могут применяться, поскольку сами они разрывных нарушений не выделяют и входов, позволяющих ввести сведения о положении разрывных нарушений, сообщаемые геологом, не имеют. По той же причине малоудовлетворительные результаты получены и по одной из залежей Башкирии.
С большим трудом (за счет ввода «сведений» по «фиктивным законтурным скважинам») удалось осуществить геометризацию некоторых залежей Удмуртии. Это показало, что программы плохо работают при малом числе законтурных скважин и высоком уровне неопределенности положения внешнего контура залежи. При геометризации одной удмуртской и одной западно-сибирской газонефтяных залежей на картах машинного построения появились серьезные ошибки в отображении строения газонефтяных зон. Анализ этих ошибок показал, что они порождены недостаточно строгим соблюдением в программе «ГЕОЛ-1» принципа расчета нефтенасыщенной мощности через разность между нефтегазо- и газонасыщенной мощностями.
Исходя из результатов проведенных экспериментов, необходимыми условиями успешного применения программы «ГЕОЛ-1» следует признать: 1) практически полное отсутствие разрывных нарушений со смещениями значительной амплитуды; 2) не слишком высокий уровень неопределенности положения внешних контуров нефтеносности, 3) вскрытие газовой шапки, если она есть, достаточно большим количеством скважин, значительная часть которых находится в газонефтяной зоне. Этим требованиям удовлетворяли все залежи, запасы по которым представлялись в последние годы объединением Пермнефть в ГКЗ СССР, чем и объясняется высокая эффективность программы применительно к условиям Пермского Прикамья. Для того чтобы опыт объединения Пермнефть получил более широкое распространение, указанные требования должны быть сняты, для чего создается программа «Плоские модели геологических полей 1» (ПМГП-1), отладка которой началась в середине 1978 г.
Программа ПМГП-1 будет реализовываться на машине ЕС-1050, что резко уменьшит время счета. В ней предусмотрены: 1) дифференцированный подсчет запасов по зонам с различными коллекторскими свойствами и с неодинаковым характером насыщения, 2) учет разрывных нарушений, сведения о положении которых будут сообщаться геологом, 3) возможность ввода дополнительных сведений о положении внешних контуров залежей при малом количестве законтурных скважин, 4) исключение возможности появления ошибок при геометризации газонефтяных зон. Предпринимались также попытки разработать алгоритм выделения и прослеживания нарушений, но пока что они не дали положительного результата, и программа ПМГП-1 будет пользоваться данными о положении и характере разрывных нарушений, сообщаемыми геологом.
Параллельно с разработкой программ геометризации и подсчета запасов нефтяных и газовых залежей в ряде организаций ведутся эксперименты по внедрению в практику подсчета запасов программ машинной интерпретации данных промысловой геофизики. Здесь особо нужно отметить опытную эксплуатацию комплекса «Самотлор-Ц2» при подсчете запасов по Ватинскому нефтяному месторождению с представлением данных в ГКЗ СССР [4]. Опытная эксплуатация другого популярного комплекса ГИК-2М [3] была реализована в конце 1977 - начале 1978 гг. объединением Пермнефть в сотрудничестве с ВНИИнефтепромгеофизикой при подготовке представляемого в ГКЗ СССР материала по подсчету запасов Гондыревского месторождения. В обоих случаях получены неплохие результаты. Единственным существенным недостатком, одинаково свойственным программам «Самотлор-Ц2» и ГИК-2М, и устранение которого, на наш взгляд, является необходимой предпосылкой широкого внедрения указанных комплексов программ в практику подсчета запасов нефти и газа, мы считаем высокую трудоемкость их настройки на условия конкретных залежей и на применяемые наборы методов промыслово-геофизических исследований.
В настоящее время в комплексах нет эффективно действующих блоков автоматической настройки на конкретные залежи и методы геофизических исследований, и она реализуется за счет создания дополнительных программ, ввода новых зависимостей, новых логических функций и фильтров, требуя больших затрат времени и труда высококвалифицированных специалистов. Такие блоки необходимо включить в состав комплексов.
В наибольшей мере потребностям подсчета запасов удовлетворял бы комплекс программ машинной интерпретации каротажа, который для каждого данного интервала разреза любой конкретной площади сам вырабатывал бы операторы перехода от промыслово-геофизических кривых к результатам их геологической интерпретации, используя в качестве материала обучения данные по отдельным скважинам-эталонам. Роль эталона может играть реальная скважина, исследованная полным набором промыслово-геофизических методов (в той или иной мере применявшихся в других скважинах той же площади и с тем же типом разреза), детально изученная по керну и в результате испытаний. При отсутствии таких скважин эталон может быть создан на основе особенно тщательной «ручной» интерпретации данных каротажа реальной скважины или сформирован по геологическому описанию типового для площади разреза, путем решения прямых задач промысловой геофизики для воображаемой скважины, вскрывшей типовой разрез. Интерпретация по эталону открыла бы хорошие перспективы для применения ЭВМ и при решении таких, пока что лишь частично алгоритмизированных или вообще не затронутых алгоритмизацией, задач, как сопоставление (корреляция) разрезов скважин, выделение и прослеживание нарушений, объединение обособленных прослоев коллекторов в продуктивные пласты. Она облегчила бы увязку программ обработки промыслово-геофизических данных с программами геометризации и подсчета запасов залежей нефти и газа, что даст возможность приступить к разработке автоматизированной системы, в едином цикле решающей все основные задачи обобщения геологической и геофизической информации, начиная от интерпретации промыслово-геофизических материалов, включая выдачу подсчетных параметров, подсчет запасов УВ с построением всех необходимых карт и кончая записью на машинные носители горногеометрических моделей залежей, необходимых для моделирования процессов разработки.
Изложенное выше позволяет сделать следующие выводы.
1. Основными направлениями в использовании ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа в настоящее время являются применение ЭВМ при интерпретации данных промысловой геофизики с целью определения подсчетных параметров, геометризация залежей с построением разного рода карт и количественная оценка запасов.
2. Для более широкого внедрения ЭВМ в практику подсчета запасов необходимо: а) оснастить комплексы машинной интерпретации промыслово-геофизических материалов блоками автоматической настройки на конкретные условия, б) существенно усовершенствовать программы геометризации и подсчета запасов залежей, обратив особое внимание на вопросы учета разрывных нарушений, дифференциации запасов по зонам с различными коллекторскими свойствами, на устранение ошибок, возникающих при слабой разбуренности газонефтяных зон и при малом количестве скважин в законтурных участках, на использование результатов геометризации при моделировании на ЭВМ процессов разработки и при управлении геологоразведочными работами.
3. По мере все более широкого применения ЭВМ при подсчете запасов будут создаваться предпосылки для формирования автоматизированных систем обработки геологической и геофизической информации, решающих весь комплекс задач по обобщению этой информации с целью оценки запасов УВ и создания моделей залежей, служащих одной из важнейших составных частей информационной базы автоматизированных систем управления технологическими процессами на уровне нефтедобывающих объединений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геометризация залежей с применением ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа и доразведке месторождений/И.X. Абрикосов, Н.Н. Марков, Ю.В. Шурубор, М. К. Ленских.-Нефтегаз. геол. и геофиз., 1975, №3, с. 22-24.
2. Жданов А.С., Стасенков В.В. Комплексное изучение коллекторских свойств продуктивных пластов. М., Недра, 1976.
3. Зверев Г.И., Труфанова Л.Д., Василевская Г.Н. Комплекс ГИК-2 программного обеспечения обработки промыслово-геофизических данных на вычислительных машинах.- В кн.: Геофизические исследования в нефтяных скважинах, испытание пластов и отбор керна. М., 1973, с. 39-48.
4. Использование ЭВМ для обоснования подсчетных параметров по комплексу промыслово-геофизических данных/Б.М. Бикбулатов, В.Г. Ингерман, Е.Г. Нежданова и др.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1978, № 1, с. 44-48.
5. Марков Н.Н., Ленских М.К., Шурубор Ю. В. Построение карт нефтенасыщенной мощности на ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1977, № 8, с. 44-47.
6. Опыт построения структурных карт с использованием программ для ЭВМ «Минск- 32»/Ю. В. Шурубор, Н.Н. Марков, 3.М. Фахрудинова, М.К. Ленских. - Нефтегаз, геол. и геофиз., 1975, № 3, с. 5-8.
7. Опыт применения корреляционного метода подсчета запасов нефти и газа в карбонатных коллекторах с помощью ЭЦВМ/ К.Б. Аширов, И.X. Абрикосов, В.И. Кучеренко и др.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1974, № 1, с. 37-41.
8. Опыт учета анизотропии геологических полей с целью повышения точности структурных карт машинного построения/ Ю.В. Шурубор, Н.Н. Марков, Г.Л. Русанова и др.-Нефтегаз, геол. и геофиз., 1976, № 8, с. 48-49.
9. Оценка объема нефтегазонасыщенных пород с помощью ЭЦВМ/Ю.В. Шурубор, Н.Н. Марков, Г.Л. Русанова, А.С. Шарцев.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1974, № 7, с. 2-6.
Поступила 25/IX 1978 г.
Рис. 1. Фрагмент структурной карты, построенной программой «ГЕОЛ-1»
Рис. 2. Фрагмент карты эффективной нефтенасыщенной мощности, построенной программой «ГЕОЛ-1»
