автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Создание методики определения сходства нефтесодержащих пластов при выделении эксплуатационных объектов

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ РФ РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА

РГ8 ОД

11 НОВ 1986 На правах рукописи

УДК 622.276

ПОНОМАРЕНКО ЕВГЕНИЯ МИХАЙЛОВНА

СОЗДАНИЕ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СХОДСТВА НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ ПРИ ВЫДЕЛЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

Специальность 05.15.06 - разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва, 1996

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа им. U.M. Губкина Российской Академии Наук и Государственного комитета по высшему образованию (ИПНГ РАН).

Научный руководитель - д.т.н. Еремин H.A.

Официальные оппоненты - Д.т.н., проф. Лысенко В.Д.

к.т.н. Давыдов A.B.

Ведущее предприятие ТатНИПИнефть

Защита состоится "■(¿"НД-Ufut-1996 г. b"J5" час."00"мин. в ауд. № Ш на заседании диссертационного совета К.053.27.08 по защите диссертации на соискание ученой степени кандидата наук по адресу:

117917, ГСП-1, г.Москва, Ленинский проспект, дом 65, Государственная Академия нефти и газа им. И.М. Губкина.

С диссертацией можно ознакомиться в научном фонде библиотеки Государственной Академии Нефти и Газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан " ^ " fa'MliOirflitA 996 г.

Ученый секретарь диссертационного совета ¿Г ^ кандидат технических наук, доцент М/-1-^ А.О.Палий

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

В настоящее время вводятся в разработку и эксплуатируются в основном многопластовые месторождения нефти, которые характеризуются неопределенностью и неполнотой информации о пласте. Разработка многопластовых месторождений сопровождается рядом негативных факторов, среди которых следует выделить следующие: снижение текущей и конечной нефтеотдачи по пластам и в целом по месторождению; неравномерная выработка запасов нефти по разрезу и простиранию; увеличение темпов обводненности продукции. Контроль и регулирование процессов разработки многопластовых месторождений представляют собой сложную задачу. Одной из главных причин проявления вышеуказанных факторов является неоднородность строения залежей и свойств пластовых флюидов. Каждый из пластов характеризуется своими условиями осадконакопления, набором литологических и петрофизических параметров, свойствами жидкостей. Объединение пластов с близкими характеристиками в один эксплуатационный объект (ЭО) позволяет в значительной мере сгладить неблагоприятные факторы, сопутствующие разработке нефтяных месторождений. Проблема выбора эксплуатационного объекта является одной из наиболее трудных и слабоформализуемых задач разработки месторождений нефти и газа. От того, насколько качественно решена эта задача, существенным образом зависят технико-экономические показатели разработки многопластовых м есторождений.

Таким образом, диссертационная работа по определению сходства пластов в задаче выбора эксплуатационных объектов в условиях нечеткости и расплывчатости информации является весьма актуальной.

Работа выполнялась в соответствии с тематическими планами фундаментальных и поисковых работ Института проблем нефти и газа РАН в 1991-1995 гг. и связана с государственной научно-технической программой (ГНТП) на 1991-1995 гг. и прогрессивными технологиями комплексного

освоения топливно-энергегических ресурсов недр России (ГНТП "Недра России").

Цель работы.

Целью данной работы является создание методики определения сходства пластов при выделении эксплуатационных объектов на основе многокритериального подхода и теории нечетких множеств в условиях ограниченности и неопределенности исходной геолого-промысловой информации.

Основные задачи исследования.

Настоящая диссертационная работа направлена на решение следующих основных задач:

1. Анализ существующих методических подходов к задаче выделения эксплуатационных объектов для многопластовых нефтяных месторождений;

2. Разработка методики определения сходства пластов на основе теории нечетких множеств и подготовки рекомендаций как по объединению их во вновь вводимые эксплуатационные объекты, так и по разукрупнению эксплуатационных объектов, находящихся на стадии разработки;

3. Создание компьютерного программного обеспечения по оценке сходства пластов для выделения эксплуатационных объектов на нефтяных месторождениях с большим фондом скважин;

4. Разработка алгоритма определения сходства пластов па многопластовых нефтяных месторождениях с помощью знаковой интерпретации.

Методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались методы теории разработки нефтяных месторождений, теории нечетких множеств, теория принятия решений и системный анализ.

Научная новизна.

Разработана методика оценки сходства пластов, позволяющая давать рекомендации не только для объединения пластов в объекты эксплуатации, но и для разукрупнения эксплуатационных объектов в сложных пластовых системах на основе теории нечетких множеств.

Создан пакет программ, предназначенный для вычисления сходства пластов по разрезу и простиранию залежи для последующего выделения эксплуатационных объектов.

Уточнена структура факторов, влияющих па выделение эксплуатационных объектов в разрезе и по простиранию многопластовой залежи.

Разработан алгоритм оценки сходства пластов при выделении жен.чуа кщионных обьектои на основе знаковой интерпретации.

Практическая ценность и внедрение результатов работы

Результаты научных исследований Пономаренко Евгении Михайловны в определении сходства горизонтов для задачи выделения эксплуатационных ' объектов на основе теории нечетких множеств были использованы:

а) при составлении "Отчета по технико-экономическому обоснованию проекта разработки месторождения "А" Среднего Востока " в 1995 году;

б) при составлении "Отчета по технико-экономическому обоснованию проекта разработки месторождения "В" Среднего Востока" в 1996 году;

в) в учебном процессе при чтении лекций и проведении семинарских занятий по разделу "Выбор эксплуатационных объектов" в ГАНГ им. И.М. Губкина и Институте повышения квалификации специалистов нефтяной и газовой промышленностей.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы доложены:

- на VII Европейской конференции по МПН/МУН (ноябрь 1993 г.);

- на семинаре секции разработки месторождений углеводородов в ИПНГ РАН

(декабрь 1994 г.);

- на семинарах лаборатории ьечетко-стохастического моделирования (октябрь 1992 г., ноябрь 1994 г.);

- на семинаре кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (апрель, 1996 г.);

- на совместном заседании методического совета отделов разработки, повышения нефтеотдачи пластов и промысловой геологии в ТатНИПИнефть (июнь, 1996 г.);

- на совместном заседании лабораторий нечетко-стохастического моделирования, научных основ методов повышения нефтеотдачи, газонефтеконденсатоотдачи, физико-геологических проблем нефтеотдачи ИПНГ РАН (июль, 1996 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 6 статей. Основные положения диссертации отражены в научных отчетах.

Объем работы

Диссертация состоит из четырех глав и выводов, содержит_страниц

машинописного текста, 16 таблиц и 33 рисунка. Список использованной литературы включает 87 наименований.

Автор считает своим долгом выразить глубокую благодарность сотрудникам лаборатории нечетко-стохастического моделирования ИПНГ РАН, ученым и специалистам, принимавшим участие в экспертном опросе за консультации, ценные советы и помощь, оказанные при подготовке диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении описаны актуальность темы диссертации, цель исследований, научная новизна, теоретическая и практическая ценность и результаты работы.

В первой главе проведен анализ подходов к решению задачи выделения эксплуатационных объектов (ВЭО) с яомеша возникновения нефтяной и газовой промышленности в России и рассмотрен ряд существующих методик.

Анализ этих методик показал следующее. Особенностями методических подходов к выбору эксплуатационных объектов является то, что они используют математический аппарат, основанный на детерминированной закономерности изменения признаков. Тогда как при выборе объекта эксплуатации приходится иметь дело с нечеткой информацией о пласте, для которой необходим адекватный математический аппарат, позволяющий с ней работать, а именно, - теория нечетких множеств. Большинство из рассмотренных выше методик предназначено для работы с усредненными характеристиками по пластам без учета их изменения по площади и разрезу. Не все методические подходы учитывают то, что факторы имеют различную метрику. Для определения сходства пластов при их объединении в эксплуатационный объект приходится учитывать несколько групп факторов, различных по своей природе: геологические, технологические, технические, экономические, экологические. Каждая группа факторов включает в себя комплекс признаков. Отсюда вытекает необходимость создания многокритериальной методики определения сходства пластов при выборе эксплуатационных объектов на основе теории нечетких множеств.

Эта работа существенным образом опирается на научные разработки по проблеме выделения эксплуатационных объектов таких ученых, как: К.Б. Аширов, Н.Е.Быков, Ш.К. Гиматудинов, Л.Ф.Дементьев,

Р.Н.Дияшев, Н.А.Еремин, Ю.П. Желтов, А.Б.Золотухин, М.М.Иванова, В.Г. Каналин, А.П. Крылов, В.Д. Лысенко, М.И. Максимов, М.Ф. Мирчинк, И.М. Муравьев, Г.П. Ованесов, М.М. Саттаров, Ф.А. Требин, Э.М. Халимов, В.Н. Щелкачев и др.

Напомним, что эксплуатационным объектом или объектом эксплуатации называется один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

Во второй главе изложены основные принципы рационального выделения эксплуатационных объектов на основе результатов анализа объединения продуктивных пластов в ЭО. Уточнены основные цели, которые ставятся при ВЭО:

• минимизация количества приобщаемых и возвратных пластов, что сокращает сроки освоения месторождений и повышает эффективность использования капиталовложений;

• оптимальное извлечение нефти и газа из ЭО;

• получение максимального экономического эффекта;

• достижение максимально высокого качества товарной продукции;

• сведение к минимуму экологических последствий.

Для того, чтобы достичь поставленные цели, в первую очередь необходимо решить: каким образом будут сочетаться пласты в ЭО. В данной работе предлагается определить сходство пластов для возможного объединения ! их в ЭО, на основе ТНМ. Также представляется очень важным рассмотреть ВЭО не только как объединение пластов в ЭО на начальной стадии проектирования разработки нефтяных месторождений, но и как разукрупнение ЭО в более поздние сроки РНМ. Таким образом, постановка задачи определения сходства нефтесодержащих пластов при ВЭО заключается в следующем - из всех возможных вариантов объединения пластов в эксплуатационный объект рекомендуется такой вариант, при котором пласты характеризуются максимальным сходством и при этом в наибольшей степени достигаются поставленные цели.

В этой же главе определено структурное пространство признаков, служащих базой для выделения эксплуатационных объектов, на основании анализа литературных источников и обработки экспертных данных. Факторы, которые необходимо учитывать при ВЭО, разделены на четыре группы:

• I - геолого-физическая,

• II - технико-технологическая,

• Ш - экономическая,

• IV экологическая,

Структура факторов, влияющих на выбор эксплуатационных объектов

Геолого-физические Технико-технологические Экономические Экологические

Факторы, характеризующие продуктивный пласт Физико-химические свойства пластовых флюидов

тип залежи; структурные особенности; режим залежи; площадь нефтеносности; балансовые запасы нефти; положение ВНК; начальное пластовое давление; начальная пластовая температура; тип коллектора; расчлененность; нсфтснасыщснная толщина; глубина залегания; проницаемость; пористость; нсфтснасыщснность химический состав нефти вязкость и плотность нефти, газа и воды в пластовых условиях; вязкость и плотность нефти, газа и воды в поверхностных условиях; состав пластовой воды способ эксплуатации; возможность или невозможность одновременно-раздельной эксплуатации; обводненность продукции; содержание мехпримесей; продуктивность скважин; приемистость скважин; предельные депрессии; предельные репрессии; темпы отбора затраты (капитальные и эксплуатационные ); чистый дисконтированный доход затраты (капитальные и эксплуатацион ные) на экологию

и каждую из которых входит свой комплекс признаков (см.табл. 1).

В третьей главе освещаются:

а) основные этапы методики оценки сходства пластов на основе теории нечетких множеств;

б) алгоритм определения сходства пластов с использованием знаковых структур при выделении эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях.

Прежде чем перейти непосредственно к описанию методики, необходимо коротко остановиться на основных положениях теории нечетких множеств. Нечеткий ("расплывчатый") подход в задаче выделения эксплуатационных объектов особенно эффективен в случае, когда какие-либо данные отсутствуют, неясны или субъективны. В данной работе предлагается использовать теорию нечетких множеств в оценке степени близости пластов для выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях.

В основе теории нечетких множеств лежит концепция нечеткости, которая используется как альтернатива концепции случайности центрального аспекта теории вероятности. В отличие от обычных множеств нечеткое множество допускает частичную принадлежность множеству. Нечеткое множество А = {(х,ц(х))} определяется математически как совокупность упорядоченных пар, составленных из элементов универсального множества X и соответствующих степеней принадлежности ц(х) или непосредственно в виде : X [0,1]. Под функцией принадлежности большинством исследователей понимается "некоторое невероятностное субъективное измерение нечеткости". Лингвистическая переменная - это такая переменная, которая задана на некоторой количественной шкале и которая принимает значения в форме слов или словосочетаний. Она служит для формализации качественной информации об эксплуатационном объекте, полученной в результате опросов экспертов. Лингвистическая переменная описывается набором <Х, Т(Х), и, в, М>, где

Х - название лингвистической переменной,

Структура признаков для ВЭО, описанных с помощью лингвистических переменных

Глобальная группа факторов Локальный фактор Количественный критерий, представленный в виде лингвистической переменной Символьный вид лингвистической переменной

Геолого-физическая Площадь залежи Извлекаемые запасы Начальное пл. давление Расчлененность Эф. нефтенас. толщина Нефтенасыщенность Глубина залегания Проницаемость Пористость Вязкость нефти Содержание НгБ Содержание Са-Мя солей "соотношение площадей" "соотношение запасов" "соотношение нач. пл. давлений" "соотношение расчлененностей" "соотношение эф. нефтенас. толщин" "соотношение нефтенасыщенностей" "разница глубин залегания" "соотношение проницаемостей" "соотношение пористостей" "соотношение вязкостей нефти" "соотношение содержаний ШБ " "соотношение содержаний Са-Мй солей" {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"очень близкая", "близкая", далекая"} {"очень близкое", "близкое", далекое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"очень близкое", "близкое"."далекое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"}

Технико тсхноло гичсс-кая Продуктивность скважин Депрессия Содержание мех.примесей Обводненность "соотношение продуктивностей скважин" "соотношение предельных депрессий" "соотношение содержаний мех.примесей" "соотношение обводненностей скважин" {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"} {"далекое", "близкое", "очень близкое"}

Т(Л') - обозначает терм-множество лингвистической переменной Л', т.е. множество названий лингвистических значений переменной X, каждое из которых является нечеткой переменной X со значениями из универсального множества и с базовой переменной и; С - синтаксическое правило в форме грамматики, которое порождает название X значений переменной Х\

М - семантическое правило, ставящее в соответствие каждой нечеткой переменной X ее смысл М(Х), т.е. нечеткое подмножество М(Х) универсального множества и. Конкретное название X, порожденное синтаксическим правилом С, называется термом.

Предлагаемая методика определения сходства пластов на основе ТНМ состоит из следующих этапов.

Первый этап включает в себя лингвистическое описание признаков, с помощью которых определяется сходство пластов при ВЭО. Для того, чтобы количественно оценить сходство пластов по комплексу характеристик, предлагается использовать не признаки, как таковые: пористость, проницаемость и др., а их отношения ("соотношение пористостей" и т.д.), которые в свою очередь описываются с помощью лингвистических переменных. Каждой составляющей лингвистической переменной ставится в соответствие количественный интервал изменения признака на основании обработки экспертной и статистической информации. В табл.2 приведены количественные критерии, описанные с помощью лингвистических переменных. Нетрудно заметить, что лингвистические переменные в табл.2 имеют два вида: "соотношение" и "разница". Те лингвистические переменные, которые задаются как "соотношения" (например, "соотношение пористостей", "соотношение коэффициентов песчанистости" и т.д.), рассматриваются в интервале [0,1], кроме "соотношения проницаемостей" и "соотношения вязкостей", которые имеют интервал изменения [1,10].

Второй этап - построение функций принадлежности количественных критериев для термов "далекое", "близкое", "очень близкое". Построение

функции принадлежности проводилось для следующих количественных критериев: "'соотношение нроницаемостей", "соотношение вязкостен нефти", ""соотношение пористостей", ""соотношение коэффициентов

нефтенасыщенности", "соотношение эффективных нефтенасыщенных толщин", "соотношение коэффициентов песчанистости", "соотношение содержания сероводорода", "соотношение площадей залежей", "соотношение начальных пластовых давлений", "'соотношение средних значений промежуточных толщ", ""разница глубин залегания". Для построения функций принадлежности использовались результаты статистического анализа по 200 месторождениям (Краснодарского края, Волгогорадской области, Башкирии, Татарии, республики Коми и т.д.).

Третий этап - это обоснование системы правил ВЭО. Форма представления знаний по ВЭО зависит как от сложности нефтяной залежи, так и от знаний специалистов в области геологии, геофизики, разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, литологии. Знания, полученные от экспертов, делятся на фактические знания и правила (знания для принятия решения). В нашей работе правила сформулированы на основе статистической информации. Сравнение пластов и выбор эксплуатационных объектов рассматриваются как многокритериальные процессы принятия решений. Поскольку факторы, влияющие на выбор ЭО, представляют собой структуру, то и правила формируются согласно этой структуре. В таблице 3 приведена структура правил определения сходства или "близости" пластов и выделения их в ЭО для терм-множества "очень близкое".

Сформулировав структуру правил, согласно которым можно сравнивать пласты по комплексу признаков и проводить выделение эксплуатационных объектов, можно перейти к последнему - четвертому этапу.

Четвертый этап состоит из двух процедур: 1) оценка сходст ва пластов по разрезу; 2) сравнение пластов по их простиранию для последующего выбора ЭО. На основе созданных процедур были составлены алгоритмы выделения пластов в ЭО, приведенные ниже.

Таблица 3

Правила сравнения пластов и выделения "очень хорошего" эксплуатационного объекта

Правила

1.1 Если

для соотношения площадей нефтеносности ^(Хб^хх & для соотношения балансовых запасов ц(Хо)>а & для соотношения давлений" |!(ХрПл)>а & для соотношения коэффициентов расчлененности ц(Хкр )>а & для соотношения эф. нефтенасыщенных толщин ц(Х|иф )>а & для соотношения коэфф-в нефтенасыщенности |1(Хкн)>а & для соотношения проницаемостей ц(Хкпр)>а * & для соотношения пористостей ц(Хт )>а & для соотношения коэффициентов песчанистости ц(Хк» )>а & для соотношения вязкостей нефти ц(Хц)>а * & для соотношения содержания сероводорода ц(Хн2з)>а & для разницы глубин залегания" црСь)>а, то (V) пласты будут "очень близкими" и (V) ЭО будет "очень

хороший" относительно геолого-физических факторов._

2."Если

по (3) геолого-физическим факторам & по (3) технико-технологическим факторам между пластами достигнуто наибольшее сходство, то (V) выделенный объект - "очеиь хороший" по указанной группе факторов._

Примечания

1.cc - пороговое значение степени принадлежности терм-множеству "очень близкое", в данной методике принято равным 0,5.

2. * - соотношения проницаемостей и вязкостей определяются в пределах одного класса . Например, соотношение вязкостей нефти в классе маловязкая нефть и т.д.

1.2 Если

соотношение дебитов ц(Хч)>а & соотношение продуктивностей ц(Хк )>а,

то (V) пласты будут "очень

близкими" и (V) ЭО будет "очень хороший" относительно технико-технологических факторов

Алгоритм I стадии оценки сходства пластов по ралн'зу заложи. Этап 1. Определение среднеарифметических значений признаков по пластам. Шаг 1. Цикл по пластам. Шаг 2. Цикл по признакам. Шаг 3. Цикл по скважинам.

Шаг -4. Определение среднеарифметических значении признаков по пластам.

Этап 2. Построение диаграмм "близости" пластов для терма I - "очень близкие пласты".

Шаг 1. Цикл по i-ым пластам. Шаг 2. Цикл по j-ым пластам, ШагЗ. Цикл по признакам.

Шаг 4. Определение "соотношения пористостей", "соотношения эффективных нефтенасыщенных толщин", "соотношения проницаемостей", "соотношения вязкостей" и т.д. Шаг 5. Определение "разницы глубин".

Шаг 6. Определение степеней принадлежности лингвистических переменных сравниваемых пар пластов терму I - "очень близкие пласты".

Шаг 7. Нахождение min степеней принадлежности по рассматриваемым признакам.

Шаг 9. Построение диаграмм "близости" пластов для терма I - "очень близкие пласты".

Этап 3. Оценка "сходства" пластов по среднсарифмешческим признакам и выбор ЭО.

Как видно из алгоритма I, на первой стадии используются средние значения признаков по пластам. После определения сходства пластов по усредненным характеристикам в расчетах используется алгоритм II для оценки сходства пластов по скважинам.

Алгоритм II стадии оценки сходства пластов по простиранию. Шаг 1. Цикл по ЭО.

Шаг 2. Цикл по скважинам.

Шаг 3. Цикл по i-ым пластам.

Шаг 4. Цикл по j-ым пластам

Шаг 5. Цикл по признакам.

Шаг 6. Определение "соотношения пористостсй", "соотношения проницаемостей", "соотношения вязкостей", "соотношения эффективных нефтенаыщенных толщин"и т.д. Шаг 7. Определение "разницы глубин". Шаг 8. Нахождение степеней принадлежности терму I -"очень близкие пласты". End Шаг 5.

Шаг 9. Нахождение min среди среди степеней принадлежности по признакам для рассматриваемой пары пластов. End Шаг 4.

Шаг 10. Определение min для рассматриваемой пары пластов. End Шаг 3.

Шаг 11. Определение min степени принадлежности по пластам в скважине. End Шаг 2.

Шаг 12. Построение карт степеней сходства пластов, входящих в ЭО. End Шаг 1.

На этом четвертый этап заканчивается. Предложенный подход не только не отрицает традиционные методы, основанные на теории вероятности, но и допускает их сочетание при прогнозировании РНМ. Этот метод предполагает соотнесение вновь полученной промысловой и геологической информации с известной с целью определения уровня сходства.

Далее приводится алгоритм формирования знаковых структур, основанный на методике вычисления интегрального сходства объектов по совокупности признаков и выбора порогов сходства с целью выделения эксплуатационных объектов. Пусть имеется п пластов, обладающих М геолого-

физическими признаками. Необходимо распределить и пластов по ЭО так, чтобы в каждом ЭО оказались пласты, наиболее сходные друг с другом по совокупности К выбранных признаков (К < М). В математическом моделировании каждый пласт а; представляется как вектор признаков:

где / = I./г; у = 1, н; / * у;

Р' - значение признака ¡-го пласта, среди которых можно использовать любое подмножество {Рк'} для сравнения пластов между собой. Значения признаков выражены количественным образом. Пласты сравниваются между собой по комплексу выбранных признаков. Вводится функция сходства пластов Г по совокупности К выбранных признаков. При этом сами признаки Р|" и Рй (1=\,К) нормируются на максимальный интервал изменения, и им приписываются соответствующие величины из интервала |0,1]. Для двух пластов ¡нищ, сходство которых устанавливается с точностью до К признаков функция сходства имеет вид:

1 ^ Щ-Ц!

где Р|' и Рр - нормированное значение 1-го признака, соответственно, в ¡-ом и ^ ом пластах; Рта\|' и Ртт|' - соответственно, максимальное и минимальное значения 1-го признака по всем пластам. В результате каждой паре пластов а: и а; будет поставлено в соответствие число от 0 до 1, характеризующее интегральное сходство пластов по К выбранным признакам. На основе значений Г сходство пластов и щ будет интерпретироваться как результат объективной оценки сходства пластов, а не как субъективная оценка экспертов-специалистов. Далее вводится знаковая интерпретация сходства пластов путем выбора порогов сходства. Пусть задан один порог сходства а. Тогда неравенство 0 < 1 < а характеризуется отрицательным знаком сходства, а пласты а; и а} считаются не сходными по К признакам. Если выполняется неравенство а < Г < 1, то пласты а; и а; считаются сходными и знак сходства будет положительным. Для того, чтобы более подробно оценить сходство

пластов, задают два пороговых значения сходства а и ß. Тогда рассматриваются интервалы:

знак сходства интервалы О ^ fji < а О а < fjj < ß

+ ß < ГИ < 1

т.е. вводится диапазон индифферентности (ДИ). Значение функции сходства (или близости) в этом диапазоне свидетельствует об индифферентности к сходству по К выбранным признакам (при а = ß справедлив случай, рассмотренный с одним порогом сходства). Все выше сказанное реализуется в виде алгоритма III.

Алгоритм III определения сходства пластов с использованием знаковых

структур

Этап I. Приведение значений признаков, характеризующих пласты, к нормированному виду. Шаг 1.1 Цикл по пластам.

Шаг 1.2 Цикл по признакам.

Шаг 1.3 Определение нормированных значений признаков. End Шаг 1.2 End Шаг 1.1

Этап 2. Определение функций сходства, выбор порогов и определение знаки интервалов сходства между пластами. Шаг 2.1 Цикл по i-ым пластам.

Шаг 2.2 Цикл по j-ым пластам, izj.

Шаг2.3 Вычисление интегральной функции сходства. Шаг 2.4 Выбор порогов и определение знаков интервалов. End Шаг 2.2 End Шаг 2.1

Этап 3. Выбор эксплуатационных объектов.

Эюг алгоритм был создан с целью сравнения результатов, полученных по новом меюдике.

В четвертой главе описываются результаты расчетов по предложенной методике на двух примерах:

- Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения в Татарии. Здесь решается задача сравнения пластов эксплуатационного объекта, состоящего из десяти пластов, с целью его возможного разукрупнения;

- месторождения "А" Среднего Востока, в состав которого входит шесть крупных горизонтов, где определяется сходство семнадцати пластов для объединения их в эксплуатационные объекты.

Пример .У»1. Горизонты Бо, 0[, Эц Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения представляют собой единый объект эксплуатации. Пласт О! состоит из восьми пластов: "а", "61", "62", "63", "в", "г[", "Г2+3", "д". Стоит задача: определить сходство пластсщ и горизонтов, на основе чего выделить ЭО на Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения. Все приведенные расчеты производились на основе базы данных по Миннибаевской площади. Расчеты проводились согласно методике, поэтапно. Сходство пластов определялось по пяти признакам, имеющимся в базе данных: пористости, абсолютной проницаемости, начальной нефтенасыщенности, глубине залегания, эффективной нефтенасыщенной толщине. По остальным имеющимся в базе данных признакам (пластовая температура, вязкость пластовой нефти и др.) различий не наблюдалось. Они описываются с помощью лингвистических переменных. Для определения сходства пластои были взяты количественные критерии: "соотношение пористостей", "соотношение проницаемостей", "соотношение эффективных нефтенасыщенных толщин", "соотношение коэффициентов нефтенасыщенности", "разница глубин", описанные как лингвистические переменные с помощью терм-множеств "очень близкое", "близкое", "далекое". После этого были построены функции принадлежности лингвистических переменных терм-множествам "очень близкое", "близкое", "далекое".

Применительно к условиям Миннибаевской плошали была уточнена система

правил определения сходства пластов при ВЭО.

Результатом 1 стадии оценки по описанной выше процедуре явилось построение диаграмм сходства каждого из пластов с другими пластами (см.рис. 1). Результатом II стадии оценки явилось построение карт успешности выделения эксплуатационных объектов по площади (см. рис.2). Анализ диаграмм показал, что наиболее сходными по своим характеристикам оказались пласты: Эо, "а", "б|", "62", "бз", " гГ (2, 5, 6, 7, 9, 14), составляющие первую группу пластов, и пласты: "в", "гг+з", "д" (И, 17, 22), составляющие вторую группу пластов. У пласта (25) сходство с другими пластами очень низкое. Следовательно, разукрупнение ЭО возможно провести следующим образом: Оо, "а", "6Г, "б2", "бз", " г," - первый ЭО, "в", "гг+з", "д" - второй ЭО, Бп - третий ЭО. Построенные карты успешности служат двум целям: а) при разукрупнении эти карты необходимы для определения местоположения дополнительного фонда скважин, которые будут эксплуатировать пласты раздельно (по объектам); б) в случае рассмотрения задачи объединения пластов в единый ЭО эти карты позволят определить местоположение скважин, вскрывающих эти пласты.

Пример №2. Месторождение "А" Среднего Востока содержит шесть крупных горизонтов. Четвертый горизонт представляет собой структуру, состоящую из трех самостоятельных пластов, которые по своим запасам сопоставимы с выше- и нижележащими горизонтами. Поэтому при сравнении каждый из этих трех пластов рассматривался на уровне горизонтов. Кроме того, шестой горизонт - это мощная толща, имеющая сложное строение: в его состав входит десять пластов. Основное его отличие от вышележащих горизонтов состоит в том, что нефть, содержащаяся в нем, имеет повышенное содержание серы. Этот горизонт рассматривался отдельно. В общей сложности месторождение состоит из семнадцати пластов, характеризующихся неоднородностью, различием фильтрационно-емкостных свойств и т. д. Поэтому задача выбора эксплуатационного объекта на данном месторождении особенно актуальна. На месторождении пробурено всего пять разведочных

0.96 0.9в

5 6 7 9 11 14 17 22 25

Рис. 1 Диаграмма сходства пласта "Оо" с другими пчастами Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения, где: 2 - Оо, 5 -."а", 6 - "б]", 7 - "62", 9-"63", 11-"в", 14 -" г[", 17-"г2+з". 22-"д", 25-02-

Рис. 2 Карта успешности объединения пластов (2, 5, 6, 7, 9, 14) в первый эксплуатационный объект Миннибаевской площади.

Условные обозначения: 2 - Do, 5 - "а", 6 - "6Г, 7 - "62", 9 - "бэ", 14 - " л"; значения степеней принадлежности I - 0,001-0,2; II - 0,2-0,4; III - 0,4-0,6; IV -0,6-0,8; V-0,8-1,0.

скважин. Для удобства в расчетах была проведена нумерация горизонтов: I -№1; И - №2; III - №3; IV - три пласта: №4, №5, №6; V - №7; VI - №8 - десять пластов (№8-1 - №8-10). С целью достижения высоких технико-экономических показателей (ТЭП) разработки месторождения "А" Среднего Востока поставлена задача возможного выделения горизонтов со сходными геолого-физическими характеристиками в единый эксплуатационный объект. Расчеты проводились по двум методикам: методике определения сходства пластов при выборе эксплуатационных объектов на основе теории нечетких множеств; методике определения сходства пластов на основе знаковых структур.

В расчетах использовалась только I стадия оценки. Как было отмечено, на месторождении "А" было пробурено всего пять скважин в конце 70-х -начале 80-х годов. Многие данные по скважинам отсутствуют, утеряны, поэтому часть параметров была взята по аналогии с другими месторождениями данного региона. Вычисления проводились поэтапно по двум группам факторов: геолого-физической и технико-технологической. Расчеты позволили выявить три возможных варианта ВЭО. В первом варианте предусматривается переход с нижележащих горизонтов на вышележащие.

Во втором варианте предлагается рассмотреть объединение карбонатных горизонтов в первом эксплуатационном объекте и терригенных горизонтов - во втором эксплуатационном объекте.

В третьем варианте карбонатные горизонты объединены в первый ЭО, а терригенные горизонты предлагалось разделить на два самостоятельных объекта. Это объясняется, во-первых, большой разницей глубин между четвертым и шестым пластами; во-вторых, отсутствием непроницаемой перемычки между шестым пластом и нижележащим терригенным горизонтом. На основании проведенных расчетов по геолого-промысловым и технико-технологическим характеристикам пластов самый глубокозалегающий карбонатный горизонт рекомендовалось разбить на два эксплуатационных объекта: в первый из них предлагалось включить три вышележащих пласта. Все остальные пласты этого горизонта - во второй эксплуатационный объект.

О С II О В II Ы Е В Ы ВОД Ы

Если традиционные подходы опираются на применении математических средств, основанных на детерминированной закономерности изменения признаков, и использовании усредненных характеристик, то в настоящей работе предлагается новая методика определения сходства пластов при выборе эксплуатационных объектов на основе теории нечетких множеств. В условиях неточности и ограниченности исходных данных сформулирована постановка задачи оценки сходства нефтесодержащих пластов при выборе объектов эксплуатации.

Определено структурное пространство признаков, служащих базой для выделения эксплуатационных объектов. На основе теории нечетких множеств построены функции принадлежности для рассматриваемых признаков и сформулирована система правил для оценки сходства пластов.

Созданы алгоритмы и пакет программ, предназначенные для определения сходства пластов по разрезу и простиранию залежи. Новая методика позволяет учесть неточность и неполноту геолого-промысловой информации, более обоснованно подойти к решению задачи оценки сходства пластов, что в конечном итоге повышает качество и надежность проектных решений.

Предложены рекомендации по разукрупнению эксплуатационного объекта Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения, находящегося на стадии разработки, которые совпали с экспертными оценками геологов-промысловиков.

Разработан алгоритм по определению сходства пластов с помощью знаковых структур. Проведенные по нему вычисления для Миннибаевской площади показали совпадение с расчетами по новой методике, что доказывает правомерность использования теории нечетких множеств в рассматриваемой задаче.

Результаты научных исследований в рамках тематики диссертации вошли в Технологические схемы месторождений "А" и "В" Среднего Востока.

ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ СЛЕДУЮЩИЕ

1. Теория нечетких множеств в выборе методов воздействия на нефтяные пласты. - Нефтяное хозяйство. - 1991. - №3. - С.21-23./В соавторстве с А.Б. Золотухиным, H.A. Ереминым, Л.Н. Назаровой/.

2. Multicriterial approach to EOR/IOR methods application analysis in reservoir engineering projects IIProc. VII Europ. Symp. on IOR, 27-29 Oct. 1993, Russia. Moscow, Vol. 1. P.52-60. / Basnieva I.K., Eremin N.A., Judovina E.F./

3. Знаковые структуры при выделении эксплуатационных объектов. -Нефтяное хозяйство. - 1994. - №8. - с.35-37. /В соавторстве с H.A. Ереминым/.

4. Лингвистическое описание параметров при выделении эксплуатационных объектов,- ВНИИОЭНГ- "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений". 1994. - № 5-6. - с.52-56 /В соавторстве с H.A. Ереминым/.

5. Методика определения сходства нефтесодержащих пластов в задаче выделения эксплуатационных объектов. - Нефтяное хозяйство. - 1996. - №7. -с.42-44. /В соавторстве с H.A. Ереминым/.

6. Апробация методики определения сходства нефтесодержащих пластов в задаче выделения эксплуатационных объектов на реальных месторождениях.-ВНИИОЭНГ. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений". 1996. - № 11 /В соавторстве с H.A. Ереминым/.

РАБОТЫ:

Соискатель

Е.М.Пономаренко

Заказ / 70 Тарах ¿0 экз.

Отдел оперативной полиграшин ГАНГ им.П.'.{.Губкина