Патенты автора Трегуб Семен Леонидович (RU)
Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения. Технический результат - повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Изобретение позволяет для маркеров, выбранных в качестве начального решения, вычислить такие глубины маркера на каждой скважине, которые обеспечивают наилучшую суммарную корреляцию. Для каждого маркера, входящего в набор, определяется функционал, представляющий собой сумму коэффициентов корреляции комплекса методов ГИС для пар скважин, расположенных не далее заданного расстояния друг от друга. Для этого функционала вычисляются частные производные ,и полученный таким образом вектор сглаживается и используется для нахождения большего значения функционала на некотором отрезке вдоль этого вектора. Если большего значения не найдено, то последнее положение отметок маркера считается решением задачи, а если найдено, то производится сглаживание точки решения и процесс повторяется снова. На каждой итерации алгоритма производится сортировка глубин маркеров. 3 н.п. ф-лы, 9 ил.
Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным. Техническим результатом является повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Метод позволяет для маркера, уже имеющего отметки на некоторой, называемой опорной, группе скважин, вычислить их для скважин из другой группы. Для каждой скважины W, на которой ищется значение глубины маркера, выбираются скважины опорной группы, отстоящие от скважины W на заданном расстоянии, и среди них выбирается скважина с наибольшим значением коэффициента корреляции, при этом точка, в которой этот максимум достигается, назначается искомой отметки маркера. С помощью проверяющих тестов осуществляют поиск скважин, в которых функция корреляции меньше, чем максимальное значение коэффициента корреляции, а коэффициент качества корреляции больше, чем максимальное значение коэффициента корреляции. После чего добавляют найденную скважину к опорной группе скважин. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.
Изобретение относится к области моделирования нефтегазовых месторождений. Сущность: определяют решетку модели с заданным шагом и предельно допустимой величиной на координатной сетке (1). Задают управляющие параметры поверхностей относительно шага решетки (2). Определяют набор поверхностей решетки относительно ее шага (3). Определяют область, в которой определена поверхность, и добавляют узлы решетки, в которых поверхность не определена (4). Задают параметры кубов сейсмических атрибутов - p, q, задают координаты вновь добавленного узла - X, Y, задают координаты соседнего узла - x, y, в котором поверхность определена, и задают параметр глубины поверхности в этом узле - z (x, y) (5). Упорядочивают глубины поверхностей в указанном узле решетки по возрастанию и назначают глубину i-й поверхности в этом узле равной i-й по порядку глубине (6). Определяют поверхности для обработки (7). Определяют функционалы и градиенты поверхностей для обработки (8). Определяют величину текущего шага смещения вдоль градиента (9). Определяют для каждой обрабатываемой поверхности с помощью величины шага смещения градиента, для какого по счету шага достигается минимальное значение функционала (10). Когда для каждой обрабатываемой поверхности минимальное значение функционала меньше шага смещения градиента, то производят смещение вдоль градиента на найденное количество шагов (11). Сохраняют в памяти величину сделанного смещения и определяют максимум сделанных смещений (12). Исключают временно из обработки поверхности, для которых достигнуто уменьшение функционала (13). Определяют поверхности, для которых не удалось уменьшить функционал, и, когда такие поверхности определены, то повторяют этапы 7-13 (14). Повторно упорядочивают глубины определенных на указанном узле решетки поверхностей по возрастанию и назначают глубину i-й поверхности в этом узле равной i-й по порядку глубине (15). Определяют значения текущих шагов решетки по обновленным данным поверхностей (16). Итеративно повторяют все этапы способа до тех пор, пока не будет получена модель с заданными на этапах 1 и 2 параметрами (17). Технический результат: повышение точности построения геолого-гидродинамической модели нефтегазового месторождения. 3 н.п.ф-лы, 8 з.п.ф-лы, 4 ил.
