Нейронечіткі або гібридні системи, що включають нечітку логіку, нейронні мережі, генетичні алгоритми та експертні системи, є ефективним засобом при вирішенні великого кола завдань реального, світу.
Кожен інтелектуальний метод має свої індивідуальні особливості (наприклад, можливість навчання, здатність пояснення рішень), які роблять його придатним лише на вирішення конкретних специфічних завдань.
Наприклад, нейронні мережі успішно застосовуються у розпізнаванні моделей, вони неефективні у поясненні способів досягнення своїх рішень.
Системи нечіткої логіки, які пов'язані з неточною інформацією, усно застосовуються при поясненні своїх рішень, але не можуть автоматично поповнювати систему правил, необхідних прийняття цих рішень.
Ці обмеження послужили поштовхом до створення інтелектуальних гібридних систем, де два чи більше методів об'єднуються у тому, щоб подолати обмеження кожного методу окремо.
Гібридні системи грають важливу рольпід час вирішення завдань у різних приикладных областях. У багатьох складних областях існують проблеми, пов'язані з окремими компонентами, кожен із яких може вимагати своїх методів обробки.
Нехай у складній прикладній області є дві окремі підзавдання, наприклад задача обробки сигналу і завдання виведення рішення, тоді нейронна мережа та експертна система будуть використані відповідно для цих окремих завдань.
Інтелектуальні гібридні системи успішно застосовуються в багатьох областях, таких як управління, технічне проектування, торгівля, кредит, медична діагностика і когнітивне моделювання. Крім того, діапазон застосування цих систем безперервно зростає.
У той час, як нечітка логіка забезпечує механізм логічного виведення з когнітивної невизначеності, обчислювальні нейронні мережі мають такі помітні переваги, як навчання, адаптація, відмовостійкість, паралелізм і узагальнення.
Щоб система могла обробляти когнітивні невизначеності так, як це роблять люди, потрібно застосувати концепцію нечіткої логіки в нейронних мережах. Такі гібридні системи називаються нечіткими нейронними чи нечітко-нейронними мережами.
Нейронні мережі використовуються для налаштування функцій приналежності нечітких системах, які застосовуються як системи прийняття рішень.
Нечітка логіка може описувати наукові знання безпосередньо, використовуючи правила лінгвістичних міток, проте багато часу зазвичай займає процес проектування та налаштування функцій належності, які визначають ці мітки.
Навчальні методи нейронних мереж автоматизують цей процес, суттєво скорочуючи час розробки та витрати на отримання даних функцій.
Теоретично нейронні мережі та системи нечіткої логіки рівноцінні, оскільки вони взаємно трансформуються, проте на практиці кожна з них має свої переваги та недоліки.
У нейронних мережах знання автоматично набуваються за рахунок застосування алгоритму виведення зі зворотним ходом, але процес навчання виконується відносно повільно, а аналіз навченої мережі складний ("чорна скринька").
Неможливо отримати структуровані знання (правила) з навченої нейронної мережі, а також зібрати особливу інформацію про проблему для спрощення процедури навчання.
Нечіткі системи знаходять велике застосування, оскільки їхня поведінка може бути описана за допомогою правил нечіткої логіки, таким чином можна керувати, регулюючи ці правила. Слід зазначити, що набуття знань - процес досить складний, у своїй область зраді кожного вхідного параметра необхідно розбивати кілька інтервалів; застосування систем нечіткої логіки обмежено областями, у яких допустимі знання експерта та набір вхідних параметрів досить малий.
Для вирішення проблеми отримання знань нейронні мережі доповнюються властивістю автоматичного отримання правил нечіткої логіки з числових даних.
Обчислювальний процес є використанням наступних нечітких нейронних мереж. Процес починається з розробки "нечіткого нейрона", який ґрунтується на розпізнаванні біологічних нейронних морфології згідно з механізмом навчання. При цьому можна виділити такі три етапи обчислювального процесу нечіткої нейронної мережі:
розробка нечітких нейронних моделей на основі біологічних нейронів;
моделі синоптичних сполук, які вносять невизначеність у нейронні мережі;
розробка алгоритмів навчання (метод регулювання синоптичних вагових коефіцієнтів).
На рис. П1.1 та П1.2 представлені дві можливі моделі нечітких нейронних систем.
Отримане лінгвістичне твердження інтерфейсний блок нечіткої логіки перетворює на вхідний вектор багаторівневої нейронної мережі. Нейронна мережа може бути навчена виробляти необхідні вихідні команди чи рішення
Багаторівнева нейронна мережа запускає інтерфейсний механізм нечіткої логіки.
Основні елементи нейронної мережі, що обробляються, називають штучними нейронами, або просто нейронами. Сигнал із нейронних входів xj вважається односпрямованим, напрямок позначено стрілкою, те саме стосується нейронного вихідного сигналу
Мал. П1.2.Друга модель нечіткої нейронної системи
Проста нейронна мережа представлена на рис. П1.3. Всі сигнали та ваги задаються речовими числами.
Вхідні нейрони не змінюють вхідний сигнал, тому вихідні та вхідні параметри збігаються.
При взаємодії з ваговим коефіцієнтом w t для сигналу х отримуємо результат p = wi xi, i = 1, …, n. Елементи вхідної інформації pi складаються і дають вхідне значення для нейрона:
Нейрон застосовує свою передатну функцію, яка може бути сигмоїдальною функцією виду:
Для обчислення вихідного значення:
Цю просту нейронну мережу, яка здійснює множення, додавання і обчислює сигмоїдальну функцію, назвемо стандартною нейронною мережею.
Гібридна нейронна мережа- це нейронна мережа з нечіткими сигналами та вагами та нечіткими передатними функціями. Однак: (1) можна об'єднати Xj і w h використовуючи інші безперервні операції; (2) скласти компоненти р1 за допомогою інших безперервних функцій; (3) передатна функція може мати вигляд будь-якої іншої безперервної функції.
Обробний елемент гібридної нейронної мережі називається нечіткимнейроном.
Слід зазначити, що всі вхідні, вихідні параметри і ваги гібридної нейронної мережі є речові числа з інтервалу .
Мал. П.4. Передатна функція гібридної нейронної мережі
П1.2. Нечіткі нейрони
Визначення 1 – нечіткий нейрон І.Сигнали х і w об'єднуються оператором максимуму і дають:
Елементи вхідної інформації р об'єднуються за допомогою оператора мінімуму і в результаті дають вихідну інформацію нейрона:
Визначення 2 - нечіткий нейрон АБО. Сигнал х, і вага w, об'єднуються оператором мінімуму:
Елементи вхідної інформації р об'єднуються за допомогою оператора максимуму і в результаті дають вихідну інформацію нейрона:
Сигнал х,і вага w, об'єднуються оператором множення:
Нечіткі нейрони І та АБО здійснюють стандартні логічні операції над значеннями множини. Роль з'єднань полягає в тому, щоб розрізнити конкретні рівні впливу, які можуть бути окремими вхідними параметрами на результат їх об'єднання.
Відомо, що стандартні мережі є універсальними апроксиматорами, тобто вони можуть апроксимувати будь-яку безперервну функцію на компактній множині з будь-якою точністю. Завдання з таким результатом; неконструктивною і не дає інформації про те, як побудувати цю мережу.
Гібридні нейронні мережі використовуються для реалізації правил нечіткої логіки IF-THEN конструктивним шляхом.
Хоча гібридні нейронні мережі не здатні використовувати безпосередньо стандартний алгоритм виведення зі зворотним ходом, вони можуть бути навчені методами якнайшвидшого спуску розпізнавати параметри функцій приналежності, що становлять лінгвістичні терміни в правилах
Історія Блок 09-1 Унікальні родовища «Білий Тигр» та «Дракон». СП «В'єтсовпетро» (Viet. Sovpetro) - спільне підприємство російської компаніїВАТ «Зарубіжнафта» та в'єтнамської компанії «Petro. Vienam», створене у 1981 році. Батьхо (в'єтн. Bạch Hổ, рус. Білий Тигр) - велике шельфове нафтове родовище В'єтнаму, розташоване за 120 км на південний схід від міста-порту Вунгтау, на шельфі Південно-Китайського моря. 2
Характеристика родовища: 1) тектонічне порушення; 2) поклад УВ осадового чохла; 3) свердловина МБТ розташована в межах Киулонгської западини, її довжина 450-500 км, ширина 75-110 км. Більшість свердловин, що пробурені на фундамент, є високодебітними. Максимальна розкрита потужність фундаменту досягає 1700 м, потужність осадового чохла перевищує 4300 м. Нижня межа покладу встановлена умовно, свердловина БТ-905, пробурена до абсолютної глибини 5014 м, водонафтовий контакт не розкрив. 3
Характеристика родовища У межах шельфу південного В'єтнаму широко розвинені магматогенні та тріщинуваті колектори фундаменту мезозойського віку. У 1988 р. при повторному випробуванні свердловини МСП-1 -1 на родовищі Білий Тигр у Киулонгській западині з глибини 3150 м було вперше отримано фонтан нафти. Відкриття унікального покладу в тріщинуватих гранітоїдах мезозойського фундаменту активізувало пошуково-розвідувальні роботи на утворення магматогенного фундаменту на шельфі В'єтнаму та регіону загалом. 4
На родовище пробурено понад 120 розвідувальних свердловин, добувних та нагнітальних свердловин. На Центральному склепінні, більше свердловин пробурено до глибин 4500 -4760 м. На Північному склепінні - 4457 м. Найглибша свердловина БТ-905 пробурена до глибини 5014 м. У 1988 році було вилучено перший мільйон нафти. 2005 рік – 150 млн тонн нафти. 2008 рік – 170 млн тонн нафти. До кінця 2009 року накопичений видобуток склав 183 млн. тонн. 2012 рік – 200 млн. тонн сирої нафти – родовища «Білий Тигр» та «Дракон». За 2012 рік видобуток «В'єтсовпетро» склав 6 110 тис. тонн, у тому числі «Білий Тигр» – 4 398 тис. тонн, «Дракон» – 1 504 тис. тонн.
Властивості нафти Нафти в'єтнамських родовищ Bach Ho, Rong за своїми реологічними властивостями мають загальну характеристику: високу в'язкість та високу парафінистість. Перекачування і транспорт таких нафт свідчать про те, що в нафтопроводах, прокладених під водою, інтенсивний теплообмін між потоком нафти, що перекачується і довкіллямпризводить до різкої зміни термогідродинамічного режиму в потоці вздовж трубопроводу. Падіння температури нафти в процесі руху обумовлює зміну її реологічних властивостей і супроводжується фазовими переходами, як наслідок насичення потоку важкими вуглеводнями, і навіть утворенням пристінних нафтових відкладень на внутрішній поверхні трубопроводу. Вказані фактори, за певних технологічних умов, Виявляються причиною поступового мимовільного зниження пропускної спроможності трубопроводу, що, перш за все, збільшує енерговитрати на перекачування, отже, підвищує собівартість трубопровідного транспорту. Нафта, що видобувається на родовищах країни, відрізняється низьким вмістом сірки 0, 035-0, 14% (у Brent її 0, 2 -1%, а в Urals 1, 2 -1, 3%). 6
Облаштування родовища На родовищах «Білий Тигр» та «Дракон» побудовано: 13 морських стаціонарних платформ 22 блок-кондуктори 2 технологічні платформи – максимальна продуктивністю: по нафті 38 тис. тонн на добу, по газорідинній суміші 46 тис. тонн на добу. 3 компресорні станції потужністю 9, 8 млн. кубічних метрів на добу. єдина системазбирання газу низького тиску забезпечує нормальне функціонування всього технологічного процесузі збирання і транспорту газу на берег, підготовці газліфтного газу та використання його для механізованого способу видобутку нафти на родовищах СП «В'єтсовпетро», а також дозволяє утилізувати до 97% газу, що видобувається. У СП «В'єтсовпетро» створено одну з найкращих берегових баз у Південно-Східній Азії з будівництва та монтажу в морі технологічних та сателітних платформ для буріння свердловин та видобутку нафти та газу. У своєму активі СП «В'єтсовпетро» має чотири самопідйомні бурові установки, більш ніж 20 одиниць флоту, включаючи краново-монтажні, протипожежні, водолазні та транспортно-буксирні судна, чотири 7 установки безпричального наливу.
Трубопровід від родовища «Дракон» Наприкінці 1994 р. було проведено успішний пуск в експлуатацію трубопроводу від видобувної платформи RP-1 родовища Rong до Центральної технологічної платформиЦТП-2 родовища Bach Ho, прокладеного дном в'єтнамського шельфу, протяжністю 33 км для перекачування високопарафіністої нафти з температурою застигання на рівні 250 С. Для поліпшення реологічних властивостей цієї нафти використовується депресорна присадка Sepaflux ES-3266 виробництва концерну. При цьому вдалося не тільки суттєво знизити температуру застигання, що забезпечує надійне перекачування сирої нафти підводним теплоізольованим трубопроводом, а й знизити пластичну в'язкість нафти більш ніж у 7 разів. 9
Облаштування родовища Установка безпричального наливу «Vietsovpetro-01» - танкер-накопичувач сирої нафти Повне завантаження – 139 тис. тонн нафти 9 якорів 10 -15 похилих стволів Розбіжність у сторони більш ніж на 2 км 10
Нафтопереробка В'єтнаму Єдиний нафтопереробний завод, що діє, в країні - НПЗ «Зунг Куат». Нині розпочинається будівництво НПЗ на півночі країни та заплановано будівництво на півдні. НПЗ «Зунг Куат» побудований за три роки (з листопада 2005-го по січень 2009-го), запущений у лютому 2009 року. НПЗ «Нгі Сон» планувався до будівництва на півночі країни, його потужність, згідно з базовим проектом, - 10 млн тонн на рік. Введення в експлуатацію було заплановано на 2013-2014 роки. НПЗ «Лонг Сон» буде на півдні країни, його проектна потужність також 10 млн тонн на рік. Проект знаходиться на ранній стадії розробки, партнери та інвестори не визначені. Введення в експлуатацію заплановане на 2016-2020 роки. 11
Блок 09 -3/12 розташований у Южно. Коншонському нафтогазоносному басейні за 150 км на південний схід від м. Вунгтау і за 20 км на схід від родовища «Білий Тигр». Перспективи нафтогазоносності пов'язуються з олігоцен-міоценовими відкладеннями та породами кристалічного фундаменту. Планується обробка та інтерпретація раніше проведених сейсмічних досліджень, оцінка нафтогазоносності перспективних структурблоку та підготовка до буріння першої розвідувальної свердловиниУ зв'язку з тим, що родовище «Морська Черепаха» знаходиться в зоні перекриття блоку 09-3 з родовищем «Південний Дракон» блоку 09-1, було ухвалено рішення про об'єднання двох родовищ у Спільну зону діяльності. У 2010 році на об'єднаному родовищі «Південний Дракон – Морська Черепаха» розпочався стабільний промисловий видобуток нафти, який у 2013 році досяг 12 одного мільйона тонн.
Блок 04 -3 знаходиться за 280 км на південний схід від м. Вунгтау. У межах блоку відкрито родовище Тьєн Ынг - Манг Кау. Перспективи нафтогазоносності блоку пов'язані з відкладеннями олігоцену та нижнього міоцену на підготовлених до буріння структурах Бо Кау, Хоанг Хак та Кім Лоан. 2013 року розпочато буріння пошукової свердловини на структурі Бо Кау. Блок 04 -1 знаходиться на півночі басейну Південний Коншон за 250 км на південний схід від м. Вунгтау. У 2012 р. пробурено пошукову свердловину ST-2 X на структурі Шон-Тьєн-Б. З урахуванням результатів буріння проводиться спеціальна обробка та інтерпретація сейсмічних даних для виявлення та підготовки до буріння перспективних об'єктів. 13
Блок 42 розташований у нафтогазоносному басейні Фукуок у межах Сіамської затоки в 400 -450 км на захід від м. Вунгтау. Перспективи нафтогазоносності пов'язані з палеозо-мезозойським комплексом. Підписано нафтовий договір за умов УРП. У стадії підготовки «Угода про спільної діяльностіміж СП «В'єтсовпетро» та компанією PVEP (дочірня компанія КНГ «Петров'єтнам») Блок 12/11 розташований в межах Южно. Коншонського нафтогазоносного басейну за 350 км на південний схід від м. Вунгтау. Перспективи нафтогазоносності пов'язуються з відкладеннями олігоцену та нижнього міоцену в межах виявлених структур Thien Nga, Chim Cong, Chim Ung, Hong Hac/Hoang Yen та Quyt. Для встановлення пошуково-розвідувального буріння в 2013 році на блоці планується виконання сейсморозвідувальних робіт 3 D. 14
15
Особливості літологічного складу та ФЕС горизонтівVII+VIIIнижньоолігоценового віку на нафтовому родовищіБілий Тигр (в'єтнам)
Буй Кхак Хунг
Національний дослідницький політехнічний університет Томська, Томськ
Науковий керівник, доцент
Родовище Білий Тигр є унікальним родовищем В'єтнаму за запасами нафти. Воно розташоване на шельфі півдня В'єтнаму за 120 км на південний схід від берегової лінії. Геологічний розріз родовища представлений докайнозойськими кристалічними породами фундаменту та кайнозойськими теригенними породами осадового чохла, в якому виділяються піщано-алевритові та глинисті породи олігоцену, неогену та четвертинного віку. Найбільшою мінливістю за товщиною та складом відрізняються базальні нижньоолігоценові відкладення, які виклинюються на схилах блоків фундаменту, що займають високе гіпсометричне положення. Серед нижньоолігоценових відкладень горизонти VII+VIII є найбільш нафтонасиченими та належать до покладів нафти. промислового значення. Тому вивчення особливостей літологічного складу та ФЕС горизонтів VII+VIII має велике значення.
За допомогою програми Surfer побудовано структурну карту по покрівлі VII+VIII горизонтів нижнього олігоцену та моделював її у 2Д (рис 1А).
(А) (Б)
верхнє – свердловина / нижнє – відмітка (м) верхнє – свердловина / нижнє – товщина (м)
Мал. 1.Структурна карта (А) та карта ізопахіт (Б) горизонтів VII+VIII нижнього
олігоцена родовища Білий Тигр
На малюнку 1А видно, що малювання структурних карт північної ділянки (горизонти VII + VIII нижнього олігоцену) родовища Білий Тигр сильно змінюється. У свердловині 1013 року розкрито найнижчу відмітку -4161м по покрівлі та -4225м по підошві, тобто відзначається депресійна зона у східному напрямку. А найвища відмітка -3336 м по покрівлі та -3381м по підошві на північному заході в свердловині 4, в районі якої впевнено виділяється склепіння структури. Амплітуда купола 470 метрів по ізогіпсі, що оконтурює, - 3850м. Для наочного уявлення про розподіл потужностей було побудовано карту ізопахіт. (Рис 1Б)
На малюнку 1Б спостерігається північно-східне розтягування диз'юнктивних порушень. Видно, що сама максимальна потужністьдосягає 94 м у свердловині 10 і представлена пісковиками континентального генези. А найменша потужність 22м та 17м у свердловинах 64 та 83, у західній частині ділянки.
Формування потужності відкладень можливе за двома напрямками умов накопичення опадів. Скорочення потужності відкладень у склепі та збільшення її на крилах піднятий обумовлено розмивом цієї височини та заповненням западин продуктами руйнування.
Збільшення потужності відкладень на схилах палеопідняттів вказує на накопичення опадів у зоні мілководдя при хвильовій діяльності.
За методикою, розробленою та даними каротажу по свердловинах, були побудовані карти літологічного складу та піщанистості (рис 2).
https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\диплом\карта літологічного складу 7+8 горизонтів нижнього олигоцена.jpg" width="258" height="337"> !}
(А) (Б)
верхнє – свердловина верхнє – свердловина
нижнє – коефіцієнт піщанистості (%) нижнє – значення αПС
праворуч – коефіцієнт кластичності (%) праворуч – потужність (м)
Мал. 2. Карта коефіцієнтів піщанистості та кластичності (А) та карта літологічного складу (Б) горизонтівVII+VIIIнижнього олігоцену (0-0,2: глини та алеврито-глинисті породи; 0,2-0,4: алевроліт та глинисто-алевритові породи; 0,4-0,6: змішані піщано-алеврито-глинисті породи; 0,6 -0,8: Піщаник дрібнозернистий;
На рис 2А спостерігається поширення колекторів типу А (значення ПС в інтервалі 1-0,8) у зоні свердловин 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Зона поширення колекторів типу В (значення ПС в інтервалі 0,6- 0,4) у свердловинах 10, 1013. Зона поширення колекторів типу Б (0,6-0,8) у свердловинах 114, 116, 907. Зона поширення неколекторів виділена на сході, північному сході (свердловина 9), на півдні ( свердловини 1106, 12).
На рис 2Б бачимо, що зона високого поширення піщаних тіл перебуває у районі свердловин 14; 116 та 1014 із середньою потужністю 23 м. Максимальне значення коефіцієнта піщанистості знаходиться у свердловині 1014 і відповідає 70,2%. Максимальне значення коефіцієнта кластичності також спостерігається у свердловині 1,3%). Зменшення коефіцієнта піщанистості на склепінні і збільшення його на схилах і біля підніжжя піднять зумовлено діяльністю потоків, що розмивають височину і утворюють конуси виносу продуктів розмиву.
По лінії свердловин 16-9 побудували геологічний профіль VII+VIII горизонтів нижнього олигоцена (рис 3).
Мал. 3. Геологічний профільVII+VIIIгоризонтів нижнього олігоцену на нафтовому родовищі Білий Тигр (В'єтнам) по лінії свердловин 10 – 14 – 145 – 116 – 9
Горизонти VII+VIII є антиклінальною складкою, ускладненою розривними порушеннями. На профілі бачимо зміну потужностей горизонтів по свердловинах. У свердловині 10 потужність відкладень досягає 94 м. А в свердловині 14 потужність відкладення зменшується до 33 м. Між свердловинами 14 і 145 відзначається розлом. А між свердловинами 116 та 9 виділено 2 порушення, що відрізняються значною шириною зони дроблення породи. Літологічний склад відкладів неоднорідний. У свердловині 10 бачимо чергування глини та піщано-алевритових порід. Потужність глини становить 40 м. Відкладення глини виклинюються і повністю зникають в свердловині 14. У свердловині 14 спостерігаються тільки піщано - алвевритові породи з потужністю 33 м. Відкладення глин спостерігаються в свердловинах 145, 116 і збільшується потужність глин 9 горизонту у вигляді шару. Потужність незначна в порівнянні з потужністю пісковиків і становить 6-7 м. У свердловині 9 потужність пласта глин збільшується в 2 рази. На профілі відзначаємо зони найбільших значень ФЕС у свердловинах 14, 145, 116, у яких коефіцієнт пористості змінюється від 12% до 14% та коефіцієнт нафтонасиченості становить 0,6-0,66 д. од. З усіх досліджуваних свердловин найбільший дебіт нафти отримано свердловині м3/сут. При таких низьких значеннях пористості (практично неколектор) високі дебіти нафти можна пояснити близькістю знаходження зон двох тектонічних порушень.
Таким чином, виявлено складний тип колектора порід порово-тріщинуватих горизонтів VII+VIII у північному блоці родовища Білий Тигр. У свердловинах, пробурених наближеності до зон тектонічних порушень, отримані високі дебіти нафти. У свердловинах, які мають тільки поровий тип колектора і далеко від зон диз'юнктивних порушень отримані набагато менше дебіти нафти.
Список літератури:
1. П, Г, та ін. Геологія та нафтогазоносність фундаменту Зондського шельфу. М., Нафта та газ, 1988, 285с.
2. Єжова інтерпретація геофізичних даних; Томський політехнічний університет. - 3-тє вид. - Томськ: Вид-во ТПУ, 200с.
3. Поспів фундамент: геолого-геофізичні методи вивчення колекторського потенціалу і нафтогазоносності - Москва 2005.
