В статье рассмотрена проблема долгого расчета бассейновых моделей, которая была и остается актуальной на протяжении многих лет существования технологии. Приведена информация о теоретически возможном приросте производительности расчета моделей благодаря использованию параллельных вычислений. Выявлены факторы, ограничивающие достижение кратного прироста на практике. Проведен анализ технической реализации параллельных вычислений бассейновых моделей в программном обеспечении PetroMod®, ее преимущества и недостатки. Дана характеристика методов моделирования миграции углеводородов Hybrid и Combined, созданных с целью сокращения общего времени расчета бассейновых моделей по сравнению с методом моделирования миграции по закону Дарси. Определены ключевые факторы, влияющие на время расчета бассейновых моделей с использованием разных методов моделирования миграции углеводородов. Дано описание методики проведения бенчмаркинга на основе множества расчетов региональной бассейновой модели, состоящей из более чем 5 млн. ячеек. Определена эффективность параллельных вычислений в зависимости от количества задействованных для расчета ядер/потоков центрального процессора, каналов и общего объема оперативного запоминающего устройства, а также конфигурации бассейновой модели. Численно оценен прирост производительности при использовании электронно-вычислительных машин на основе аппаратных средств как серверного, так и потребительского сегментов. По результатам проведенного бенчмаркинга выявлены главные факторы высокой производительности для всех процессов, входящих в расчет бассейновой модели. Даны рекомендации по выбору аппаратных средств, позволяющих на практике добиться наибольшей производительности расчетов бассейновых моделей в программном обеспечении PetroMod®.
Список литературы
1. Baur F., Scheirer A.H., Peters K.E. Past, present, and future of basin and petroleum system modeling // AAPG Bulletin. – 2018. – V. 102, No. 4. – Р. 549-561. - http://dx.doi.org/10.1306/08281717049
2. Hantschel T., Kauerauf A.I., Wygrala B. Finite element analysis and ray tracing modeling of petroleum migration // Marine and Petroleum Geology. – 2000. – V 17.–
Р. 815–820. - https://doi.org/10.1016/S0264-8172(99)00061-6
3. Hantschel T., Kauerauf A. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. – Berlin Heidelberg: Springer-Verlag, 2009.
4. Sutter, H. The free lunch is over: A fundamental turn toward concurrency in software // Dr. Dobb’s journal. – 2005. – V. 30(3). – P. 202-210.
5. Amdahl G.M. Validity of a single processor approach to achieving large scale computer capabilities. In: Proceedings American Federation of Information Processing Societies (AFIPS) Spring Joint Computer Conference, Atlantic City, NJ, USA. – 1967. – Р. 483–485. - https://doi.org/10.1109/N-SSC.2007.4785615
6. Bücker H.M., Kauerauf A.I., Rasch A. A smooth transition from serial to parallel processing in the industrial petroleum system modeling package PetroMod // Computers & Geosciences.– 2008. – V. 34. – Р. 1473-1479.
7. High-performance reservoir simulations on modern CPU-GPU computational platforms/ K. Bogachev, S. Milyutin, A. Telishev [et al.] // ICE–2018.
8. Comparison between the different approaches of secondary and tertiary hydrocarbon migration modeling in basin simulators./ S. Pegaz-Fiornet, B. Carpentier, A. Michel, S. Wolf // Basin Modeling: New Horizons in Research and Applications: AAPG Hedberg, Series. - 2012. – No. 4. - P. 221 – 236.
9. Kleine A., Kauerauf A.I. Combined migration method for basin modeling, United States patent US20140358502A1 (Dec. 4 2014).
10. Baur F., Katz B. Some practical guidance for petroleum migration modeling.// Marine and Petroleum Geology. – 2018. – V. 93. P. 409–421. – https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.03.003
11. Integrating structural geology and petroleum systems modeling - A pilot project from Bolivian’s fold and thrust belt / F. Baur, M. Di Benedetto, T. Fuchs [et al.] // Marine and Petroleum Geology. – 2009. – V. 26. – Р. 573–579. - https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2009.01.004
