автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Автоматизированная система поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий на основе гидродинамических моделей

На правах рукопнсй^

МИХЕЕВ Павел Сергеевич

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ПОДДЕРЖКИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ О ВЫБОРЕ ПАРАМЕТРОВ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

Специальность 05.13.01 Системный анализ, управление и обработка информации

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2006

Работа выполнена на кафедре технической кибернетики в Уфимском государственном авиационном техническом университете

Защита диссертации состоится «№» хо.я,Грх 2006 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.288.03 Уфимского государственного авиационного технического университета по адресу: 450000, Уфа-центр, ул. К.Маркса, 12, УГАТУ

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета

Научный руководитель

канд. техн. наук, доц. ТАГИРОВА Клара Фоатовна

Официальные оппоненты

д-р физ.-мат. наук, проф. БАХТИЗИН Рамиль Назифович

канд. техн. наук, доцент НУГАЕВ Ильдар Фидаилевич

Ведущая организация

ЗАО «УфаНИПИнефть»

Автореферат разослан « »

2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д-р техн. наук, проф.

Миронов В.В.

А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В процессе развития энергетики, транспорта и химической промышленности возрастают потребности в увеличении объемов добычи нефти, что осложняется трудноизвлекаемыми природными ресурсами, так как процесс добычи нефти постепенно приводит к увеличению среди разрабатываемых залежей трудноизвлекаемых запасов, что неизбежно ведет к необходимости внедрения новых технологий по интенсификации добычи нефти для сохранения и увеличения уровней добычи нефти.

Для увеличения коэффициента извлечения нефти из нефтяных месторождений производят различные воздействия на пласт. Эти воздействия на нефтяной пласт являются основным инструментом и называются геолого-техническими мероприятиями (ГТМ). Выбор параметров геолого-технических мероприятий является ответственным этапом процесса воздействия на нефтяные пласты, так как от этого зависит эффект от их проведения.

В процессе разработки нефтяного месторождения происходит постоянный процесс изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые, в свою очередь, влияют на динамику добычи нефти из скважин, поэтому необходим учет взаимовлияния скважин в динамике.

Основной статьей затрат по разработке нефтяного месторождения является проведение ГТМ, поэтому выбор параметров ГТМ должен производиться с учетом максимального числа факторов для снижения потерь.

Таким образом, автоматизация выбора рациональных параметров геолого-технических мероприятий является актуальной задачей для нефтедобывающей промышленности.

Цель работы

Разработать автоматизированную систему поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий, концепцию, алгоритм и его программную реализацию, позволяющие автоматизировать выбор схемы размещения дополнительных скважин и порядок приобщения (выработки) пластов с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели нефтяного месторождения. Оценить эффективность предложенной автоматизированной системы принятия решения.

Задачи исследования

Для достижения поставленной цели требуется решить следующие задачи:

1. Разработать концепцию выбора параметров геолого-технических мероприятий с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета геологических и гидродинамических свойств в динамике.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.-Петербург ОЭ

2. Разработать структуру автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий.

3. Разработать алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового нефтяного месторождения.

4. Разработать алгоритм выбора схемы размещения дополнительных скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом сложившихся свойств эксплуатируемых пластов и возможности прогнозирования эффективности приобщения пластов этими скважинами в дальнейшем.

5. Провести экспериментальную проверку функционирования системы принятия решения с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели и оценить эффективность ее функционирования.

Методы решения

Для решения поставленных в работе задач использовались методы теории фильтрации, системного анализа, информационной теории систем и теории информации. Использовались программные средства Borland Delphi 6.0, Schlumberger Eclipse 2005a_l, Golden Software Surfer 8.0.

На защиту выносятся:

1. Концепция выбора параметров геолого-технических мероприятий с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета геологических и гидродинамических свойств в динамике.

2. Структура автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий.

3. Алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового нефтяного месторождения.

4. Алгоритм выбора схемы размещения скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом сложившихся свойств эксплуатируемых пластов и возможностью в дальнейшем изменения приобщения пластов.

5. Результаты экспериментального исследования выбора схемы размещения скважин и порядка переводов скважин с использованием гидродинамической модели Лемпинской площади Салымского месторождения.

Научная новизна результатов

1. Новизна концепции выбора параметров геолого-технических мероприятий заключается в том, что выбор при планировании параметров геолого-технических мероприятий осуществляется с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета объемного распределения геологических и гидродинамических свойств нефтяных пластов, с использованием предло-

женной в работе функции оценки эффективности, что позволяет учесть сложившуюся картину фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин в динамике.

2. Новизна структуры предложенной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий заключается в введении в структуру системы контроля и управления процессом разработки месторождений подсистемы поддержки принятия решения и подсистемы выбора параметров геолого-технических мероприятий, что позволяет автоматизировать выбор параметров геолого-технических мероприятий.

3. Новизна предложенного алгоритма выбора порядка выработки (приобщения) пластов заключается в том, что выбор производят в процессе имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств эксплуатируемых пластов и предыстории геолого-технических мероприятий, что позволяет повысить эффективность геолого-технических мероприятий за счет учета взаимовлияния скважин.

4. Новизна предложенного алгоритма выбора схемы размещения дополнительных скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения заключается в том, что выбор производят в процессе имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств эксплуатируемых пластов и повышения приобщения пластов этими скважинами в дальнейшем.

Практическая ценность полученных результатов

1. Практическая ценность разработанной автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий заключается в возможности выбора параметров геолого-технических мероприятий с учетом сложившихся фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин в динамике путем использования гидродинамических моделей, что позволит значительно повысить экономическую эффективность от проведения геолого-технических мероприятий.

2. Разработан модуль сбора, обработки и визуализации результатов имитационного моделирования (программа для ЭВМ №2005611306 «Helper»), выполняющий задачу помощника в адаптации гидродинамических моделей и позволяющий загружать данные из различных гидродинамических симуляторов для их дальнейшего анализа.

3. Результаты экспериментальной проверки функционирования автоматизированной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий на примере гидродинамических моделей Лемпин-ской площади Салымского месторождения подтвердили ее эффективность.

Апробация работы и публикации

Основные положения и результаты, полученные в работе, докладывались на следующих научно-технических конференциях:

• Международной молодежной научно-технической конференции «Интеллектуальные системы управления и обработки информации». Уфа, 2001.

• Шестой международной молодежной научно-технической конференции «Интеллектуальные системы». Саратов, 2003.

• Международной научно-технической конференции «Computer Science and Information Technologies». Уфа, 2005.

• Второй всероссийской международной научно-технической конференции с международным участием «Мехатроника, Автоматизация, Управление». Уфа, 2005.

• Первой научно-практической конференции «Повышение эффективности производственного сервиса. Новые технические средства и технологии обеспечения разработки месторождений нефти и газа». ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Пермь, 2006.

в Региональной зимней школе-семинаре аспирантов и молодых ученых «Интеллектуальные системы обработки информации и управления». Уфа, 2006.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы отражены в 12 публикациях, в том числе в виде 8 научных статей, 3 тезисов докладов в сборниках материалов конференций и свидетельства Роспатента об официальной регистрации программы для ЭВМ.

Структура работы

Диссертационная работа изложена на 142 страницах машинописного текста и включает в себя введение, четыре главы основного материала на 131 странице, заключение; рисунки на 48 страницах, библиографический список из 103 наименований на 10 страницах и приложение на 10 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы исследований, формулируется цель работы и задачи исследования, обсуждается новизна и практическая значимость выносимых на защиту результатов работы.

В первой главе показана актуальность разработки автоматизированной системы поддержки принятия решения для выбора параметров геолого-технических мероприятий, проводимых на нефтяном месторождении.

Проанализированы существующие геолого-технические мероприятия (ГТМ), применяющиеся в настоящее время на нефтяных месторождениях для интенсификации процесса добычи нефти и выбраны для автоматизации следующие ГТМ: выбор порядка приобщения пластов для многопластового

нефтяного месторождения и выбор схемы размещения скважин, выбор параметров которых предлагается автоматизировать.

После анализа существующих алгоритмов выбора параметров геолого-технических мероприятий показано, что они основаны на использовании геологической информации в статике, и, как следствие, не учитывают динамики взаимовлияния скважин на процесс добычи нефти.

Для решения этой проблемы необходимо анализировать значительно больший объем информации, что может быть осуществлено путем автоматизации процесса выбора параметров ГШ. Главной причиной отсутствия реализации систем автоматизации поддержки принятия решения о выборе параметров ГТМ на нефтяном месторождении является необходимость создания алгоритмов выбора параметров ГТМ, позволяющих учитывать неоднородность распределения геологических и гидродинамических свойств вокруг скважин в динамике.

Проанализированы существующие алгоритмы выбора параметров ГТМ и выявлены их недостатки, такие как: отсутствие учета особенностей строения пласта вокруг скважин, высокие требования к вычислительным ресурсам, а также отсутствие учета взаимного влияния скважин в динамике.

В качестве источника информации для выбора параметров ГТМ была выбрана постоянно действующая геолого-технологическая модель нефтяного месторождения, что позволило анализировать информацию о распределении фильтрационно-емкостных свойств в динамике.

Для автоматизации выбора параметров ГТМ необходим комплексный учет технических и экономических факторов, характеризующих эффект от проведения мероприятия, что можно реализовать с помощью систем поддержки принятия решения. После анализа существующих методов принятия решения задача выбора параметров ГТМ была отнесена к задачам в условиях неопределенности (качественная информация о предпочтениях) и выбран метод анализа иерархий, как хорошо зарекомендовавший себя для решения аналогичных задач.

После анализа текущего состояния технологического процесса добычи нефти была сформулирована цель и поставлены задачи.

Во второй главе определяется организация и основные принципы процесса решения задачи выбора параметров ГТМ, как формирование и последовательное описание структуры процедуры системообразования.

Выбор параметров ГТМ сопровождается нехваткой и низкой точностью исходной информации, описывающей текущее состояние фильтрационно-емкостных свойств пласта, что осложняет автоматизацию решения задачи выбора параметров ГТМ.

Для автоматизации выбора параметров ГТМ процесс разделен на несколько этапов от выбора источника информации до получения окончатель-

ных параметров, на каждом этапе поставлены задачи и требуемые результаты их решения (рис. 1).

Анапиг существующих истачнияоз информации для решения задачи выбора параметров гсалаго-тохяичссхих мероприятий_

В^Чюр в качество источниха информации" постоянно действующей геолога-твхнолопысххоН модели_

Источник их фармации

Оценка влияния неоднородностей *

распределен»« свойств оокруг сгважин пласта 5]

Учет взаимного влияния геологичсс*ж и гидродинамических параметров на эффективность добывающих скважин

Функция оценки эффективности добывающих скважин, позволяющая учесть сложившуюся картину распределения гсолотчесхи* и гидродинамических ссойста о пластах

Предварительная обрзботха информации

Анализ текущей информации (пошаговой ^ прогнозирование) 1!

Методы выбора параметров геолсго-тохничосхих д мероприятий с использованием функции оценки Я эффективности добывающих схважин 3 >„»1. .'ТДТ'ДСчУ'^

Генерация параметроа ГТМ, с учотом геологических и гидродинамических свойств

■ ■ 7 -" - 1 -"

I Проверка результатов гидродинамического моделирования ГТМ для каждой альтернативы наборов параметров

Вь<бор управляющих параметров на осноао

предварительной обработки информации

Анализ мотодоа обработки увеличившегося объема информации, необходимого для выбора рациональных параметров геолого-технических мероприятий

Выбор из множества альтернативных нэбороз лараметроа ГТМ таких, которые болсо полно отссчздгг кр".ттсраяи г хлерта

Анализ результатов применения управляющих пзрз'иотроо

Автоматизированная система поддержхи принятая -решения о выборо параметров геолого- ; технических мероприятий

Задачи при выборо параметров геолого-технических мероприятий

Готовые к реализации параметры геолого- -технических мероприятий

Полуденные результаты решения задачи выбора параметров гсолого-техничесхих мероприятий

Рис. 1

Конечный розультаг

Использование автоматизированной системы поддержки принятая решения было выбрано на соответствующих уровнях управления нефтегазодобывающих предприятий и научно-исследовательских институтов, обладающих источником информации (постоянно действующие геолого-технологические модели) необходимым для ее функционирования.

Каждый из этих критериев оценки ГТМ вносит свой дифференцируемый вклад в сторону принятия одного из комплексов ГТМ, и зачастую решение о выборе окончательного варианта ГТМ производится экспертами без комплексного учета некоторых критериев. Использование метода анализа иерархий позволяет учесть вклад каждого критерия в формировании окончательного решения о выборе рационального варианта ГТМ, а также учесть качественный уровень предпочтений (неопределенность). Рассмотрено применение метода анализа иерархий для выбора параметров ГТМ как многокритериальной задачи в условиях неопределенности.

Для выбора параметров ГТМ необходимо выделить неоднородность распределения свойств, влияющих на продуктивность добывающих скважин.

При учете пространственной неоднородности распределения свойств необходимо выделить область дренирования скважин. Область дренирования

скважин для исключения наложения получается путем совмещения окружности радиусом контура дренированная скважины, областей Вороного и зон замещения (рис. 2).

и'1^2,у/3 - скважины; г - радиус контура дренирования; г, - радиус зоны дренирования с учетом замещения

Рис.2

На продуктивность добывающих скважин влияют как геологические (удельные запасы нефти, приходящиеся на скважину), так и гидродинамические (гидропроводность, депрессия). Эти параметры имеют разную физическую природу, но каждый из них вносит свой вклад в продуктивность добывающих скважин, поэтому для их комплексного учета предложена функция оценки эффективности добывающей скважины:

Щх,у) = /Ю,1>1(х,у)к"» -/р(х,у)к>-ГаЛх,у)К\ где КР - константа, характеризующая влияние депрессии,

Ко1 - константа, характеризующая влияние геологических запасов нефти,

Ккн/р - константа, характеризующая влияние гидропроводности,

/р(х>У) ~ функция, учитывающая депрессию,

/д&.у) - функция, учитывающая удельные запасы нефти,

/кыц (х,у) - функция, учитывающая гидропроводность вокруг скважины.

Следует отметить, что перед нахождением значения функции Щх,у) производится нормализация значений функций /р(х,у), с,у) и (х,у) для приведения значений в промежуток от 0 до 1 по всем анализируемым скважинам. Каждая из функций при увеличении ее значения повышает продуктивность добывающей скважины. Регулируемые весовые коэффициенты позволяют учесть различное взаимовлияние функций, учитывающих депрессию, удельные запасы нефти, гидродпроводность, что дает возможность эксперту учесть особенности эксплуатации нефтяного месторождения.

Учет гидродинамических параметров, таких как распределения пластового давления и гидропроводности производится с помощью следующих функций.

Эффективность работы добывающей скважины характеризуется гидро-проводностыо всей зоны дренирования:

X Регт(х,у, 2) • й2{х, г) . N70(х, у, г) / Уис(Р(х, у, г)). У^ (х, у, г) = ------------------->

где Регт(х,у,г) - значение проницаемости в ячейке с координатами х,у,г, (12(х,у,2) - значение толщины ячейки с координатами х,у,г, ИТО(х,у,г) - значение песчанистости ячейки с координатами х,у,г, Урог(х,у,г) - поровый объем в ячейке с координатами х,у,г, Р(х,у,г) - пластовое давление в ячейке с координатами х,у,г, У1$с(Р(х,у,г)) - динамическая вязкость для текущего пластового давления в ячейке с координатами х,у,г,

п - число ячеек зоны дренирования для анализируемой скважины. Использование гидродинамической модели позволяет учесть неоднородность распределения пластового давления вокруг скважины с учетом взаимовлияния скважин:

2я

3 у

а-О V

где рс(а) - пластовое давление на границе области дренирования в направлении с углом а, р„ - забойное давление,

гс(а) - радиус области дренирования в направлении с углом а, Гу, - приведенный радиус скважины.

Учет геологических параметров (удельных подвижных запасов нефти) осуществляется с помощью следующей функции:

п

/ох (*. У) = Е Урог (*. У> г) • (Я тек (*» ~ 5осп, (*> У.2))» /=1

где Бтск(х,у,2) - значение нефтенасыщенности в ячейке гидродинамической модели,

30ст(х,у,г) - остаточная нефтенасыщенность, то есть значение насыщенности нефти, при котором она неподвижна в породе, п - число ячеек зоны дренирования для анализируемой скважины. Таким образом, с помощью функции оценки эффективности добывающих скважин и(х,у) можно произвести комплексное сравнение продуктивно-

сти двух добывающих скважии для выбора параметров ITM и улучшения показателей разработки нефтяного месторождения.

В третьей главе производится синтез алгоритмов выбора параметров геолого-технических мероприятий (ГТМ), таких как: выбор порядка выработки (приобщения) пластов и выбор схемы размещения дополнительных скважин на нефтяном месторождении, а также организация внедрения автоматизированной системы поддержки принятия решения в существующую структуру программного гидродинамического обеспечения.

Задача выбора порядка приобщения пластов заключается в поиске компромисса между текущей продуктивностью добывающих скважин и накопленной добычей нефти при ограниченном фонде скважин. Увеличение числа проперфорированных пластов увеличивает текущую добычу нефти, но при ^ этом снижает коэффициент извлечения нефти. Изменение порядка выработки нефтяных пластов позволяет, учитывая текущую ситуацию распределения фильтрационно-емкостных свойств в пласте, лучше выработать запасы нефти i при высоких текущих отборах нефти.

Рассмотрим выбор параметров ГТМ для двухпластового нефтяного месторождения. Ограничение двухпластовым нефтяным месторождением является следствием значительного усложнения алгоритмов при рассмотрении большего количества нефтяных пластов.

Для выбора параметров ГТМ разработка скважин верхнего пласта условно разделена на три этапа:

1. Начальный - скважина не переводилась, работает на верхнем пласте * (рис. 3, а).

: ММ

lili

а б б' в

Рис. 3

2. После добуривания (или перевода) скважины с верхнего пласта до нижнего, в случае нерациональности совместной эксплуатации пластов происходит заимствование скважины нижним пластом (рис. 3, б) и (рис. 3, б') в случае рациональности совместной эксплуатации согласно выбранным параметрам.

3. После достижения снижающимся уровнем добычи нефти в области разработки скважины уровня без перевода (рис. 3, в).

Задачу выбора порядка выработки пластов можно разделить на две подзадачи:

- без использования совместной разработки пластов;

- с использованием совместной разработки пластов.

В случае без использования совместной разработки пластов переход на второй этап происходит следующим образом.

Условием применения перевода скважины под добычу с верхнего пласта на нижний (заимствование) является снижение отношения значения функции Щх,у) верхнего пласта к нижнему для забоя анализируемой скважины ниже порогового значения К„0р, который определяется по следующей формуле:

К _ пор ин{х,у)'

где Щх,у) - значение функции Щх,у) для верхнего пласта,

ин(х,у) - значение функции Щх,у) для нижнего пласта.

Выбор порогового коэффициента Кпор происходит следующим образом.

В процессе эксплуатации скважины происходит выработка геологических запасов нефти, при этом происходит уменьшение значения функции для верхнего пласта (входящей в состав функции Щх,у), тем самым снижается значение самой функции Щх,у). При этом значение функции Щх,у) для нижнего пласта не изменяется, что приводит к уменьшению отношения значения функции Щх,у) верхнего пласта к нижнему.

Выбор порогового значения Кпор определяется путем достижения компромисса между числом скважин, на которых планируется проведение ГТМ, а также временным промежутком, задаваемым на их проведение. При этом минимальный временной шаг между проведением ГТМ задается путем изменения шага по времени по расчету гидродинамической модели А(.

В случае использования совместной разработки пластов переход с первого на второй этап происходит следующим образом.

После учета отрицательных факторов совместной разработай условием для начала эксплуатации скважиной совместно двух нефтяных пластов является достижение порогового значения коэффициента эффективности при совместной эксплуатации для двух пластов по сравнению с эксплуатацией только верхнего ^ювпор. который определяется по следующей формуле:

К У)_

ив{х>у) + ин{х,уУ где Щх,у) - значение функции Щх,у) для верхнего пласта,

ин(х,у) - значение функции Щх.у) для нижнего пласта.

Выбор порогового значения коэффициента снижения эффективности совместной эксплуатации для двух пластов по сравнению с эксплуатацией только верхнего Ктеа09 происходит аналогично ^пор.

После перевода или перехода на совместную эксплуатацию скважины на нижний пласт начинается второй этап.

Скважина в процессе разработки нижнего пласта изменяет сложившуюся расстановку управляющих воздействий.

При дальнейшей разработке скважинами нижнего пласта по достижению предельной обводненности происходит перевод на верхний с учетом минимальных межскважинных расстояний для предотвращения прорыва пласта при эксплуатации вблизи нагнетательной скважины и сильного взаимного влияния с добывающими скважинами.

По завершении расчетов по всем выборкам параметров функции и(х,у) происходит формирование данных для многокритериального анализа и передачи данных в систему поддержки принятия решения о выборе параметров ГТМ методом анализа иерархий. В системе поддержки принятия решения выбирается рациональный вариант параметров ГТМ.

Поиск места бурения происходит путем перебора возможных случаев, ограниченных схемами размещения скважин, ориентацией сетки скважин, параметрами плотности распределения скважин для схемы размещения.

Первым критерием проверки рациональности выбранного расположения является количество скважин, удовлетворяющих условию: Л > Ишш,

где Я - расстояние до ближайшей скважины;

КтЫ - минимальное межскважинное расстояние.

После нахождения всех возможных случаев, при заданных шагах изменения ориентации, расположения и числа скважин, которые удовлетворяют первому критерию, происходит их дальнейший анализ по следующему критерию. Производим перебор принадлежности скважин верхнему и нижнему пластам для учета выбранного отношения фондов верхнего и нижних пластов. Для учета проведения в будущем алгоритма выбора порядка выработки пластов дополнительно производим перебор изменения принадлежности скважин верхнего пласта обоим пластам.

Вторым критерием является максимизация условия для добывающих скважин:

тЩ п

Ь = £1/ —> шах,

У=у(0 ¡=1 // где - порядковый номер скважины,

п - общее число пробуренных скважин,

- номер пласта, начиная с которого предполагается разрабатывать скважину с порядковым номером /,

т(г) - номер пласта, до которого предполагается разрабатывать скважину с порядковым номером /.

После выбора принадлежности пластам добывающих скважин выбирается принадлежность нагнетательных скважин пропорционально полученно-

му разделению добывающих согласно выбранной схеме разработки с помощью следующей функции:

п т I .-

i=i j=i k=i

где ij,k - порядковые номера соответственно пласта, добывающей скважины, нагнетательной скважины, х,у—значение декартовых координат забоя скважины. Таким образом, для анализируемых параметров схемы размещения скважин выбрано расположение скважин и их принадлежность пластам при учете особенностей эксплуатации анализируемого двухпластового нефтяного месторождения. После выбора схемы размещения скважин анализируется порядок ввода скважин в эксплуатацию. Для учета этого важного фактора эксперт по разработке нефтяных месторождений выбирает набор ограничений по направлению в виде набора промежутков угловых величин, отмеряемых от направления на восток, распространения бурения.

Для полученных коэффициентов функции U(x,y) при выборе схемы размещения скважин производится поиск направлений в анализируемых диапазонах с выбранным шагом изменения угловых величин. Для анализируемого направления находится значение функции #в: E^E^+U^y),

п

На = max,

где Щх,у) - значение функции U(x,y) для г'-ой скважины при распространении бурения в анализируемом направлении,

Ei - вспомогательная функция суммирования значений функции U(x,y) при распространении бурения в анализируемом направлении, #„- функция приоритетности направления а.

На следующем этапе происходит расчет прогнозного варианта ГТМ гидродинамической модели двухпластового нефтяного месторождения с заложенными системами размещения скважин для каждой из анализируемых выборок параметров функции U(x,y).

По завершении расчетов по всем выборкам параметров функции U(x,y) происходит формирование данных для многокритериального анализа и передачи данных в систему поддержки принятия решения о выборе параметров ГТМ методом анализа иерархий. В системе принятия решения осуществляется автоматизированный выбор рационального варианта схемы размещения скважин.

Таким образом, алгоритм выбора схемы размещения скважин с учетом переводов позволяет выбрать расположение забоя скважины, нефтяной пласт, выбираемый для разработки, а также временной промежуток для про-

ведения ГТМ при заданных географических и временных ограничениях. Учет переводов скважин позволяет повысить эффективность от применения на скважинах в будущем ГТМ с использованием алгоритма выбора порядка выработки пластов.

В четвертой главе проводится имитационное моделирование предложенных алгоритмов функционирования автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий и исследование зависимости добычи нефти от применения системы управления и степень изменения параметров системы и объекта управления посредством модельных экспериментов, для чего создана гидродинамическая модель Лемпинской площади Салымского месторождения на базе гидродинамического комплекса программ Eclipse® компании Schlumberger.

Пакет "Eclipse" способен с высокой степенью точности моделировать модели трехфазной фильтрации, что позволяет рассчитывать фильтрационную модель для реального месторождения.

Предложен программный модуль сбора, обработки и визуализации информации «Helper®» (пост-процессор), с помощью которого выдается необходимой информации в виде удобных таблиц и графиков, в том числе предусмотренных регламентом по разработке нефтяных месторождений.

Проведено имитационное моделирование автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров для следующих ГТМ: выбор порядка выработки нефтяных пластов и выбора схемы размещения.

После использования переводов на трех скважинах на фойе 20 скважин окружения накопленная добыча нефти за год в случае использования переводов в среднем в течение 10 лет увеличилась примерно на 10%, при этом накопленная добыча жидкости увеличилась на 4% (рис. 4).

без переводов С переводами

Рис. 4

Выбор схемы размещения из 14 скважин с использованием выбора схемы размещения скважин (ВСРС) совместно с проведением переводов на скважинах (рис. 5) позволило по сравнению с произвольным распределением

14 скважин в анализируемой области увеличить накопленную добычу нефти за год по месторождению в среднем в течение 10 лет на 11% и накопленную добычу жидкости увеличить на 6%.

1. Разработана структура автоматизированной системы поддержки принятия решения, включающая подсистемы выбора параметров геолого-технических мероприятий и алгоритм ее функционирования с использованием метода анализа иерархий Т.Л. Саати, реализация которой позволила повысить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий путем автоматизации процесса выбора их параметров.

2. Разработана комплексная функция оценки эффективности добывающих скважин, учитывающая сложившиеся гидродинамические и геологические свойства нефтяных пластов и взаимное влияние скважин на основе данных гидродинамического моделирования, что позволило учесть динамическую картину фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин.

3. Разработан алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового месторождения нефтяного месторождения путем проведения имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств пластов и предыстории геолого-технических мероприятий. Реализация предложенного алгоритма выбора порядка выработки неф-

Без применения ВСРС -«-С применением ВСРС

Рис. 5

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

тяных пластов позволит повысить суммарную добычу нефти за год по расчетам на гидродинамической модели в среднем в течение 10 лет применения примерно на 10%.

4. Разработан алгоритм выбора схемы размещения скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом динамики свойств эксплуатируемых пластов и обеспечения рациональной выработки пластов в дальнейшем. Реализация предложенного алгоритма выбора схемы размещения скважин позволит повысить суммарную добычу нефти за год по расчетам на гидродинамической модели в среднем в течение 10 лет применения примерно на 11%.

5. Проведено моделирование работы автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий на нефтяном месторождении с использованием гидродинамической модели Лемпинской площади Салымского месторождения, подтвердившее повышение эффективности эксплуатации нефтяного месторождения.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В рецензируемых журналах из списка ВАК

1. Система управления переводами скважин при разработке двухпла-стовой залежи нефти / Тимашев Э.М., Ильясов Б.Г., Тагирова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А., Бадамшин Р.Р. // Нефтепромысловое дело. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. №2. С. 33 - 38.

2. Нейронное управление технологическим процессом нефтедобычи / Ильясов Б.Г., Шаньгин Е.С., Тагирова К.Ф., Исбер Ф.А., Михеев П.С. // Нейрокомпьютеры: разработка, применение. 2004. № 9. С. 5 - 9.

3. Информационная система управления группой скважин по гидродинамической модели нефтяного пласта / Ильясов Б.Г., Тагирова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А. I/ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2005. №9. С. 17 - 22.

В других изданиях

4. Интеллектуальная скважина / Тагирова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А. // Шестой междунар. симп. «Интеллектуальные системы»: матер, междунар. молодежной науч.-техн. конф. М.: РУСАКИ, 2004. С. 419-420.

5. Система автоматического регулирования производительности штанговой глубинной насосной установкой (ШГНУ) / Михеев П.С., Танеев А.Р. // Интеллектуальные системы управления и обработки информации : матер, всерос. молодежи, науч.-техн. конф. Уфа : УГАТУ, 2001 .С. 125.

6. Интеллектуальная информационная технология управления режимами работы насосного оборудования по гидродинамической модели нефтяного месторождения / Ильясов Б.Г., Тагирова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А.

// Тр. 7-й междунар. конф. CSIT2005. Уфа. 2005. Т.2. С. 133 - 136. (Статья на англ. яз.).

7. Адаптация производительности установки скважинного штангового насоса / Тагнрова К.Ф., Михеев U.C., Исбер ФА. // Вопросы, управления и проектирования в информационных и кибернетических системах: межвуз. науч. сб. Уфа : УГАТУ, 2005. С. 159 -165.

8. Управление режимами работы установки скважинного штангового насоса на основе данных динамометрирования / Шаньгин Е.С., Тагнрова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А. // Мехатроника, Автоматизация, Управление М. : Новые технологии 2005. №8. С. 46 - 49.

9. Оптимизация фильтрационных гидродинамических моделей нефтяных пластов на основе генетических алгоритмов / Ильясов Б.Г., Шаньгин Е.С., Тагнрова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А. // Мехатроника, Автоматизация, Управление. Уфа : УГАТУ, 2005. Т. 1. С. 249 - 254.

10. Повышение эффективности добычи нефти на поздней стадии эксплуатации месторождения / Ильясов Б.Г., Шаньгин Е.С., Тагнрова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А. // Мехатроника, Автоматизация, Управление. Уфа : УГАТУ, 2005. Т.1. С. 359 - 364.

11. Оценка эффективности добывающих скважин по данным гидродинамического моделирования / Михеев П.С. // Повышение эффективности производственного сервиса. Новые технические средства и технологии обеспечения разработки месторождений нефти и газа: 1-я науч. практ. конф. Пермь : ООО ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ, 2006. С. 34 - 36.

12. Автоматизированная система принятия решения о выборе геолого-технических мероприятий для двухпластового месторождения / Михеев П.С. // Интеллектуальные системы обработки информации и управления: сб. статей Региональной зимней шк.-сем. аспирантов и молодых ученых. Уфа : Технология, 2006. Т.1. С. 105 - 112.

13. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2005611306. Модуль сбора, обработки и визуализации результатов математического и гидродинамического моделирования «Helper» / Михеев П.С., Кондаратцев С.А., Исбер Ф.А. М. : Роспатент, 31.05.2005.

Диссертант

Михеев П.С.

МИХЕЕВ Павел Сергеевич

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ПОДДЕРЖКИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ О ВЫБОРЕ ПАРАМЕТРОВ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

Специальность 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано к печати 25.09.2006 Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать плоская. Гарнитура Times New Roman Cyr. Усл. печ. л. 1,0. Усл. кр. отт. 1,0. Уч. -изд. л. 0,9. Тираж 100 экз. Заказ № 469.

ГОУ ВПО Уфимский государственный авиационный технический университет

Центр оперативной полиграфии 450000, Уфа-центр, ул. К. Маркса, 12.

Jj&vsJt

Список принятых сокращений.

Введение.

Глава 1 - Анализ текущего состояния автоматизации процесса выбора геолого-технических мероприятий на месторождении.

1.1 Актуальность темы исследований.

1.2 Анализ использования гидродинамического моделирования для выбора параметров геолого-технических мероприятий.

1.3 Цель и задачи исследования.

Выводы по первой главе.

Глава 2 - Автоматизированная система поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий.

2.1 Автоматизированная система поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий, как элемент системы контроля и управления процессами разработки месторождений.

2.2 Выбор параметров геолого-технических мероприятий на месторождении методом анализа иерархий Т. JI. Саати.

2.3 Оценка потенциала добывающих скважин с использованием гидродинамических моделей нефтяных месторождений.

Выводы по второй главе.

Глава 3 - Решение задачи выбора параметров геолого-технических мероприятий на двухпластовом месторождении.

3.1 Задача выбора порядка выработки пластов для каждой скважины.

3.2 Задача выбора схемы размещения дополнительных скважин с учетом их переводов между пластами.

3.3 Общая структура модулей обработки данных гидродинамического моделирования.

Выводы по третьей главе.

Глава 4 - Экспериментальная проверка эффективности предложенных алгоритмов.

4.1 Применение гидродинамического моделирования при экспериментальной оценке эффективности.

4.2 Экспериментальная проверка функционирования модуля выбора порядка выработки пластов.

4.3 Экспериментальная проверка функционирования модуля выбора схемы размещения скважин с учетом их переводов.

4.4 Перспективы использования данного класса систем принятия решения.

Выводы по четвертой главе.

Актуальность темы исследований

Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значительную роль в экономике любого государства. Продукты нефтегазопереработки - основа всех видов топлива для транспорта (сухопутного, водного и воздушного), ценное сырье для химической промышленности.

Проекты разработки нефтяных месторождений включают применение передовых технологических схем размещения скважин, систем поддержания пластового давления и новых методов повышения нефтеотдачи.

В настоящее время с применением методов искусственного воздействия на продуктивные пласты ( в основном, заводнения) добывается 80 % всей нефти нашей страны. При этом повышение степени извлечения нефти из недр является одной из главных проблем [70].

В связи с необходимостью вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти для двухпластовых месторождений, все актуальней становится задача регулирования процесса нефтеизвлечения из пластов за счет рационализации работы добывающих скважин и бурения более эффективной сетки скважин.

На практике регулирование процесса нефтеизвлечения из пластов сдерживается нехваткой достоверной информации о фильтрационных процессах, протекающих в пластах.

На современном этапе развития нефтегазодобывающей отрасли страны гидродинамические методы повышения коэффициента извлечения углеводородов представляют собой прогрессивные и экономически рентабельные технологии воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения углеводородов из недр [26].

Движение флюидов в пористых средах определяется теми же фундаментальными законами, по которым происходит, например, их движение в атмосфере, трубопроводах и реках. Эти законы базируются на сохранении массы, момента и энергии, они детально обсуждаются во многих книгах, в том числе у Бёрда и др.(1960), Шлихтинга (1968), Монина и Яглома (1971). С практической точки зрения совершенно безнадежно в настоящее время пытаться приложить эти основные законы непосредственно к задачам о течении флюидов в пористых средах. Вместо этого используется полуэмпирический подход, в котором взамен уравнениям момента применяется закон Дарси

Начало развитию подземной гидромеханики было положении французским инженером А. Дарси (1803 - 1858 гг.), который в процессе работы над проектом водоснабжения г. Дижона (Франция) провел многочисленные опыты по изучению фильтрации воды через вертикальные песчаные фильтры. В 1856 г. он дал подробное описание своих опытов и сформулировал обнаруженный им экспериментальный закон, в соответствии с которым скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна градиенту давления.

Большое значение для развития технологии нефтеотдачи имеют работы по теории фильтрации крупнейшего американского специалиста М. Маскета. Основы теории двухфазной фильтрации, предложенные С. Бакли и М. Левереттом, получили широкое распространение и представляют собой основное содержание модели двухфазной фильтрации. Также можно отметить работу Р. Коллинза, посвященную теории течения жидкостей через пористые материалы.

Значительный вклад в развитие систем принятия решения внес JI. Заде в работе «теория нечетких множеств». Также существенный вклад внес T.JL Саати, в предложенном им методе анализа иерархий показал один из путей решения динамических задач принятия решения. В работе «Способ определения состояния призабойной зоны скважины» С.И. Бузинова рассмотрена методика оценки потенциала скважин путем проведения экспериментов на промысле. Управление переводами скважин при эксплуатации двухпластовых залежей рассмотрено в работах Э.М. Тимашева, Р.А. Максутова, но дальнейшего развития эти работы не получили.

Для выбора геолого-технических мероприятий в работе А.А. Колтуна используются данные по истории разработки (метод базовой кривой), что не позволяет в полной мере учесть гидродинамические процессы и взаимовлияния скважин, тем самым, снижая достоверность получаемых решений. Но широкое развитие гидродинамического моделирования, как средства для выбора геолого-технических мероприятий создало питательную среду для автоматизации их выбора.

В работе A. Cottini-Loureiro и М. Araujo [101] было предложено использование карт эффективности для выбора схемы размещения скважин, но временные затраты на построение карт эффективности сильно зависят от размерности гидродинамической модели и являются процессом требовательным к вщчислительным ресурсам. При введении в эксплуатацию новых скважин происходит изменение динамики работы существующих, что не позволяет анализируемому методу учесть взаимовлияния скважин во времени и обладает высокими требованиями к вычислительным ресурсам.

Выбор схемы размещения скважин в работе G.Santellani и В. Hansen [102] благодаря использованию близкого расположения скважин приводит к снижению учета их взаимовлияния, также следует отметить, что использование метода вынуждает отказаться от использования зарекомендовавших себя существующих схем размещения скважин.

Цель исследования

Разработать автоматизированную систему поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий, концепцию, алгоритм и его программную реализацию, позволяющие автоматизировать выбор схемы размещения дополнительных скважин и порядок приобщения (выработки) пластов с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели нефтяного месторождения. Оценить эффективность предложенной автоматизированной системы поддержки принятия решения.

Задачи исследования

Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:

1. Разработать концепцию выбора параметров геолого-технических мероприятий с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета геологических и гидродинамических свойств в динамике.

2. Разработать структуру автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий.

3. Разработать алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового нефтяного месторождения.

4. Разработать алгоритм выбора схемы размещения дополнительных скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом сложившихся свойств эксплуатируемых пластов и возможности прогнозирования эффективности приобщения пластов этими скважинами в дальнейшем.

5. Провести экспериментальную проверку функционирования системы поддержки принятия решения с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели и оценить эффективность ее функционирования.

Методы решения

Для решения поставленных в работе задач использовались методы теории фильтрации, системного анализа, информационной теории систем и теории информации. Использовались программные средства Borland Delphi 6.0, Schlumberger Eclipse 2005al, Golden Software Surfer 8.0.

На защиту выносится:

1. Концепция выбора параметров геолого-технических мероприятий с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета геологических и гидродинамических свойств в динамике.

2. Структура автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий.

3. Алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового нефтяного месторождения.

4. Алгоритм выбора схемы размещения скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом сложившихся свойств эксплуатируемых пластов и возможностью применения в дальнейшем изменения приобщения пластов.

5. Результаты экспериментального исследования выбора схемы размещения скважин и порядка переводов скважин с использованием гидродинамической модели Лемпинской площади Салымского месторождения.

Научная новизна результатов

1. Новизна концепции выбора параметров геолого-технических мероприятий заключается в том, что выбор при планировании параметров геолого-технических мероприятий осуществляется с помощью гидродинамических моделей путем комплексного учета объемного распределения геологических и гидродинамических свойств нефтяных пластов, с использованием предложенной в работе функции оценки эффективности, что позволяет учесть сложившуюся картину фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин в динамике.

2. Новизна структуры предложенной системы принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий заключается в введении в структуру системы контроля и управления процессом разработки месторождений системы поддержки принятия решения и подсистемы выбора параметров геолого-технических мероприятий, что позволяет автоматизировать выбор параметров геолого-технических мероприятий.

3. Новизна предложенного алгоритма выбора порядка выработки (приобщения) пластов заключается в том, что выбор производят в процессе имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств эксплуатируемых пластов и предыстории геолого-технических мероприятий, что позволяет повысить эффективность геолого-технических мероприятий за счет учета взаимовлияния скважин.

4. Новизна предложенного алгоритма выбора схемы размещения дополнительных скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения заключается в том, что выбор производят в процессе имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств эксплуатируемых пластов и повышения приобщения пластов этими скважинами в дальнейшем.

Практическая ценность полученных результатов

1. Практическая ценность разработанной автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий заключается в возможности выбора параметров геолого-технических мероприятий с учетом сложившихся фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин в динамике путем использования гидродинамических моделей, что позволит значительно повысить экономическую эффективность от проведения геолого-технических мероприятий.

2. Разработан модуль сбора, обработки и визуализации результатов имитационного моделирования, программа для ЭВМ №2005611306 «Helper», выполняющий задачу помощника в адаптации гидродинамических моделей и позволяющий загружать данные из различных гидродинамических симуляторов для их дальнейшего анализа.

3. Результаты экспериментальной проверки функционирования автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий на примере гидродинамических моделей Лемпинской площади Салымского месторождения подтвердили ее эффективность.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа изложена на 142 страницах машинописного текста, и включает в себя введение, четыре главы основного материала на 131 странице, заключение; рисунки на 48 страницах, библиографический список из 103 наименований на 10 страницах и приложение на 10 страницах.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Разработана структура автоматизированной системы поддержки принятия решения, включающая подсистемы выбора параметров геолого-технических мероприятий и алгоритм ее функционирования с использованием метода анализа иерархий Т.Л. Саати, реализация которой позволила повысить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий путем автоматизации процесса выбора их параметров.

2. Разработана комплексная функция оценки эффективности добывающих скважин, учитывающая сложившиеся гидродинамические и геологические свойства нефтяных пластов и взаимное влияние скважин на основе данных гидродинамического моделирования, что позволило учесть динамическую картину фильтрационно-емкостных свойств коллектора и взаимного влияния скважин.

3. Разработан алгоритм выбора порядка выработки (приобщения) нефтяных пластов путем перевода скважин между ними при разработке двухпластового месторождения нефтяного месторождения путем проведения имитационного моделирования с учетом динамики фильтрационно-емкостных свойств пластов и предыстории геолого-технических мероприятий. Реализация предложенного алгоритма выбора порядка выработки нефтяных пластов позволит повысить суммарную добычу нефти за год по расчетам на гидродинамической модели в среднем в течение 10 лет применения примерно на 10%.

4. Разработан алгоритм выбора схемы размещения скважин в системе разработки двухпластового нефтяного месторождения с учетом динамики свойств эксплуатируемых пластов и обеспечения рациональной выработки пластов в дальнейшем. Реализация предложенного алгоритма выбора схемы размещения скважин позволит повысить суммарную добычу нефти за год по расчетам на гидродинамической модели в среднем в течение 10 лет применения примерно на 11%.

Проведено моделирование работы автоматизированной системы поддержки принятия решения о выборе параметров геолого-технических мероприятий на нефтяном месторождении с использованием гидродинамической модели Лемпинской площади Салымского месторождения, подтвердившее повышение эффективности эксплуатации нефтяного месторождения.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы на предприятиях нефтедобывающего комплекса.

1. Абдулмазитов Р.Т., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х. и др. Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения. Патент РФ № 2024740, кл. Е 21В43/201994,29.08.96.

2. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, (пер. с англ.), 1982. - 408с.

3. Айзерман М.А., Алескеров Ф.Т. Выбор вариантов (основы теории). -М.:Наука, 1990.-236с.

4. Алексеев А. В., Борисов А. Н., Вилюмс Э. Р. и др. Интеллектуальные системы принятия проектных решений. Рига: Знание. 1997. 231с.

5. Андрейчиков А. В., Андрейчикова О. Н. Функциональный и социально-экономический анализ систем: Учеб. пособие. Волгоград: Издательство ВолгГТУ, 1995.-174 с.

6. Афанасьев B.C., Абызбаев И. И. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство. 1982, № 5. С. 15-17.

7. Базив В.Ф. О проектировании совместной разработки многопластовых объектов.// Нефтяное хозяйство 2002г. -№3 с.46-47.

8. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С. В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1978. 194 с.

9. Баймухаметов КС, Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Сыртланов А.Ш.,Тимашев Э.М. Геологическое строение и особенности разработки нефтяных месторождений терригенных отложений нижнего карбона и девона Башкортоста-на. М., ВНИИОЭНГ, 1994. 30 с.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211с.

11. Басниев К.С.,Кочина И.Н.,Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов.-М.:Недра, 1993.-416с.:ил

12. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992. - 224с.

13. Березовский Б.А., Гнедин А.В., Задача наилучшего выбора. М.: Наука, 1984.-196с.

14. Беркли Д., ЛаричевО.И., Мошкович Е.М., Хэмфрис П. Система поддержки принятия стратегических решений АСТРИДА.Проблемы и методы принятия уникальных и повторяющихся решений. М.: ВНИИСИ, 1990. -С. 9-25.

15. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М., Недра, 1971. 175 с.

16. Блюмин С.Л., Шуйкова И.А. Введение в математические методы принятия решений: Учебное пособие. Липецк: ЛГПУ, 1999. - 104 с.

17. Блюмин С.Л., Шуйкова И.А., Модели и методы принятия решений в условиях неопределенности. Липецк: ЛЭГИ, 2001. - 138с.

18. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990. 427с.

19. Борисов А. Н., Вилюмс Э. Р., Сукур Л. Я. Диалоговые системы принятия решении на базе мини-ЭВМ. Информационное, математическое и программное обеспечение. Рига: Зинатне, 1986. 169с.

20. Борисов А.Н. Обработка нечеткой информации в системах принятия решений. М.: Радио и связь, 1989. - 181 с.

21. Борисов А.Н., Вилюмс Э.Р., Сукур Л.Я., Диалоговые системы принятия решений на базе мини-ЭВМ: Информационное, математическое и программное обеспечение. Рига:3инатне, 1986. - 195с.

22. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970. - 120с.

23. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976.-285 с.

24. Бочаров В.А. О совместной разработке нефтяных пластов.// Нефтяное хозяйство. 2003г. №1 l.c.55-58.

25. Веревкин А.П., Кирюшин О.В., В.Я. Соловьев. Моделирование и оптимизация процессов добычи нефти в динамике. // Вопросы управления и проектирования в информационных и кибернетических системах. Уфа, Издательство УГАТУ, 2003.

26. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья./Монография М.:КУбК-а, 1997. -352 с.;ил.

27. Галлеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной промышленности Татарстана и пути высокоэффективной разработки месторождений на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов. Нефтяное хозяйство. 1995, № 12. С. 26-33.

28. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1979. 207 с.

29. Греши лов А. А. Как принять наилучшее решение в реальных условиях -М.: Радио и связь, 1991. 320 с.

30. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. Казань: Изд-во Казанского университета, 2004. - 192 е.: ил. - Библиогр.: с. 181-184.

31. Дияшев Р.Н.,Иктисанов В.А.,Залитова К.С.,Аскулу А.,Ахметов В.Н. О методах исследований по оценку потенциальной продуктивности скважин Интервал №11 2002

32. Дубов Ю.А., Травкин СИ. Многокритериальные модели формирования и выбора вариантов систем. М.: Наука, 1986. - 294 с.

33. Дьячук И.А., Ильясов Б.Г., Шаньгин Е.С. Системный подход к построению модели организации процесса эксплуатации месторождения нефти // Нефтепромысловое дело. 2003. № 4. 15с.

34. Дэвид Г. Метод парных сравнений. М.: Статистика, 1978. - 144 с.

35. Емельянов СВ., Ларичев О.И. Многокритериальные методы принятия решений. М.: Знание, 1985. - 112 с.

36. Жабрев И.П., Терехова Н.И., Хургин Я.И., Поляков В.В., Эдельман И.Я. Моделирование геологической неоднородности с использованием многомерных моделей. М.: ИПНГ, 1991.

37. Жданов С.А. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений с использованием ПДГТМ. Нефтяное хозяйство. 1997. - №3. - 23 с.

38. Жуковин В.Е. Нечеткие многокритериальные модели принятия решений. -Тбилиси: Мецниереба, 1988. 69 с.

39. Закиров Р.Х. Разработка и применение методов воздействия на пласты на основе компьютерного моделирования. Нефтяное хозяйство 2000г. №11 с.54-56.

40. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Внешторгиздат, 1998.

41. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М.: Недра, 1988.

42. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. -М.: Изд. <Грааль>.-2001.-303с.

43. Ильясов Б.Г., Исмагилова Л.А., Валеева Р.Г. Моделирование производственно-рыночных систем. Уфа: Изд. УГАТУ, 1995. -321с.

44. Ильясов Б. Г, Тагирова К. Ф., Шаньгин Е. С, Исбер Ф. А., Михеев П.С. Нейронное управление технологическим процессом нефтедобычи "НЕЙРОКОМПЬЮТЕРЫ" : РАЗРАБОТКА, ПРИМЕНЕНИЕ № 9, 2004. с 5-9.

45. Ильясов Б.Г., Шаньгин Е.С., Тагирова К.Ф., Исбер Ф.А., Михеев П.С. Повышение эффективности добычи нефти на поздней стадии эксплуатации месторождения. // Мехатроника, Автоматизация, Управление. МАУ2005' Уфа, УГАТУ, 2005. T.l.c.359-364.

46. Каневская Р.Д. Влияние неполноты вытеснения нефти водой в отдельных пропластках на вид модифицированных фазовых проницаемостей слоистого пласта. Сб. науч. Тр. ВНИИ. Вып. 103. - М., 1988. с.23-26.

47. Каплинский А.И. Моделирование слабоформализованных задач выбора наилучших вариантов систем. Воронеж: Изд-во ВГУ, 1991. - 167с.

48. Каюмов М.Ш. Опыт использования результатов гидродинамических исследований для оптимизации работы добывающих скважин.//Нефтяное дело №5 2002г. с.28-32

49. Кипи P. Л., Райфа X. Принятие решений при многих критериях: замещения и предпочтения. М.: Радио и связь, 1981. 142с.

50. Козлов В.Н. Системный анализ и принятие решений: Учебное пособие. -СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2000. 190 с.

51. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблема моделирования. М.: Недра, 1979. - 302 с.

52. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа, Баш-книгоиздат, 1987. 152 с.

53. Лысенко В.Д. К проблеме создания математической модели разработки нефтяного месторождения.//Нефтяное хозяйство №8 2002г. с.4-9.

54. Макаров И.М., Виноградская Т.М., Рубчинский А.В., Соколов В.Б. Теория выбора и принятие решений. М:Наука, 1982. -210с.

55. Макарова Е.С., Саркисов Г.Г. Основные этапы трехмерного гидрадинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов. Нефтяное хозяйство 2001 г №7 с31-33

56. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Вычислительные машины и математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 3.

57. Максутов Р.А. и др. Способ разработки многопластового месторождения нефти. Патент РФ № 1538593, кл. Е 21В43/201974, 02.07.87.

58. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука, 1980. - 536 с.

59. Мастепанов A.M. Перспективы развития нефтегазового комплекса в свете Энергетической стратегии России // Наука и технология углеводородов. -2003. №3 (28) с. 48-52.

60. Михеев П.С. Двухуровневая система управления скважинным оборудованием с учетом взаимного влияния между скважинами. //Мехатроника, Автоматизация, Управление. МАУ'2005' Уфа, УГАТУ, 2005. Т.1.С.210-214.

61. Муслимов Р.Х, Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов. Нефтяное хозяйство. 1995, № 3. С. 47-51.

62. Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Сулейманов Э.И. и др. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Нефтяное хозяйство, 1996, № 6.С.55-60.

63. Мушик Э., Мюллер П. Методы принятия технических решений: Пер. С нем. М.:Мир, 1990. -208с.

64. Оран Э., Борис Дж. Численное моделирование реагирующих потоков. Пер. с англ., -М.: Мир, 1990, 660с.

65. Орловский С.А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации. М.: Наука, 1981. - 194 с.

66. Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года// www.mte.gov.ru

67. Попов Э. В. Экспертные системы. Решение неформализованных задач в диалоге с ЭВМ. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987.

68. Попова JI.A., Дорофеева JI.E. Обоснование рационального подбора пластов по проницаемости для совместной эксплуатации. Тр. КазНИПИнефть, вып. 7.1980.С. 9-11.

69. Райфа X. Анализ решений. Введение в проблему выбора в условиях неопределенности. М.: Наука 1989. - 408с.

70. Регламентная документация 153-39.0-047-00. Регламент по созданию ПДГТМ нефтяных и газонефтяных месторождений.

71. Регламентная документация 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

72. Регламентная документация 39-0147035-209-87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пласта. Б.Т.Баишев, Ю.Е.Батурин. М., 1987.

73. Регламентная документация 39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. М., 1986.

74. Саати Т. JI. Принятие решений. Метод анализа иерархий. М.: Радио и связь, 1993.

75. Свалов A.M. Взаимовлияние нефтяных пластов при их совместной разработке.// Нефтяное хозяйство. 2005г. №4.с.85-87.

76. Слабнов В.Д., Волков Ю.А. Исследование задачи оптимального регулирования разработкой нефтяной залежи системой вертикальных и горизонтальных скважин с помощью экспериментов на ЭВМ. Интервал. 2003г. №3.с23-25.

77. Слабнов В.Д., Волков Ю.А., Скворцов В.В. Влияние некоторых факторов регулирования на основные показатели нефтеизвлечения из неоднородного пласта. Математическое моделирование. 2002. -Т. 14 №1. -с.3-15

78. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. // Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1983г. 463с.

79. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1985. 308 с.

80. Тагирова К.Ф., Исбер Ф.А., Михеев П.С. Адаптация производительности установки скважинного штангового насоса. Межвузовский научный сборник. Вопросы, управления и проектирования в информационных и кибернетических системах. Уфа. 2005. с. 159-165.

81. Тагирова К.Ф., Михеев П.С., Исбер Ф.А. Система управления СШНУ с помощью нейронной сети «Интеллектуальная скважина». Тезисы докладов шестой международной молодежной научно-технической конференции «интеллектуальные системы». -М.:РУСАКИ, 2004. с.419-420.

82. Теория и практика применения новых методов увеличения нефтеотдачи. Сборник научных трудов. Уфа, изд. Башнипинефть, 1981, с. 149.

83. Тимашев Э.М., Прохоров В.Г. К вопросу рациональной разработки двухпластовой залежи. Труды БашНИПИнефти. Вып. 38, Уфа 1974

84. Трахтенгерц Э.А. Компьютерная поддержка принятия решений: Науч-но-практическое издание. Сер. Информатизация России на пороге XXI века. -М.: СИНТЕГ, 1998. 376 с.

85. Уолкотт Дон Разработка и управление месторождениями при заводнении, второе издание, -М.: 2001 143с.

86. Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Халимов Э.М. и др. Оптимизация плотности сетки скважин. Уфа, Башкнигоиздат, 1976. 160 с.

87. Хавкин А.Я., Максимов М.М., Путохин B.C. Идентификация относительных фазовых проницаемостей по результатам гидродинамических расчетов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996. - № 12.С.46-48.

88. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань, Мониторинг, 1996. 286 с.

89. Хисамов Р.С. Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Губайдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М., ОАО <ВНИИОЭНГ>. 2000. - 228с.

90. Цынкова О.Э., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1993. - 158 с.

91. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука 1998. - 304 с.

92. Шалимов Б.В., Швидлер М.И. О влиянии сетки на точность расчетов гидродинамических показателей при численном моделировании пласта. Сб. науч. Тр. ВНИИ. Вып. 106. - М., 1991.

93. Шаньгин Е. С., Тагирова К. Ф., Исбер Ф. А.Михеев П.С. Управление режимами работы установки скважинного штангового насоса на основеданных динамометрирования. //Мехатроника, Автоматизация, Управление. М.: <Новые технологии> №8,2005г. с 46-49

94. Шахвердиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Моделирование залежей нефти с позиции системной оптимизации. Нефтяное хозяйство 2000г№ 12 с19-22

95. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. М.: Недра, 1985.-235с.

96. Юсупов Н.Ю. Автоматизированные системы принятия решений. М.: Наука, 1983. - 88с.

97. A. Cottini-Loureiro, SPE, and М. Araujo, SPE Optimized Well Location by Combination of Multiple Realization Approach and Quality Map Methods, Imperial C., 2005 Society of Petroleum Engineers. -SPE 95413

98. G.Santellani, AGIP S.p.A., B. Hansen, Norsk Agip, and T. Herring, an Optimised Well Location Algorithm for Reservoir Simulation, Norsk Agip <Survival of the Fittest>, 1998 Society of Petroleum Engineers. -SPE 39754