автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Алгоритмические и программные средства повышения эффективности 3D-гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа

064615772

На правах рукописи

Иванов Максим Анатольевич

Алгоритмические и программные средства повышения

ЭФФЕКТИВНОСТИ 30-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Специальность

05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации (в отрасли: промышленность)

автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Томск-2010

-2 ДЕК 2019

004615772

Работа выполнена в

Национальном исследовательском Томском политехническом университете

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

Ямпольский Владимир Захарович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

Спицын Владимир Григорьевич

кандидат технических наук, Сарайкин Андрей Витальевич

Ведущая организация: Институт вычислительной математики

и математической геофизики (ИВМиМГ) Сибирского отделения Российской академии наук (г. Новосибирск)

Защита состоится «22» декабря 2010 г. в 14.00 часов на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.269.06 при Национальном исследовательском Томском политехническом университете по адресу: г. Томск, ул. Советская, 84/3, ауд. 214.

Исщ. исСс-('гС^ /Оси. ['•

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Национального исследовательского Томского политехнического университета по адресу: 634034, г. Томск, ул. Белинского, 55.

Автореферат разослан « ноября 2010 г.

Ученый секретарь Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций, кандидат технических наук

М. А. Сонькин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Сегодня нефтегазодобыча является одной из наиболее ресурсоемких, наукоемких и высокотехнологичных отраслей производства. Поэтому в ней в полной мере востребованы современные информационные технологии (ИТ), при помощи которых создаются цифровые трехмерные модели месторождений нефти и газа с целью оценки запасов и состояния разработки, а также прогнозирования технологических показателей для выбора наиболее оптимальной стратегии разработки залежей углеводородного сырья. Стремительное развитие ИТ позволяет использовать высокопроизводительные вычислительные машины совместно с разработанными программными системами для сбора, хранения, расчета, представления и анализа различного рода данных, относящихся к процессу моделирования месторождений. Совокупность современных вычислительных систем и специализированных программных комплексов (ПК) - важнейший и необходимый инструмент для любой нефтегазодобывающей компании. Поэтому применение и развитие ИТ при моделировании процессов разработки нефтегазовых месторождений сохраняет высокую актуальность.

Примером актуальности применения ИТ в области моделирования месторождений служит большое количество программно-инструментальных средств. К числу наиболее известных российских разработок можно отнести такие ПК как, «TimeZYX», «Техсхема», «ГИД» и др. Среди зарубежных - «Petrel», «Eclipse», «Roxar», «Landmark» и др. Однако, несмотря на широкий спектр задач, которые решают указанные комплексы, на некоторых этапах гидродинамического моделирования требуется повысить уровень автоматизации и эффективности решения. В данном диссертационном исследовании анализируются слабые места существующих и широко распространенных алгоритмических и программных решений. Основное внимание уделено созданию новых алгоритмов, модернизации и совершенствованию уже существующих. Все предлагаемые алгоритмы были реализованы в виде отдельных программных модулей, назначение которых заключается в развитии и повышении эффективности применяемых в настоящее время программных средств в технологии гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа.

Цель и задачи исследования. Целью данной работы является разработка алгоритмических и программных средств повышения эффективности процесса создания цифровых ЗО-гидродинамических моделей нефтегазовых залежей. Для достижения указанной цели поставлены и решены следующие задачи: 1. Проведен анализ технологии геологического и гидродинамического моделирования с применением базовых программных комплексов, выявлены наиболее трудозатратные процессы, требующие повышения уровня автоматизации и качества полученных решений. Оценена возможность повышения эффективности рассмотренных процессов за счет существующих программных средств, установлена необходимость применения новых алгоритмических и программных решений.

2. Исследован и формализован процесс расчета водонасыщенности нефтеносного пласта, приведено обоснование применения .¡-функции (функции Леверетта) для данной задачи, разработан алгоритм и программно реализован в виде модуля, обеспечивающего решение указанной задачи.

3. Обоснована необходимость понижения числа ячеек модели нефтегазового месторождения при переходе от исходной геологической модели (ГМ) к гидродинамической, создан и программно реализован новый алгоритм, осуществляющий ремасштабирование ГМ.

4. Рассмотрен процесс формирования системы расстановки скважин месторождения, обоснована его значимость и необходимость повышения эффективности, созданы новые алгоритмы и программный модуль.

5. Проведен анализ процесса поддержания пластового давления (ППД) при проектировании разработки месторождений, дана оценка значимости данного процесса в контексте технологии гидродинамического моделирования в целом, разработан алгоритм регуляции системы ППД и осуществлена его программная реализация.

6. Рассмотрены вопросы обработки результатов расчета по гидродинамическим моделям (ГДМ), приведено обоснование необходимости модернизации существующего алгоритма обработки и разработан программный модуль.

7. Проведена апробация и внедрение результатов исследований и разработок в технологию моделирования месторождений нефти и газа.

Объектом исследования является область цифрового трехмерного моделирования месторождений нефти и газа.

Предметом исследования являются модели и алгоритмы, повышающие эффективность и снижающие ресурсоемкость технологии моделирования нефтегазовых месторождений.

Методологическая и теоретическая основа исследования. При рассмотрении процессов фильтрации нефти и газа в процессе эксплуатации природных месторождений следует учитывать значительное отличие размеров рассматриваемых областей и неоднородность их строения по толщине и площади. Так, например, размер пор коллектора измеряется микрометрами, толщина исследуемого пласта как правило составляет не более нескольких десятков метров, а сам пласт может простираться на многие десятки и сотни километров. При этом количество разведочных скважин, являющихся основой для формирования данных о месторождении, на первоначальном этапе редко превышает значение десять. Таким образом, ограниченность исходных данных и неоднородность продуктивного пласта как по строению, так и по фациальному составу и характеру порового пространства в полной мере оправдывают применение математического (компьютерного) и физического (лабораторного) моделирования.

Возможность описания реальных процессов при помощи математической модели является одним из основных принципов математического моделирования. Основой для создания модели является осреднение параметров по времени, пространству и статистической выборке. Подобное осреднение делает воз-

можным осуществление перехода от дискретных распределений к непрерывным, появляется возможность использования методов дифференциального исчисления и математических аппаратов механики сплошных сред.

Перенос свойств и характеристик реальных физических сред и процессов на математическую модель происходит посредством использования различного рода зависимостей, для получения которых применяют основанное на теории подобия физическое моделирование.

Принято считать, что адекватность абстрактных и физических моделей реальным процессам достигается за счет соблюдения следующих требований в процессе создания моделей:

• полнота - содержание достаточного числа признаков реального объекта;

• непротиворечивость - включенные признаки не должны противоречить друг другу;

• реализуемость - построенная математическая модель должна допускать аналитическое или численное решение, а физическая - реализацию в искусственных условиях;

• компактность и экономичность - процессы сбора информации, подготовка и реализация модели должны быть максимально просты, обозримы и экономически целесообразны.

Основной задачей при моделировании нефтегазовых месторождений является установление качественных закономерностей, количественных соотношений и устойчивых тенденций, соответствующих широкому спектру исходных данных месторождения, при этом невозможно достичь точного количественного описания. Приоритетной задачей моделирования является не столько максимально детализированное воссоздание характеристик процесса, сколько получение достоверной модели, применение которой позволит предложить и осуществить различные технологические решения, связанные с разработкой месторождения, такие, как выбор наиболее подходящей системы разработки или метода воздействия на пласт.

Наряду с методами математического и физического моделирования в работе используются методы системного анализа, элементы теории множеств, методы обработки, анализа и визуализации информации. В процессе разработки программного обеспечения применялись методы объектно-ориентированного проектирования и программирования, а в процессе тестирования готовых программных решений - методы экспертных оценок.

Следует отметить, что теоретической базой для диссертационного исследования стали труды таких отечественных и зарубежных ученых, как: А.И. Акулынин, И.Д. Амелин, Д.В. Булыгин, Р.Д. Каневская, А.Х. Мирзаджанзаде, B.C. Ковалев, Б.Ф. Сазонов, B.C. Орлов, X. Азиз, Г.Б. Кричлоу, Б.И. Леви, Э. Сеттари и многие другие.

Значительный вклад в развитие области цифрового ЗО-моделирования месторождений нефти и газа, внесли такие томские ученые, как C.B. Костюченко, A.A. Захарова, В.З. Ямпольский и другие.

Информационная база исследования. В числе информационных источников диссертации использованы:

• научные источники в виде данных и сведений из книг, журнальных статей, научных докладов и отчетов, материалов научных конференций, семинаров;

• отечественные и зарубежные статистические отчеты, материалы разных научных и производственных организаций, фондов, институтов, в том числе результаты исследований глубинных проб нефти, воды и газа, архивы дел скважин, сведения и показатели разработки месторождений, по-рометрические исследования и др.;

• официальные документы в виде регламентов по проектированию разработки месторождений нефти и газа, а также кодексов законов, законодательных и других нормативных актов, в том числе положений, инструкций, докладов, проектов и отчетов, связанных с процессами создания цифровых ГМ и ГДМ нефтегазовых месторождений Томской и Тюменской областей, а также Краснодарского края;

• результаты собственных расчетов и вычислительных экспериментов.

Научной новизной обладают следующие основные результаты, полученные в работе:

1. Разработанный новый алгоритм ремасштабирования исходной ГМ, понижающий размерность ГДМ с сохранением ее точности с целью уменьшения вычислительной нагрузки и времени расчета при гидродинамическом моделировании газонефтяного резервуара, и учитывающий не только средневзвешенные значения свойств пласта, но и характер распределения коллектора в нем.

2. Созданные новые алгоритмы для автоматизации формирования системы расстановки скважин, позволяющие осуществить ее привязку к пласту и пробуренным скважинам.

3. Разработанный новый алгоритм автоматического контроля и управления процессом расчета ГДМ при использовании ПК «Eclipse», осуществляющий отключение нагнетательных скважин с целью регуляции системы ППД при проектировании разработки месторождений.

4. Предложенный модернизированный алгоритм для обработки результатов расчета ГДМ, отличающийся от существующих алгоритмов точностью обработки и полнотой представленных отчетных показателей. Оригинальность алгоритма заключается в изменении значительной части набора формул для расчета показателей и уникального кодирования имени скважины, которое обеспечивает возможность учета различных типов скважин.

Практическая значимость работы. Результаты исследования используются и могут найти более широкое применение в следующих направлениях:

1) хозяйственная и проектная деятельность проектно-технологических институтов и добывающих предприятий нефтяной промышленности;

2) образовательная деятельность высших учебных заведений и других уч-

реждений, осуществляющих подготовку и переподготовку специалистов;

3) контролирующая и надзорная деятельность государственных органов за качеством проектных решений недропользователя, связанных с разработкой и эксплуатацией природных месторождений углеводородного сырья.

Разработанные в процессе проведения диссертационного исследования алгоритмические и программные средства представляют собой набор программных модулей, совместимых с программным обеспечением (ПО) компании «Schlumberger», и методическое обеспечение. Объем оригинального программного кода в скомпилированном виде для каждого из модулей составил:

1) модуль «J-function» - 505 Кб;

2) модуль «GMUpscale» - 536 Кб;

3) модуль «WellSpacing» - 1070 Кб;

4) модуль «Shutlnject» - 1885 Кб;

5) модуль «ANOT» - 550 Кб.

Разработанные и апробированные алгоритмы и программы функционируют под управлением операционной системой Windows (версия 2000 и позднее) и применялись в научно-исследовательских и проектных институтах и нефтегазодобывающих предприятиях для повышения эффективности существующей технологии моделирования месторождений. Программное и методическое обеспечение используется при подготовке студентов, магистрантов, аспирантов, а также профильных специалистов в области моделирования нефтегазовых пластов.

Апробация результатов исследования осуществлялась.

1. Проведением численных экспериментов для анализа функционирования разработанных модулей, оценкой результатов испытаний и сравнением с результатами работы программных аналогов и натурных экспериментов.

2. При проведении комплексной оценки разработанного программного кода посредством системы метрик.

3. При проведении экспериментов с целью оценки экономии временных ресурсов при использовании разработанных программных модулей относительно базовой технологии моделирования.

4. Путем сравнения функциональных возможностей разработанных программных средств и существующих аналогов.

5. Путем внедрения созданного алгоритмического и программного обеспечения («GMUpscale», «WellSpacing» и «Shutlnject») в Томском филиале федерального унитарного предприятия «Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья» («СНИИГГиМС») Сибирского отделения Российской академии наук и нефтяной компании «Сибнефтегазинновация-Т».

6. При использовании результатов диссертационной работы (алгоритмов и программных средств) специалистами «СНИИГГиМС» (совместно с автором) при выполнении проектов пробной эксплуатации (ППЭ) трех нефтяных месторождений, а также сотрудниками, аспирантами и студентами Института «Кибернетики» Национального исследовательского Томского

политехнического университета при выполнении ряда НИР (в процессе создания более 20 проектных документов) для следующих организаций1.

• ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».

• ООО «НК «Роснефть-НТЦ»».

• ООО «Норд Империал».

• ООО «Сибнефтегазинновация-Т».

• ООО «Стимул-Т».

7. На разработанные в рамках диссертационной работы программные модули получено четыре свидетельства о государственной регистрации программ для ЭВМ в Федеральной службе по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.

8. Результаты работы были положительно оценены, а исследования дважды поддержаны государственной некоммерческой организацией «Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере».

9. Результаты диссертации опубликованы в 15 печатных работах, из них 3 статьи в журналах, которые входят в перечень изданий рекомендованных высшей аттестационной комиссией (ВАК). Основные результаты диссертационного исследования были представлены на ряде всероссийских и международных конференций, среди которых можно отметить следующие:

• Международная научно-практическая конференция «Современные техника и технологии», Томск, 2005, 2006 г.

• Международная научно-практическая конференция «Средства и системы автоматизации », Томск, 2007 г.

• Всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2007-2009гг.

• Международная научно-практическая конференция «Интеллектуальные информационно-телекоммуникационные системы для подвижных и труднодоступных объектов», Томск, 2010 г.

Базисные положения, выносимые на защиту:

1. Реализованный алгоритм расчета начальной водонасыщенности нефтеносного пласта с применением .¡-функции позволяет наиболее точно описать соотношение фаз воды и нефти в начальный момент разработки месторождения по сравнению с другими существующими алгоритмами.

2. Разработанный алгоритм ремасштабирования ГМ повышает эффективность взаимодействия программно-аппаратных средств с пользователем и повышает точность полученной на основе предложенной им схемы ремасштабирования ГДМ по сравнению с другими известными алгоритмами.

3. Предложенный алгоритм формирования системы расстановки скважин месторождения позволяет эффективно разместить систему в пространст-

ве, обеспечивая должное обоснование для принятия решения по выбору способа разработки месторождения.

4. Реализованный алгоритм поддержания пластового давления в процессе проектирования разработки месторождения предоставляет дополнительные возможности по управлению системой ППД по сравнению с базовой технологией (ПК «Eclipse») и осуществляет контроль за процессом ППД в полностью автоматическом режиме в соответствие с заданными пользователем параметрами.

5. Модернизация алгоритма обработки результатов расчета ГДМ позволила сформировать полный отчет в соответствии с государственными стандартами Российской Федерации по итогам работы гидродинамического си-мулятора «Eclipse» в автоматическом режиме без вмешательства пользователя, в то время как существующие алгоритмы предполагают формирование отчета с участием специалиста для коррекции и внесения данных, расчет которых затруднен.

6. Созданное алгоритмическое и программное ПО обеспечивает снижение сроков проектирования разработки месторождений нефти и газа, повышает точность проектных решений, снижает нагрузку на специалиста, функционально дополняет существующую на данный момент технологию гидродинамического моделирования пластов, а в случаях частичного замещения отдельных продуктов, удешевляет ее.

Личный вклад:

1. Постановка задач исследования и апробация результатов осуществлялась совместно с научным руководителем, д.т.н., профессором В.З. Ям-польским и к.т.н. A.A. Захаровой.

2. Алгоритмы ремасштабирования ГМ, формирования системы расстановки скважин, контроля и управления расчетом ГДМ при проектировании системы ППД, а также обработки результатов расчета ГДМ предложены и реализованы автором.

3. Проектирование и реализация ПО «J-function», «GMUpscale», «Shutlnject» и «ANOT» выполнены лично автором.

4. Проектирование и реализация ПО «WellSpacing» проведены под руководством автора совместно с A.C. Силантьевым и Т.Ю. Кобыляк.

5. Построение трехмерных ГМ и ГДМ, а также выполнение 22 НИР осуществлялось под руководством A.A. Захаровой совместно с автором и сотрудниками научно-учебной лаборатории 3D моделирования Института кибернетики Национального исследовательского Томского политехнического университета.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа включает: введение, четыре главы, заключение, список использованных источников, состоящий из 111 наименований, 13 приложений. Общий объем диссертации составляет 193 страницы машинописного текста. Работа содержит 78 рисунков и 21 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, формулируются цель и задачи исследования, приводится личный вклад автора, апробация результатов исследований, а также краткое содержание работы.

В первой главе рассмотрен процесс создания трехмерных моделей месторождений нефти и газа, в рамках которого было выделено три основных этапа:

1. Геологическое моделирование.

2. Гидродинамическое моделирование.

3. Анализ и интерпретация полученных результатов.

Каждый из указанных этапов был подробно рассмотрен в работе. Приведено поэтапное описание процесса геологического моделирования. Рассмотрена физическая основа процесса гидродинамического моделирования, которая базируется на законах сохранения массы, импульса и энергии. Приведен основной закон движения жидкости в пористой среде - закон Дарси:

где g- ускорение силы тяжести; к - коэффициент пропорциональности, являющийся характеристикой пористой среды и не зависящий от размеров образца и свойств жидкости.

На практике чаще применяют не закон Дарси (1), а формулу Дюпюи, которая является модификацией закона Дарси:

18.41//Д

ln]-^ 1-0.75 + 5

где q0 - дебит нефти (м3/сут); К - проницаемость (мД) - (эффективная проницаемость нефти); h - эффективная мощность пласта (м); Рг - среднее пластовое давление (атм); Pwf - забойное давление (атм); ¡х0 - вязкость нефти (сПз) - (в пластовых условиях); В0 - объемный коэффициент нефти (м3/м3); ге - радиус дренирования (м); rw - радиус скважины (м); S -скин-фактор.

В первой главе отмечено, что в гидродинамических симуляторах базовых ПК используется стандартная трехфазная трехкомпонентная изотермическая модель черной нефти («black-oil»). Эта модель применяется для моделирования большинства задач, возникающих в процессе разработки месторождений. Модель «black-oil» и обычно используемые допущения имеют вид:

div{lw(4Vw - ywVD)) - ¿(0wf;) + qw, div{X0{VPo - y„VD)) =~(ф0 J) + q0,

div(Xg(yPa - y3VD) + Rg,0X0{4p0 - y0VD)) = £(фд + Rgfi +

(Чд + Кд,аЧо), Po ~ Pg ~ Pcog> Po ~ Pw = Pcow

^w о ^g — где используются следующие обозначения для функций: Pw — Pw{t, х, у, z) - давление водяной фазы; Po = Ро (£> х> У, z) - давление нефтяной фазы; Рд = pg(t,x,y,z) - давление газовой фазы; Sp — Sp(t,х,у,z) -насыщенность /7-ой фазы, р = о,д, w; A„ = к - подвижность фазы;

р вР^р

к = pw, po, Рд, х, у, г) - тензор абсолютной проницаемости; 9р — <р ( рр, х, у, z) - пористость;

krp — krp(Sw,Sg)~ относительная фазовая проницаемость; |ip = Цр С Рр) ~ вязкость фазы;

Bp = Вр(рр) - коэффициент объемного расширения фазы;

Ур — ррд - вертикальный градиент давления;

D — D{x, у, z) - вектор глубины;

Рр = Рр(Рр) - массовая плотность фазы;

Pcoj? — PcogiSg) - капиллярное давление в системе нефть-газ;

i'cow = Pcow№y)-капиллярное давление в системе вода-нефть;

Яд о = Rg о(.Ро)~ растворимость газа в нефтяной фазе;

q~p — Ч~р( Pp,Sw,Sg, t, x, у, 2) - источник фазы - скважина;

д — const - известная постоянная величина.

Для дискретизации уравнений физической модели в симуляторах базовых ПК используется обычная для таких задач конечно-разностная аппроксимация по пространственным и временным переменным.

Наиболее часто в симуляторах используется стандартная аппроксимация по пространству на прямоугольной блочно-центрированной сетке. Для вычисления коэффициентов уравнений, зависящих от насыщенностей, используется стандартная аппроксимация по потоку.

После рассмотрения вопросов, связанных с физической и математической моделью гидродинамического моделирования, приведено описание подэтапов гидродинамического моделирования, включающее в себя следующие аспекты:

• понижение размерности геологической модели (ремасштабирование);

• анализ, обработка и подготовка данных относительных фазовых прони-цаемостей, а также физико-химических данных флюидов и породы;

• анализ, обработка и подготовка данных о скважинах: схема расстановки, параметры и мероприятия и т.д.;

• расчет модели в гидродинамическом симуляторе.

Далее кратко отмечено содержание этапа анализа и интерпретации результатов моделирования.

В первой главе также приведен анализ технологии моделирования месторождений с применением таких базовых программных комплексов, как ПК «Petrel» и ПК «Eclipse» компании Schlumberger (Рис. 1).

Рис. 1. Схема процесса моделирования с применением ПО компании «Schlumberger»

Информационные процессы технологий «Schlumberger» и других известных производителей программного обеспечения, как правило, имеют определенное сходство, так как подчинены единой логике формирования цифровых трехмерных моделей. Отличия заключаются лишь в реализации отдельных алгоритмических и программных модулей комплексов, которые обеспечивают выполнение отдельных функций соответствующих этапов моделирования.

Помимо компании «Schlumberger», сегодня на рынке информационных технологий представлено много других компаний, занимающихся разработкой программного обеспечения для недропользователей, причем как российских: ОАО «ЦГЭ», ОАО «Пангея», ЗАО «Тюменский институт нефти и газа», ООО «СургутНИПИнефть», ЗАО «УфаНИПИнефть» и т.д., так и зарубежных: Roxar Software Solutions, Western Atlas, Landmark Graphics и др. Большая часть программных систем и комплексов перечисленных компаний имеют как несомненные достоинства, так и отдельные недостатки.

В работе подробно рассмотрены недостатки каждого из основных этапов современной технологии моделирования месторождений и приведены результаты данного анализа в виде схем. Отмечено, что основным из недостатков является высокая стоимость данных программных продуктов и решений. Современные российские разработки, имеющие существенно меньшую стоимость

продуктов, не позволяют осуществить полный цикл моделирования месторождений, обеспечивая возможность решения отдельных задач. Исключением можно считать ПК «ТлтеХУХ», который обеспечивает достаточно широкий спектр функций. Однако и данный комплекс на текущий момент функционально уступает зарубежным конкурентам и прежде всего продуктам компании «БсЫитЬе^ег». Кроме того, он не обеспечен действенной системой сопровождения, что весьма актуально для производства. Другой характерной особенностью зарубежных разработок, помимо высокой стоимости, является слабая ориентация на российское законодательство, стандарты и регламентные документы, что так же создает российским потребителям затруднения в работе с ними.

Все это свидетельствует о необходимости развития технологии моделирования нефтяных и газовых месторождений, опираясь при этом на лучшие достижения базовых ПК.

В первой главе работы также были представлены процессы, требующие повышения уровня автоматизации и качества полученных решений. Рассмотрены существующие алгоритмические и программные средства, повышающие функциональность базовых ПК. Отмечена актуальность разработки и применения новых алгоритмов и программ, для решения таких задач, как:

• расчет .1-функции и начальной водонасыщенности нефтяного пласта;

• выбор слоев исходной ГМ при ремасштабировании с целью понижения размерности ГДМ;

• формирование системы расстановки скважин;

• управление системой ППД в процессе расчета ГДМ;

• формирование отчетной регламентной документации.

В работе рассмотрены способы расчета начальной водонасыщенности пласта и приведено обоснование применения ,1-функции.

Рассмотрен процесс ремасштабирования ГМ и обоснована необходимость его применения при гидродинамическом моделировании месторождений нефти и газа.

Описаны основные этапы и показана значимость процессов формирования схемы разработки, управления системой ППД и создания отчетной регламентной документации.

Во второй главе описываются алгоритмы, предложенные автором для автоматизации отдельных этапов процесса формирования трехмерных моделей месторождений нефти и газа.

Формализован процесс расчета водонасыщенности (ХО нефтеносного пласта с применением -[-функции:

=/ЦЗДа*!Р^Ш. IIут

* Ау соя(в) *Ф

>

где К - проницаемость (мД);

Ф - пористость (доли ед.);

у - поверхностное натяжение нефть/пластовая вода (дин/см);

в - угол смачиваемости (град.);

И - высота относительно зеркала свободной воды (м);

Рводы - плотность воды (кг/м3);

Рнефти - плотность нефти (кг/м3).

На примерах с реальными данными рассмотрен процесс обработки исходных данных капиллярометрии и подготовки на их основе набора данных для аппроксимации .Г-функции. Рассмотрена система уравнений

п п

1=1 1=1

п п н

¿=1 ¡=1 ¡=1 где п - количество экспериментальных значений.

Приведены методы решения данной системы и реализован алгоритм расчета водонасыщенности (Рис. 2).

^ Вы«ол ^

Рис. 2. Схема алгоритма расчета водонасыщенности ^-функция)

Предложены и описаны принципы горизонтального и вертикального ре-масштабирования в ПК «Eclipse». Приведена подробная реализация разработанного алгоритма вертикального ремасштабирования ГМ, основанного на комбинированном применении средневзвешенных свойств пласта, а также расчета корреляции между соседними геологическими ячейками.

Расчет средневзвешенного значения выбранного свойства для отдельно взятого пласта осуществляется по формуле:

где Аид - средневзвешенное значение выбранного свойства по пласту; Ргор[1] - массив значений выбранного свойства; №$[£] - массив значений свойства песчанистости; Ви1к[1] - массив значений свойства объема пород;

и - количество активных ячеек цифровой трехмерной модели соответствующего пласта.

Расчет коэффициента корреляции осуществляется по формуле:

п(п2-1)'

где 1 (I2 - сумма квадратов разностей рангов; п - число парных наблюдений, которое соответствует количеству ячеек в пределах продуктивного пласта одного из рассматриваемых слоев с учетом соответствующих ячеек второго слоя.

Для ремасштабирования исходной ГМ с использованием средневзвешенных значений последовательно рассчитываются разности средневзвешенных значений свойств соседних слоев по формуле:

дард. - _!_--Ауд] ,

где Дел- разность средневзвешенных значений свойств слоев в диапазоне от первого слоя до последнего слоя группы и текущего слоя под номером / - номер первого слоя в группе;

Аид - средневзвешенное значение выбранного свойства по пласту.

При ремасштабировании ГМ с применением корреляционного алгоритма, в случае если коэффициент корреляции соседних слоев больше или равен заданному в настройках способа значению, соседние слои объединяются, иначе подобное объединение считается недопустимым.

Результаты работы обоих алгоритмов по выбранному свойству объединяются таким образом, чтобы границы интервалов объединенных слоев итогового разбиения не выходили за границы обоих алгоритмов. Если представить результаты работы каждого метода в виде множества двоичных чисел 2аи2ь, состоящих из N-1 элементов, где N - количество слоев исходной геологической модели, значение "7" является признаком объединения соседних слоев, а "0" означает, что слои не объединяются. Таким образом, результатом итогового разбиения слоев геологической модели будет являться множество двоичных чисел 2С такое, что

Zc — ZaU Zb-

Подобное объединение применяется не только в том случае, когда необходимо учесть результаты работы разных методов, но и в случае когда необходимо объединить результаты группировки слоев на основе более чем одного свойства модели.

В работе предложены алгоритмы формирования схемы разработки месторождения. Реализован алгоритм выбора системы расстановки скважин.

Рассмотрен способ расчета плотности сетки скважин с учетом планирования мероприятий по интенсификации притока нефти из пласта:

__£_

^ ~ Nt Multi+Np Multp'

где Mull, и Multp - соответствующие множители для нагнетательных и продуктивных скважин.

Предложены алгоритмы поиска варианта размещения новой сетки скважин относительно пробуренных ранее на месторождении скважин, как в случае поворота сетки, так и в случае ее смещения.

Предложена модель данных для описания состояния и взаимосвязи скважин в процессе управления системой ППД при гидродинамическом моделировании и разработан алгоритм для реализации указанной задачи.

Рассмотрен принцип действия алгоритма на реальных данных, а также разработан механизм получения данных от ядра симулятора и правила управления состоянием скважины.

В работе предложен алгоритм для формирования отчета по результатам расчета ГДМ. Приведены отличия в работе алгоритма и существующего аналога. Предложен новый подход для формирования кода скважины (Табл. 1).

Таблица 1

Формирование кода скважины

Параметр Мнемоника Значение по умолчанию

Скважина относится к типу механизированных М По умолчанию скважина относится к данному типу. Если скважина не механизированная, то мнемоника указывается в коде скважины.

Скважина введена из экп-луатациокного бурения D По умолчанию скважина относится к данному типу. Если скважина не введена из эксплуатационного бурения, то мнемоника указывается в коде скважины.

Скважина введена из разведочного бурения Е По умолчанию скважина не относится к данному типу. Если скважина введена из разведочного бурения, то мнемоника указывается в коде скважины.

Скважина переведена с других объектов Т По умолчанию скважина не относится к данному типу. Если скважина переведена с других объектов, то данная мнемоника указывается в коде скважины.

Скважина является нагнетательной, но введена с отработкой W По умолчанию скважина относится к данному типу. Если скважина не введена с отработкой, то данная мнемоника указывается в коде скважины.

Скважина относится к типу резервных R По умолчанию скважина не относится к данному типу. Если скважина является резервной, то мнемоника указывается в коде скважины.

В третьей главе диссертации представлена программная реализация рассмотренных ранее (во второй главе) алгоритмических решений, а именно был создан набор таких программных модулей, как:

• «1-Рипс1лоп» - расчет значений начальной водонасыщенности пласта;

• <ЮМирзса1е» - ремасштабирование ГМ;

• «\VellSpacmg» - формирование схемы разработки;

• «ЗЬиЧ^есЪ) - управление системой ППД в процессе расчета ГДМ;

• «ЛЬГОТ» - формирование отчетной регламентной документации.

Все разработанные модули имеют однородный, интуитивно понятный и удобный программный интерфейс, что облегчает и ускоряет процесс обучения новых пользователей. Пример работы программного модуля «\VellSpacing» приведен на рис. 3.

« W«ltSpacf«s 0(§Щ

Рис. 3. Пример интерфейса программного модуля «ШеИБрасц^»

В четвертой главе представлено применение предложенных моделей, алгоритмических и программных решений на реальных данных месторождений нефти и газа. Обобщенные сведения об объемах тестирования разработанных алгоритмов и программ приведены в табл. 2.

Таблица 2

Сведения о назначении и объеме экспериментов

Название модуля Назначение эксперимента Объем данных Количество

J-Function Формирование системы уравнений и экстраполяция J-функции 5 Кб более 50

GMUpscale Поиск слоев для осреднения двумя методами и объединение результатов 120 Мб более 500000

Shutlnject Управления процессом ППД в ходе расчета модели на симуляторе «Eclipse» 2 Гб более 30

WellSpacing Формирование системы расстановки скважин 2 Гб более 50

ANOT Формирование отчетных показателей 2 Гб более 100

По данным табл. 2 видно, что тестирование разработанных программных модулей проведено в достаточно полном объеме. Для отдельных модулей, таких как «С;Мир5са1е» и «БЬи^гуссЬ), процесс тестирования занял значительно больше времени. Детальность и объем исследований при тестировании тоже варьируется в зависимости от сложности решаемой задачи при помощи разработанных средств.

Следует отметить, что для тестирования применялись контрольные данные с уже известным результатом их расчета. Результаты, полученные с применением программных модулей автора, соотносились с результатами, полученными альтернативными программными средствами или базовыми ПК. По результатам проведенных тестов сделан вывод об эффективности применения разработанных программных модулей, использование которых, снижает нагрузку на специалиста, повышает точность полученных решений, расширяет функциональность, а также позволяет экономить временные и денежные средства при гидродинамическом моделировании месторождений нефти и газа (Табл. 3).

Таблица 3

Сокращение сроков реализации этапов гидродинамического моделирования при применении разработанного авторского ПО

Время, мин

ПО Процесс Объем данных Без средств автоматизации Со средствам! автоматизацш

min тах min max min max

J-function Расчет водонасы-щенности 10 образцов керна 50 образцов керна 5 20 1 1

GMUpscale Ремасштабирование ГМ 9 слоев ГД модели 40 слоев ГД модели 15 45 3 5

WellSpacing Формирование системы разработки 5 скважин 60 скважин 20 200 5 20

Shutlnject Настройка системы ппд 5 скважин 60 скважин 30 240 6 26

ANOT Формирование отчетов 3 варианта разработки 8 вариантов разработки 45 150 4 8

Итог: 115 655 19 60

Экономия времени, количество раз 6 Н

Как видно из таблицы, применение разработанных авторских модулей в процессе моделирования месторождений нефти и газа совместно с ПК «Petrel» и «Eclipse» позволяет сократить временные издержки на моделирование в 6-11 раз.

В четвертой главе отмечено, что для осуществления экспертизы решений, полученных при помощи разработанных программных модулей, применялись дополнительные программные средства. Результаты экспертизы свидетельствуют о высоком качестве полученных решений.

Производилась оценка программного кода разработанных модулей с использованием набора метрик, применяемых в ПО «SourceMonitor» компании

«Campwood Software» (США). Данная оценка позволяет сделать вывод о высокой сложности реализованных алгоритмов и существенном объеме исходного кода. В общей сложности приведены данные по 17 метрикам.

Разработанные алгоритмические и программные средства применялись при выполнении 22 НИР. Обоснованность предложенных алгоритмических и программных решений подтверждена успешной защитой указанных проектов в научно-технических советах предприятий и комиссиях контролирующих государственных органов.

Применение и внедрение практических результатов диссертационной работы подтверждается представленными актами о внедрении, справками об использовании результатов исследований, а также свидетельствами о регистрации авторских прав.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

В ходе диссертационной работы были получены следующие основные научные и практические результаты:

1. Проведен анализ и рассмотрены этапы цифрового ЗР-гидродинамического моделирования нефтяных и газовых месторождений с точки зрения достаточности алгоритмических и программных средств. Выявлены отдельные процессы, требующие повышения уровня автоматизации и точности решений. Формализованы и обоснованы выбранные подходы в решении поставленных задач.

2. Разработаны новые алгоритмы и программные модули, повышающие эффективность ЗО-гидродинамического моделирования, обеспечивающие решение таких важных задач, как:

• расчет значений начальной водонасыщенности нефтяного пласта;

• ремасштабирование ГМ;

• формирование системы расстановки скважин;

• управление системой ППД в процессе расчета гидродинамической модели;

• формирование отчетности.

3. Проведено тестирование и апробация разработанных программных модулей на реальных данных месторождений Томской области. Результаты расчетов сопоставлялись с известными. Экспериментально подтверждена эффективность применения разработанных алгоритмов и программных модулей.

4. Проведена экспертиза решений, полученных на основе разработанного ПО, а также осуществлен анализ программного кода с помощью системы метрик. Результаты экспертизы и анализа положительные.

Для подтверждения внедрения и применения результатов диссертации представлено 5 актов о внедрении и 1 справка об использовании результатов исследований, а также 4 свидетельства о регистрации авторских прав.

Результаты диссертации опубликованы в 15 научных работах (3 ВАК) и представлены на 12 всероссийских и международных конференциях, использо-

ваны при выполнении работ по 22 НИР и были дважды поддержаны государственной некоммерческой организацией «Фонд содействия развитию малых форм

предприятий в научно-технической сфере».

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ

1. Иванов М.А., Захарова A.A. Разработка информационной технологии для прогноза состояния месторождений нефти и газа. Современные техника и технологии. Труды 11 Международной научно-практической конференции. 29 марта - 2 апреля, Томск, 2005. Томск: ТПУ. 2005 С. 238-239.

2. Иванов М.А., Захарова A.A. «АНОТ» - Система анализа данных и подготовки отчетов на основе результатов трехмерного гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа. // Матер. 12 Международной научно-практической конференции «Современные техника и технологии». 27 марта - 31 марта Томск, 2006. Томск: ТПУ. 2006 С. 65-67.

3. Иванов М.А., Ямпольский В.З., Захарова A.A., Чернова О.С. Анализ программного обеспечения для трехмерного моделирования и оптимизации разработки месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. Т. 309. №7. 2006. С. 50-55.

4. Иванов М.А., Бормашов Д.А. Разработка инструментария для обработки геолого-геофизических данных с помощью методов кластеризации и классификации для решения задачи выявления однородных интервалов на каротажных диаграммах. // Матер. V Всерос. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученных «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2007.

5. Иванов М.А., Захарова A.A., Силантьев A.C. Автоматизация формирования, анализ и выбор систем разработки месторождений нефти и газа // Матер. V Всерос. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2007.

6. Иванов М.А., Бараматова C.B. Картопостроение на основе трехмерных моделей нефтегазовых месторождений // Матер. V Всерос. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2007.

7. Иванов М.А., Алхимов К.Ю., Захарова A.A. Разработка программной системы для анализа и формирования отчетов результатов моделирования месторождений нефти и газа // Матер. V Всерос. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2007.

8. Иванов М.А., Захарова A.A. Программное обеспечение «Well Spacing» для формирования схем разработки месторождений нефти и газа // Матер. IX Междунар. науч.-практич. конф. «Средства и системы автоматизации», Томск, 2007.

9. Иванов М.А., Захарова A.A., Силантьев A.C. Программный модуль «Shutlnject» автоматической регуляции системы поддержания пластового давления в 30-моделях нефтегазовых месторождений // Матер. IX между-

народной науч.-практич. конф. «Средства и системы автоматизации», Томск, 2007.

10. Иванов М.А., Захарова A.A. Взаимодействие программных средств в процессе моделирования месторождений нефти и газа // Матер. VI Всерос. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2008.

П.Иванов М.А., Захарова A.A. Автоматизация расчета водонасыщенности продуктивного пласта нефтегазового месторождения на основе j-функции II Сб. трудов Всероссийской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 26-28 февраля 2008 г., ТПУ. С. 478-480.

12. Иванов М.А., Захарова A.A. Оптимизация процесса цифрового 3D-моделирования месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. Т. 312. №5. 2008. С. 119-125.

13. Иванов М.А., Захарова A.A., Программное обеспечение «GMUPSCALE» для ремасштабирования геологической модели месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. Т. 314. №5. 2009. С. 110-113.

14. Иванов М.А., Кобыляк Т.Ю., Захарова A.A. Алгоритм формирования оптимальной сетки скважин нефтегазового месторождения с учетом существующей системы разработки // Матер. VII Всерос. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2009.

15. Иванов М.А., Захарова A.A., Ямпольский В.З. Метод и программный модуль для ремасштабирования трехмерных геологических моделей месторождений нефти и газа // Проблемы информатики. 2010. Т. 7, №3. С. 24-35.

Свидетельства об официальной регистрации программных систем разработанных на основе результатов диссертации:

1. WellSpacing / М.А. Иванов [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009611809 от 24.02.2009.

2. Комплекс программно-инструментальных средств для оптимизации технологии цифрового ЗО-геолого-гидродинамического моделирования нефтег-зовых месторождений / М.А. Иванов [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009612623 от 22.05.2009.

3. GMUpscale / М.А. Иванов [и др.] II Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009614135 от 08.06.2009.

4. J-function / М.А. Иванов [и др.] // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009614136 от 08.06.2009.

Подиаюкгемаш 03.112310. Формэгг60!в4Л6. Бумага «Снаурснга». Печать XEROX. Усп.печл. 1,16. Уч.-изд.л. 1,05. _Заказ 1846-10 Тираж 150 экз._

Национальный исследовательский Томский политехнический университет Система менеджмента качества Томского политехнического университета сертифицирована NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту ISO 9001:2008

«SMWbnioVw. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30 Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru

Введение.

Глава I. Построение моделей нефтяных и газовых месторождений на базе технологии ЗБ-моделирования.

1.1. Построение геологической модели.

1.2. Построение гидродинамической модели.

1.2.1. Основные физические законы гидродинамического моделирования.

1.2.2. Описание физической и математической модели гидродинамических процессов.

1.2.3. Этапы гидродинамического моделирования.

1.3. Анализ и интерпретация результатов моделирования.

1.4. Недостатки технологии моделирования месторождений нефти и газа.

1.4.1. Недостатки технологии геологического моделирования.

1.4.2. Недостатки технологии гидродинамического моделирования.

1.4.3. Недостатки технологии анализа и интерпретации результатов гидродинамического моделирования месторождений.

1.5. Актуальные задачи процесса моделирования месторождений.

1.5.1. Сбор, анализ, обработка данных каппилярометрии и расчет водонасыщенности пласта.

1.5.2. Выбор слоев для группировки,в процессе ремасштабирования при переходе от геологической модели к гидродинамической.

1.5.3. Анализ, выбор и формирование предпочтительной схемы разработки месторождения.

1.5.4. Управление состоянием и режимами нагнетательных скважин с целью поддержания пластового давления в процессе разработки месторождения

1.5.5. Анализ результатов расчетов и формирование отчетов для экспертизы модели в соответствие с российским регламентом.

1.6. Выводы по главе.

Глава II. Алгоритмические средства автоматизации процесса формирования трехмерных моделей месторождений нефти и газа.

2.1. Алгоритм расчета I-функции и начальной водонасыщенности плас 1 а.

2.2. Алгоритм выбора слоев исходной геологической модели с целью понижения размерности гидродинамической модели.

2.3. Алгоритмы для автоматизации формирования системы расстановки скважин.

2.4. Алгоритм автоматической регуляции системы поддержания плас i ового давления.

2.4.1. Управление режимами работы нагнетательных скважин с применением технологии «гибких перезапусков».#.

2.4.2. Управление режимами работы нагнетательных скважин с применением расширенных возможностей ПК «Eclipse».

2.5. Алгоритм автоматизации формирования отчета.

2.6. Выводы по главе.

Глава III. Разработка программных средств для автоматизации отдельных этапов ЗБ-гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа.

3.1. Разработка программного модуля для расчета значений начальной водонасыщенности пласта «J-function».

3.1.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля «J-function».

3.1.2. Функциональный состав модуля «J-function».

3.2. Разработка программного модуля для автоматизации перехода от геологической модели.к гидродинамической «GMUpscale».

3.2.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля «GMUpscale».

3.2.2. Функциональный состав модуля «GMUpscale».

3.3. Разработка программного модуля для автоматизации формирования схемы разработки «Well Spacing».

3.3.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля «WellSpacing».

3.3.2. Функциональный состав модуля «WellSpacing».

3.4. Разработка программного модуля для автоматизации управления системой поддержки пластового давления в процессе расчета гидродинамической модели «Shutlnject».

3.4.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля «Shutlnject».

3.4.2. Функциональный состав модуля «Shutlnject».

3.5. Разработка программного модуля для автоматизированного формирования отчетной регламентной документации «ANOT».

3.5.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля «ANOT».

3.5.2. Функциональный состав модуля «ANOT».

3.6. Выводы по главе.

Глава IV. Апробация и практическое применение результатов исследований и разработок.

4.1. Апробация разработанных программных средств.

4.1.1. Апробация разработанного модуля «J-function».

4.1.2. Апробация разработанного модуля «GMUpscale».

4.1.3. Апробация разработанного модуля «WellSpacing».

4.1.4. Апробация разработанного модуля «Shutlnject».

4.1.5. Апробация разработанного модуля «ANOT».

4.2. Качественная и количественная оценка программного кода разработанных модулей.

4.3. Эффективность разработанных алгоритмических и программных средств.

4.4. Применение результатов исследований при гидродинамическом моделировании месторождений нефти и газа.Ü.

4.5. ,Выводы по главе.

Актуальность исследования. Современному обществу свойственны бурные темпы развития. За один только 20 век население планеты увеличилось в 4 раза (от 1,6 до 6 миллиардов человек). Ожидается, что к середине XXI столешя на Земле будет более 9 миллиардов жителей [32].

Вместе с ростом числа людей на планете наблюдается увеличение темпов роста мировой экономики. По мнению ведущих специалистов международного валютного фонда, в последнее десятилетие мировая экономика демонстрировала значительный рост с 2001 по 2006 гг. Темп роста мировой экономики увеличился с 2,3 до 4 %. В 2007 г. произошел незначительный спад, который усилился значительно в 2008 г., обозначив начало мирового финансового кризиса. В 2009 г. экономические показатели мировой экономики продолжали снижаться, но, не смотря на это, большинство отечественных и зарубежных аналитиков отмечают возможность выхода мировой экономики из кризиса в 2010 г. [2, 33, 83,99].

Рост численности земного населения, а также увеличение темпов роста мировой экономики ведут к увеличению энергопотребления. По данным ежегодного отчета министерства энергетики США в период с 2007 по 2030 гг. в мире будет наблюдаться равномерный рост потребления энергии (рис. 1) [1].

800

Ш5 лее 200 о ч# ^ ^ jf ^ 4" ^ Рис. 1. Потребление энергии в мире (квадриллион БТЕ1)

Несмотря на активное освоение альтернативных источников энергии, увеличение спроса на энергетику в большей степени будет удовлетворяться за счет использования углеводородного сырья. Поэтому нефть и ее производные будут

1 БТЕ - Британская тепловая единица по-прежнему занимать основную долю рынка мировой энергетики. Поэтому, не смотря на высокие цены на нефть, рост транспортной отрасли и развитие промышленности в мире будут способствовать увеличению спроса на нефть.

Еще одним не менее ценным источником энергии в мире является природный газ. Повышение цен на нефть будет стимулировать рост спроса па газ. Природный газ содержит меньше углерода, чем нефть или уголь и при его сгорании выделяется вдвое меньше вредных веществ, чем при использовании других природных видов топлива. Поэтому газ широко применяется при производстве электроэнергии.

Сегодня нефтегазодобыча является одной из наиболее ресурсоемких, наукоемких и высокотехнологичных отраслей производства. Поэтому в ней в полной мере востребованы современные информационные технологии (ИТ), при помощи которых создаются» цифровые трехмерные модели месторождений нефти и газа с целью оценки запасов и< состояния разработки, а также прогнозирования технологических показателей для выбора наиболее оптимальной стратегии разработки залежей углеводородного сырья. Стремительное развитие ИТ позволяет использовать высокопроизводительные вычислительные машины совместно с разработанными программными системами для сбора, хранения, расчета, представления и анализа различного рода данных, относящихся к процессу моделирования месторождений. Совокупность современных вычислительных систем и специализированных программных комплексов (ПК) - важнейший и необходимый инструмент для любой нефтегазодобывающей компании. Поэтому применение и развитие ИТ при моделировании процессов разработки нефтегазовых месторождений сохраняет высокую актуальность [57, 105].

Примером актуальности применения ИТ в области моделирования месторождений служит большое количество программно-инструментальных средств. К числу наиболее известных российских разработок можно отнести такие ПК как, «TimeZYX», «Техсхема», «ГИД» и др. Среди зарубежных - «Petrel», «Eclipse», «Roxar», «Landmark» и др. Однако, несмотря на широкий спектр задач, которые решают указанные комплексы, на некоторых этапах гидродинам им еского моделирования требуется повысить уровень автоматизации и эффективности решения. В данном диссертационном исследовании анализируются слабые места существующих и широко распространенных алгоритмических и программных решений. Основное внимание уделено созданию новых алгоритмов, а так же модернизации и совершенствованию уже существующих. Предполагается программная, реализация разработанных алгоритмов в виде отдельных программных модулей, назначение которых заключается в развитии неповышении эффективности применяемых в настоящее время программных средств в технологии гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа.

Цель и задачи исследования. Целью данной работы является разработка алгоритмических и программных средств повышения эффективности процесса создания цифровых ЗБ-гидродинамичсских моделей нефтегазовых залежей. Для достижения указанной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести анализ технологии геологического и гидродинамического моделирования с применением базовых программных комплексов; выявить наиболее трудозатратные процессы, требующие повышения уровня автоматизации и качества полученных решений. Оценить возможность повышения эффективности рассмотренных процессов за счет существующих программных средств, выявить необходимость применения новых алгоритмических и программных решений.

2. Исследовать и формализовать процесс расчета водонасыщенности нефтеносного пласта, привести обоснование применения .Г-функции (функция Леверетта) для данной задачи, разработать алгоритм и программно реализовать в виде модуля, обеспечивающего решение указанной задачи.

3. Обосновать необходимость понижения числа ячеек модели месторождения при переходе от исходной геологической модели (ГМ) к гидродинамической, создать и программно реализовать новый алгоритм, осуществляющий ремасштабирование ГМ.

4. Рассмотреть процесс формирования схемы разработки месторождения, обосновать его значимость и необходимость повышения эффективности, создать новые алгоритмы и программный модуль.

5. Провести» анализ процесса поддержания пластового давления1 (ППД) при проектировании разработки месторождений, оценить значимость данного процесса в контексте-технологии<гидродинамического моделирования в целом, разработать алгоритм регуляции системы ППД и осуществи I ь его программную реализацию.

6. Рассмотреть вопросы обработки результатов расчета по гидродинамическим моделям (ГДМ), обосновать необходимость модернизации существующего алгоритма обработки и разработать программный модуль.

7. Провести апробацию и внедрение результатов исследований и разработок в технологию моделирования месторождений нефти и газа.

Объектом исследования является область цифрового трехмерного моделирования месторождений нефти и газа.

Предметом исследования являются модели и алгоритмы, повышающие эффективность и снижающие ресурсоемкость технологии моделирования нефтегазовых месторождений:

Методологическая и теоретическая основа исследования; При рассмотрении процессов фильтрации нефти и газа в процессе эксплуатации природных месторождений следует учитывать значительное отличие размеров рассмафи-ваемых областей и неоднородность их строения по толщине и площади. Так, например, размер пор коллектора измеряется микрометрами, толщина исследуемого пласта, как правило, составляет не более нескольких десятков мефов, а сам пласт может простираться на многие десятки и сотни километров. При этом количество разведочных скважин, являющихся основой для формирования данных о месторождении, на первоначальном этапе редко превышает значение десять. Таким образом, ограниченность исходных данных и неоднородность продуктивного пласта как по строению, так и по фациальному составу и характеру порового пространства в полной мере оправдывают применение математического (компьютерного) и физического (лабораторного) моделирования [15,16].

Возможность описания реальных процессов при помощи математической модели является одним из основных принципов математического моделирования. Основой для создания модели является осреднение параметров по времени, пространству и статистической выборке. Подобное осреднение делаег возможным осуществление перехода от дискретных распределений к непрерывным, появляется возможность использования методов дифференциального исчисления и математических аппаратов механики сплошных сред.

Перенос свойств и характеристик реальных физических сред и процессов на математическую модель происходит посредством использования различного рода зависимостей, для получения которых применяют основанное на теории подобия физическое моделирование [101].

Принято считать, что адекватность абстрактных и физических моделей реальным процессам достигается за счет соблюдения следующих требований в процессе создания моделей [95]:

• полнота - содержание достаточного числа признаков реального объек га;

• непротиворечивость — включенные признаки не должны противоречить друг другу;

• реализуемость - построенная математическая модель должна допускать аналитическое или численное решение, а физическая - реализацию в искусственных условиях;

• компактность и экономичность - процессы сбора информации, подготовка и реализация модели должны быть максимально просты, обозримы и экономически целесообразны.

Основной задачей при моделировании нефтегазовых месторождений является установление качественных закономерностей, количественных соотношений и устойчивых тенденций соответствующих широкому спектру исходных данных месторождения, при этом невозможно достичь точного количественного описания. Приоритетной задачей моделирования является не столько максимально детализированное воссоздание характеристик процесса, сколько получение достоверной модели, применение которой позволит предложить и осуществить различные технологические решения, связанные с разработкой месторождения, такие, как выбор наиболее подходящей системы разработки или метода воздействия на пласт [15,16, 95, 101].

Наряду с методами математического и физического моделирования в работе используются методы системного анализа, элементы теории множеств, методы обработки, анализа и визуализации информации. В процессе разработки программного обеспечения применялись методы объектно-ориентированного проектирования и программирования, а в процессе тестирования готовых программных решений - методы экспертных оценок.

Следует отметить, что теоретической базой для диссертационного исследования стали труды таких отечественных и зарубежных ученых, как: А.И. Акулыпин, Й.Д. Амелин, Д.В. Булыгин, Р.Д. Каневская,

А.Х. Мирзаджанзаде, B.C. Ковалев, Б.Ф. Сазонов, B.C. Орлов, X. Азиз, Г.Б. Кричлоу, Б.И. Леви, Э. Сеттари и многие другие.

Значительный вклад в развитие области цифрового ЗО-моделирования месторождений нефти и газа, внесли такие томские ученые, как C.B. Костюченко, A.A. Захарова, В.З. Ямпольский и другие.

Информационная база исследования. В числе информационных источников диссертации использованы:

• научные источники в виде данных и сведений из книг, журнальных cia-тей, научных докладов и отчетов, материалов научных конференций, семинаров;

• статистические источники в виде отечественных и зарубежных статистических отчетов, материалов разных научных и производственных организаций, фондов, институтов, в том числе результатов исследований глубинных проб нефти, воды и газа, архивов дел скважин, сведений и показателей разработки месторождений, порометрических исследовании и др.;

• официальные документы в виде регламентов по проектированию разработки месторождений нефти и газа, а также кодексов законов, законодательных и других нормативных актов, в том числе положений, инструкций, докладов, проектов и отчетов, связанных с процессами создания цифровых ГМ и ГДМ нефтегазовых месторождений Томской и Тюменской областей, а также Краснодарского края;

• результаты собственных расчетов и вычислительных экспериментов.

Научной новизной обладают следующие основные результаты, полученные в работе:

1. Разработанный новый алгоритм ремасштабирования исходной ГМ. понижающий размерность ГДМ с сохранением ее точности с целью уменьшения вычислительной нагрузки и времени расчета при гидродинамическом моделировании газонефтяного резервуара, и учитывающий не только средневзвешенные значения свойств пласта, но и характер распределения коллектора в нем.

2. Созданные новые алгоритмы для автоматизации формирования системы расстановки скважин, позволяющие осуществить выбор системы и ее привязку к пласту и пробуренным скважинам.

3. Разработанный новый алгоритм автоматического контроля* и управления процессом расчета ГДМ при использовании ПК «Eclipse», осущес1вляю-щий отключение нагнетательных скважин с целью регуляции системы ППД при проектировании разработки месторождений.

4. Предложенный модернизированный алгоритм для обработки результаюв расчета ГДМ, отличающийся от существующих алгоритмов точностью обработки и полнотой представленных отчетных показателей. Оригинальность алгоритма заключается в изменении значительной части набора формул для расчета показателей и уникального кодирования имени скважины, которое обеспечивает возможность учета различных ihiiob скважин.

Практическая значимость работы. Результаты исследования используются и могут найти более широкое применение в следующих направлениях:

1) хозяйственная и проектная деятельность проектно-технологических институтов и добывающих предприятий нефтяной промышленности;

2) образовательная деятельность высших учебных заведений и других учреждениях, осуществляющих подготовку и переподготовку специалистов;

3) контролирующая и надзорная деятельность государственных органов за качеством проектных решений недропользователя, связанных с разработкой и эксплуатацией природных месторождений углеводородного сырья [19].

Разработанные в процессе проведения диссертационного исследования алгоритмические и программные средства представляют собой набор программных модулей, совместимых с программным обеспечением (ПО) компании «Schlumberger», и методическое обеспечение. Объем оригинального программного кода в скомпилированном виде для каждого из модулей составил:

1) модуль «J-function» - 505 Кб;

2) модуль «GMUpscale» - 536 Кб;

3) модуль «WellSpacing» - 1070 Кб;

4) модуль «Shutlnject» - 1885 Кб;

5) модуль «ANOT» - 550 Кб.

Разработанные и апробированные алгоритмы и программы функционируют под управлением операционной системой Windows (версия 2000 и позднее) и применялись в научно-исследовательских и проектных институтах и нефтегазодобывающих предприятиях для повышения эффективности существующей технологии моделирования месторождений. Программное и методическое обеспечение используется при подготовке студентов, магистрантов, аспирантов, а также профильных специалистов в области моделирования нефтегазовых пластов.

Апробация результатов исследования осуществлялась:

1. Проведением численных экспериментов для анализа функционирования разработанных модулей, оценкой результатов испытаний и сравнением с результатами работы программных аналогов и натурных экспериментов.

2. При проведении комплексной оценки разработанного программного кода посредством системы метрик.

3. При проведении экспериментов с целью оценки экономии временных ресурсов при использовании разработанных программных модулей ошоси-тельно базовой технологии моделирования.

4. Путем сравнения функциональных возможностей разработанных программных средств и существующих аналогов.

5. Путем внедрения созданного алгоритмического и программного обеспечения («ОМирзса1е», «"\¥е118расн^>> и «81ш11гуес1:») в Томском филиале федерального унитарного предприятия «Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья» («СНИИГГиМС») Сибирского отделения российской академии наук (СО РАН) и нефтяной компании «Сибнефтегазинновация-Т».

6. При использовании результатов диссертационной работы (алгоритмов и программных средств) специалистами «СНИИГГиМС» (совместно с автором) при выполнении проектов пробной эксплуатации (ППЭ) Снежного, Фестивального и Двойного нефтяного месторождения, а также сотрудниками, аспирантами и студентами Института «Кибернетики» Национального исследовательского Томского политехнического университета при выполнении ряда НИР (в процессе создания более 20 проектных документов) для следующих организаций:

• ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».

• ООО «НК «Ро снефть-НТЦ» ».

• ООО «Норд Империал».

• ООО «Сибнефтегазинновация-Т».

• ООО «Стимул-Т».

7. На разработанные в рамках диссертационной работы программные модули получено четыре свидетельства о государственной регистрации программ для ЭВМ в Федеральной службе по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.

8. Результаты работы были положительно оценены, а исследования дважды поддержаны государственной некоммерческой организацией «Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере».

9. Результаты диссертации опубликованы в 15 печатных работах, из них 3 статьи в журналах, которые входят в перечень изданий рекомендованных высшей аттестационной комиссией (ВАК). Основные результаты диссертационного исследования были представлены на ряде всероссийских и международных конференций, среди которых можно отметить следующие:

• Международная научно-практическая конференция «Современные техника и технологии», Томск, 2005, 2006 г.

• Международная научно-практическая конференция «Средства и системы автоматизации », Томск, 2007 г.

• Всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2007-2009гг.

• Международная научно-практическая конференция «Интеллектуальные информационно-телекоммуникационные системы для подвижных и труднодоступных объектов», Томск, 2010 г.

Базисные положения, выносимые на защиту:

1. Реализованный алгоритм расчета начальной водонасыщенности нефтеносного пласта с применением .[-функции позволяет наиболее точно онисать соотношение фаз воды и нефти в начальный момент разработки месторождения по сравнению с другими существующими алгоритмами.

2. Разработанный алгоритм ремасштабирования ГМ повышает эффективность взаимодействия программно-аппаратных средств с пользователем и повышает точность полученной на основе предложенной им схемы ремасштабирования ГДМ по сравнению с другими известными алгоритмами.

3. Предложенный алгоритм формирования системы расстановки скважин месторождения позволяет эффективно разместить систему в пространстве, обеспечивая должное обоснование для принятия решения по выбору способа разработки месторождения.

4. Реализованный алгоритм поддержания пластового давления в процессе проектирования разработки месторождения предоставляет дополнительные возможности по управлению системой ППД по сравнению с базовой технологией (ПК «Eclipse») и осуществляет контроль за процессом ППД в полностью автоматическом режиме в соответствие с заданными пользователем параметрами.

5. Модернизация алгоритма обработки результатов расчета ГДМ позволила сформировать полный отчет в соответствие с ГОСТ РФ по итогам работ ы гидродинамического симулятора «Eclipse» в автоматическом режиме без вмешательства пользователя, в то время как существующие алгоршмы предполагают формирование отчета с участием специалиста для коррекции и внесения данных, расчет которых затруднен.

6. Созданное алгоритмическое и программное ПО обеспечивает снижение сроков проектирования разработки месторождений нефти и газа, повышает точность проектных решений, снижает нагрузку на специалиста, функционально дополняет существующую на данный момент технологию гидродинамического моделирования пластов, а в случаях частичного замещения отдельных продуктов, удешевляет ее.

Личный вклад:

1. Постановка задач исследования и апробация результатов осуществлялась совместно с научным руководителем, д.т.н., профессором В.З. Ям-польским и к.т.н., A.A. Захаровой.

2. Алгоритмы ремасштабирования ГМ, формирования системы расстановки скважин, а также контроля и управления расчетом ГДМ при проектировании системы ППД предложены и реализованы автором.

3. Алгоритм обработки результатов расчета ГДМ предложен и реализован автором. Алгоритм является более совершенной модификацией взятого за основу исследования алгоритма, созданного научным коллективом «ОАО ТомскНИПИнефть ВНК».

4. Проектирование и реализация ПО «J-function», «GMUpscale», «Shutlnject» и «ANOT» выполнены лично автором.

5. Проектирование и реализация ПО «WellSpacing» проведены под руководством автора совместно с A.C. Силантьевым и Т.Ю. Кобыляк.

6. Построение трехмерных ГМ и ГДМ, а также выполнение 22 НИР осуществлялось под руководством A.A. Захаровой совместно с автором и сотрудниками научно-учебной лаборатории 3D моделирования Института кибернетики Национального исследовательского Томского политехнического университета.

Краткое описание структуры диссертационной работы. Диссертационная работа включает: введение, четыре главы, заключение, список использованных источников, состоящий из 111 наименований, 13 приложений. Общий объем диссертации составляет 193 страницы машинописного текста. Работа содержит 78 рисунков и 21 таблицу.

4.5. Выводы по главе

1. В ходе апробации разработанные алгоритмические и программные средства были протестированы на реальных данных месторождений-Томской области. Для тестирования применялись контрольные данные с уже известным результатом их расчета. Результаты, полученные с применением программных модулей автора, соотносились с результатами; полученными альтернативными программными средствами или базовыми ПК. По результатам проведенных;тестов,сделан вывод об эффективности применения разработанных5; программных модулей; использование которых снижает нагрузку на/специалиста, повышает точность полученных решений, расширяет функциональность, а также позволяет экономить временные и денежные средства5при гидродинамическом моделировании месторождений нефти, и газа.

2. Применялись дополнительные программные средства; для осуществления экспертизы решений, полученных при помощи разработанных программных модулей. Результаты экспертизы свидетельствуют о высоком качестве полученных решений.

3. Производилась оценка программного кода разработанных модулей с использованием набора метрик. Данная оценка позволяет сделать вывод о высокой сложности реализованных алгоритмов и существенном объеме исходного кода. В общей сложности приведены данные по 17 метрикам.

4. Разработанные алгоритмические и программные средства применялись при выполнении 22 НИР. Обоснованность предложенных алгоритмических и программных решений подтверждена успешной защитой указанных проектов в научно-технических советах предприятий и комиссиях контролирующих государственных органов.

5. Применение и внедрение практических результатов диссертационной работы подтверждается представленными актами о внедрении, справками об использовании результатов исследований, а также свидетельствами о регистрации авторских прав.

Заключение

Диссертация посвящена вопросам автоматизации ЗО-гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа. В ходе диссертационной работы были получены следующие основные научные и практические результаты:

1. Проведен анализ и рассмотрены этапы цифрового ЗБ-гидродинамического моделирования нефтяных и газовых месторождений с точки зрения достаточности алгоритмических и программных средств. Выявлены отдельные процессы, требующие повышения уровня автоматизации и точности решений. Формализованы и обоснованы выбранные подходы в решении поставленных задач.

2. Разработаны новые алгоритмы и программные модули, повышающие эффективность ЗБ-гидродинамического моделирования, обеспечивающие решение таких важных задач, как:

• расчет значений начальной водонасыщенности нефтяного пласта;

• ремасштабирование ГМ;

• формирование схемы разработки;

• управление системой ППД в процессе расчета гидродинамической модели;

• формирование регламентной отчетности.

3. Проведено тестирование и апробация разработанных программных модулей на реальных данных месторождений Томской области. Результаты расчетов сопоставлялись с известными. Экспериментально подтверждена эффективность применения разработанных алгоритмов и программных модулей.

4. Проведена экспертиза решений, полученных на основе разработанного ПО, а также осуществлен анализ программного кода с помощью системы метрик. Результаты экспертизы и анализа положительные.

Для подтверждения внедрения и применения результатов диссертации представлено 5 актов о внедрении и 1 справка об использовании результатов исследований (Прил. 10), а также 4 свидетельства о регистрации авторских прав (Прил. 11).

Результаты диссертации опубликованы в 15 научных работах (3 ВАК) и представлены на 12 всероссийских и международных конференциях, использованы при выполнении работ по 22 НИР (Прил. 9) и были дважды поддержаны государственной некоммерческой организацией «Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере» (Прил. 12-13).

1. Annual Energy Outlook 2010 Early Release Overview Электронный ресурс. режим доступа — http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/index.html (2010).

2. McConnell S. Code complete. // Microsoft Press. — 1993. — P.J 395

3. Petroleum Experts. Integrated Production Modeling and Field Management Tools Электронный ресурс. режим< доступа — http://www.petex.com/products (05.08.2008).

4. Schowalter Т.Т. Mechanics of Secondary Hydrocarbon Migration and Entrapment. //Kirkwood Oil and Gas. Wyoming. - 1999.

5. TEMPEST. Roxar Software Solutions Электронный ресурс. режим доступа -http://www.roxar.ru/solutions/tempest (2007).

6. Абасов М.Т., Закиров С.Н. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу. // Нефтяное хозяйство. 2005. №9. С.23-25

7. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982: 408 с.

8. Айвазян С.А., Енюков И.С., Мешалкин Л.Д. Прикладная статистика: Исследование зависимостей: Справ, изд. М.: Финансы и статистика, 1985. 487 с.

9. Алтунин А.Е., Семухин М.В. Расчеты в условиях риска и неопределенности в нефтегазовых технологиях: Монография. Тюмень: Изд-во Тюменского государственного университета, 2004. 296 с.

10. П.Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти / под ред. Уразакова К.Р. 2000. 374 с."

11. Аронов В.И. Методы построения карт геолого-геофизических признаков и геометризация залежей нефти и газа на ЭВМ. М: Недра, 1990. 301с.

12. Бараматова C.B., Иванов М.А. Картопостроение на основе трехмерных моделей нефтегазовых месторождений // Матер. V Всерос. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и современные информационные технологии», Томск, 2007.

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

14. Басниев B.C. и др. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986-ЗООс.

15. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 479 с.

16. Батурин Ю.Е., Май ер В.П. Фильтрационная модель «Техсхема» в программном комплексе «ТРАСТ» // Вестник ЦКР. 2005. № 2. С. 367-371.

17. Белолипецкий В. М., Шокин Ю. И. Математическое моделирование в задачах охраны окружающей среды. Новосибирск: Инфолио-пресс, 1997.

18. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. 199.

19. Берлянт A.M. Геоинформационное картографирование. М.: МГУ, 1997.

20. Богачев К.Ю., Восков Д.В. YuSim // Руководство пользователя. — Москва, Уфа, 2003. —70 с.

21. Боксерман A.A., Динариев О.Ю. Динамическая визуализация гидродинамических процессов при разработке месторождений жидких углеводородов // Геофизика. Изд-во Евро-Азиатского геофизического общества, 1998, №1, С. 107-110.

22. Бриллиант JI.C. Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений: Сб. статей / под ред. Бриллианта М.М. Екатеринбург: Сред.-Урал. Кн. изд-во, 2003. 424 с.

23. Бузинов С.П., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973.

24. Бурение Schlumberger Электронный ресурс. режим доступа -http://www.slb.com/content/services/soflware/drilling/ospreyrisk.asp (2007).

25. БэрЯ., Заславски Д., Ирмей С. Физико-математические основы фильтрации воды/Перевод с англ. В.В.Данилова, A.A. Шарбатяна. Иод ред. В.Н. Кунина, Ф.М. Бочевера М.: Мир, 1971- Т.41.- 451 е.- (Науки о Земле)

26. Вистелиус А.Б. Основы математической геологии (определение предмета, изложение аппарата). JL: Наука, 1980. 389 с.

27. Вяхирев Р.И. Коротаев Ю.П. Кабанов H.H. Теория и опыт добычи газа. М.: Недра, 1998. 479 с.

28. Вишневский А.Г., «Север» и «Юг» планеты: перспективы миграционного обмена // Иностранец. 2002. № 4 С. 52-56.

29. Вызов для мировой экономики Электронный ресурс. режим доступа -http://www.prime-tass.ru/news (2010).

30. Гавич И.К. Гидрогеодинамика. М: Недра, 1988. 349 с.

31. Геологическая интерпретация данных, моделирование PetrelTM Geology Электронный ресурс. режим доступаhttp://www.slb.com/content/services/software/geo/petrel/geomodeling.asp (2007).

32. Геологическая интерпретация данных, моделирование Landmark Graphics Электронный ресурс. режим доступа http://www.lgc.ru/about/solutions/prodserv/prodservrm.htm (2007).

33. Геологическая интерпретация и корреляция каротажных кривых в 3D. Roxar Software Solutions. Электронный ресурс. режим доступа -http://www.roxar.ru/solutions/irap/RMSWellstrat (2007).

34. Геологическая модель: IRAP RMS Roxar Software Solutions Электронный ресурс. режим доступа http://www.roxar.ru/solutions/irap/RMSbase (2007).

35. Гидродинамическая интерпретация данных VIP Landmark Graphics Электронный ресурс. режим доступа -http://www.lgc.ru/about/solutions/prodserv/rm/rm3l .htm (2007).

36. Гидродинамический симулятор. Roxar Software Solutions. Электронный ресурс. режим доступа http://www.roxar.ru/solutions/irap/RMSStream (2007).

37. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1971, 310 с.

38. Грани гидрологии/Под ред. Д.К. Родда. Д.: Гидрометеоиздат, 1980. 312 с.

39. Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М., ООО "Недра-Бизнесцентр",2007, 592с.

40. Джафаров И.С., Львов В.И., Пьянков В.Н., Алтунин А.Е. Корпоративный банк данных геолого-промысловой информации Тюменской нефтяной компании // Нефтяное хозяйство. 2002. №6. С. 55-58.

41. X Международного симпозиума студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр». Томск: ТПУ. 2006.

42. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества ЗБ-моделей. М.: ИПЦ Маска, 2008, 271 с.

43. Захарова A.A. Алгоритмическое и программное обеспечение геоинформационной системы для решения гидрогеологических задач: Дис. на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.13.1 1, ТПУ, 2002 г., 202 с.

44. Захарова A.A. Минимизация размерности трехмерных моделей нефтегазовых месторождений // Изв. ТПУ. 2006. Т. 309, №7. С. 55-59.

45. Захарова A.A., Иванов М.А. Оптимизация процесса^ цифрового ЗБ-моделирования месторождений нефти и газа // Изв. ТПУ. 2008. Т. 312, №5.С. 119-125.

46. Захарова A.A., Иванов М.А. Программное обеспечение «GMUPSCALE» для ремасштабирования геологической модели месторождений нефти и газа // Изв. ТПУ. 2009. Т. 314, №5. С. 110-113.

47. Захарова A.A., Иванов М.А. Программное обеспечение «WellSpacing» для формирования схем разработки) месторождений нефти и газа // Матер. IX Междунар. науч.-практич. конф. «Средства и системы автоматизации », Томск, 2007.

48. Захарова A.A., Иванов М.А., Ямпольский В.З. Метод и программный модуль для ремасштабировання трехмерных геологических моделей месторождений нефти и газа//Проблемы информатики. 2010. Т. 7, №3. С. 24-35

49. Захарова A.A., Сморкалова Е.В., Казанцева И.А. Инструментальные средства для анализа ЗБ-моделей месторождений нефти и газа // Ашировские чтения: Труды II Междунар. научно-практ. конф. Самара, 2004. С. 130-131.

50. Зырянов И. Кризис в России>2009. Прогноз кризиса 2010 год. Электронный ресурс. режим доступа http://www.abird.ru/articles/financialcrisis (2010)

51. Иванова М. Ф. Общая геология. — М.:Недра, 1980. — 127 с.

52. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник. Под ред. М.М. Ивановой. — М.:Недра, 1983. — 262 с.

53. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. М.: Роскомнедра, 1987.

54. Интерактивный анализ трехмерных моделей. Roxar Softwiare Solutions. Электронный ресурс. режим доступа -http://www.roxai\ru/solutions/resvie\v2 (2007).

55. Интерпретация геоданных IRAP RMS. Roxar Software Solutions. Электронный ресурс. режим доступа http://www.roxar.ru/solutions/irap/RMSSimgrid (2007).

56. Интерпретация петрофизических данных Interactive Petrophysics Электронный ресурс. ' режим доступа -http://www.sis.slb.ru/content/software/reservoir/gfinteractive/index.html (2007)г.

57. Интерпретация петрофизических данных Landmark Graphics Электронный ресурс. режим доступа -http://www.lgc.ru/about/solutions/prodserv/rm/mi24.htm (2007).

58. Интерпретация сейсмических данных Landmark Graphics Электронный ресурс. режим доступа -http://www.lgc.ru/about/solutions/prodserv/gt/gt23.htm (2007).

59. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин, М.: Недра, 1987.

60. Ишков О.Ю. Хисматулин Р.Я. Стандарты в нефтегазовом комплексе России и пути их гармонизации с международными системами стандартизации. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», Томск, 2006.

61. Интерактивное справочное руководство Petrel. Электронный ресурс. режим доступа http://www.slb.com (2010).1

62. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождениинефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Не/дра-Бизнесцентр, 1999. 212 с.

63. Колташов В., Кагарлицкий Б., Романенко Ю., Герасимов И. Кризис глобальной экономики и Россия. Электронный ресурс. режим доступа -http://www.e-xecutive.ru/knowledge/announcement/839019/ (2010).

64. Королев Ю.К. Общая геоинформатика. Часть 1. Теоретическая геоинформатика. Вып. 1. М: СП ООО Дата+, 1998. 118 с.

65. Кошкарев A.B. Тикунов B.C. «Геоинформатика». М.: Кортгеоцентр, 1993.

66. Лемешко Б.Ю., Помадин С.С. Корреляционный анализ наблюдений многомерных случайных величин при нарушении предположений о нормальности Электронный ресурс. режим доступа http://ami.nstu.ru (20.02.2004).

67. Меркурьев Е.А. Методические приемы адаптации параметров при прогнозе (проектировании) показателей разработки нефтяных месторождений с помощью постоянно действующей моделей (ПДМ). Токарев М.А. // Нефтегазовое дело. http//www.ogbus.ru, 2006.

68. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, МПР России, Москва, 2007.

69. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01. М., 2002.

70. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов O.JL, Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003. 880 с.

71. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 368 с.

72. Программное обеспечение для разработки месторождений Электронный ресурс. // нефтесервисная компания Schlumberger (10 файлов) -http://www.slb.ru/sis/item98 (01.03.2006).

73. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра,1973.- 359с.

74. Пьянков В.Н., Сыртланов В.Р., Филев А.И. Экспертная система оценки качества построения геолого-технологических моделей месторождений // Нефтяное хозяйство. 2002. №6. С. 31-34.

75. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М., 2000.

76. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. М., 2003.

77. Терехов Д. Итоги 2009 года Электронный ресурс. режим доступа http://www.rusk.ru/analitika/2010/0 l/04/itogi2009goda (2010).

78. Федоров Б.А., Останкова О.С., Чернова О.С., Захарова A.A. Применение седиментологических моделей при проектировании разработки Широтного месторождения // Нефтяное хозяйство. 2006. № 8. С. 58-62.

79. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Изд-во нефтяной и горно-топливной лит-ры, 1963. - 396с.

80. Шлюмберже Электронный ресурс. // нефтесервисная компания Schlumberger- http://www.profyrost.ru/companies/schlumberger/ (01.10.2010).

81. Шлюмберже в России Электронный ресурс. // нефтесервисная компания Schlumberger http://slb.ru/page.php?code=6 (01.10.2010).

82. Шумилин М.В., Алискеров В.А., Денисов М.Н., Заверткин В J1. Бизнес в ресурсодобывающих отраслях: Справочник. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. 268 С.

83. Ямпольский В.З., Захарова A.A., Иванов М.А., Чернова О.С. Анализ программного обеспечения для трехмерного моделирования и оптимизации разработки месторождений нефти и газа // Изв. ТПУ. 2006. Т. 309. № 7. С. 50-55.

84. Электронный ресурс. режим доступа http://bse.sci-lib.com (2010).

85. Электронный ресурс. режим доступа http://cmcons.com (2010).

86. Электронный ресурс. режим доступа http://ru.wikipedia.org (2010).

87. Электронный ресурс. режим доступа http://tlnh.samlit.com/?p=25 (2010).

88. Электронный ресурс. режим доступа http://www.cnshb.ru (2010).

89. Электронный ресурс. режим доступа http://www.viva64.com (2010).

90. Трехмерный куб данных сейсморазведки

91. Результаты исследований глубинной пробы нефти

92. Наименование Рпл8 Рн9 Ступени разгазирования|и1 2 3 4 5 6 7

93. Давление, МПа 30,4 22,5 14,0 10,0 6,0 3,0 0,5 0,3 0,1

94. Температура, °С 99 99 99 99 99 99 45 20 20

95. Газ в растворе, м3/м3 123,2 123,2 80,6 58,6 36,5 19,2 4,2 3,2 0,0

96. Газ в растворе, м3/т 144,4 144,4 94,4 68,6 42,8 22,5 4,9 3,7 0,0

97. Газ свободный, м3/м"' - 42,6 64,6 86,7 104,0 119,0 120,0 123,2

98. Газ свободный, м^/т - 50,0 75,8 101,6 121,9 139,5 140,7 144,4

99. Объемный коэффициент 1,378 1,407 1,297 1,239 1,173 1,109 1,037 1,017 1,000

100. Плотность нефти, кг/м3 704,5 690,1 719,3 737,5 762,0 790,6 829,2 843,9 853,5

101. Вязкость нефти, мПа*с 1,14 1,08 1,27 1,44 1,81 2,46 6,518 рпл- Пластовое давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое про странство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений 106.

102. Рн-Давление насыщения, под которым находится раст воренный в нефти попутный нефтяной газ 110.

103. Пример работы модуля «Ремасштабирование» ПК «TimeZYX»1. Осреднение параметре*1. Выберите модель1. Название новой модели1. МООЕ1 ЕХАМР1Е• Неравномерная регулярная сетка1. Сохраняющая структуру

104. Бвр>н*мслсйгвопогиче. Нижний слои гвопссичв. Новое число ст1. Бесовы* козффеднеыыЩ

105. Среднее арифметическое Среднее артистическое Среднее арифметическое Среднее арифметическое1. Среднее арнф>*

106. Среднее арифметическое Среднее арифметическое Среднее арифметическое Среднее арифметическое Среднее арифметическое