Модели, алгоритмы и программы, развивающие технологию 3D-моделирования нефтегазовых месторождений

• Автор: Захарова, Алена Александровна
• Шифр специальности: 05.13.01
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Томск
• Количество страниц: 308 с. : ил.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
2D - двухмерный
3D - трехмерный
Grid - регулярная сетка
БД - база данных
ВГВ — водогазовое воздействие
ВЗ - водозаборный
ВИЗ - водонефгяная зона
ВПК — водонефтяной контакт
ГВ — газовое воздействие
ГГТН - Госгортехнадзор
GDM - гидродинамическое моделирование
GM — геологическое моделирование
ГДИ - гидродинамические исследования
ГДМ - гидродинамическая модель
ГИС - геофизические исследования скважин
ГКЗ — Государственная комиссия по запасам
ГМ - геологическая модель
ГР11 - гидравлический разрыв пласта
ГРР - геологоразведочные работы
ГТМ - геолого-технологическое мероприятие
ЖЦМ - жизненный цикл месторождения
ИТ - информационные технолог ии
КИН - коэффициент извлечения нефти
МУII - методы увеличения нефтеотдачи
МЭР - месячный эксплуатационный рапорт
ОПЗ - оперативный подсчет запасов
ОФП — относительная фазовая проницаемость
ПДГТМ - постоянно-действующая геолого-технологическая модель
ПДК - предельно допустимые концентрации
ПЗ - подсчет запасов
ПО - программное обеспечение
ППД - поддержание пластового давления
ППЭ - проект пробной эксплуатации
РД - руководящий документ
ТКЗ - территориальная комиссия по запасам
ТКР - территориальная комиссия по разработке
ТС ОПР - технологическая схема опытно-промышленных работ
ТС — технологическая схема
ГЭО - технико-экономическое обоснование
УВ - углеводород
ФЕС — фильтрационно-емкостные свойства
ЦКР - центральная комиссия по разработке
ЧНЗ — чисто нефтяная зона
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА Г. ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.1. Основные этапы жизненного цикла месторождений
1.2. Основные проектные решен! гя на стадиях жизненного цикла месторождений
1.3. Постоянно действующие геолого-технологические модели месторождений нефти и газа
1.4. АНАЛИЗ МЕТОДОВ, АЛГОРИТМОВ И ПРОГРАММНЫХ СИСТЕМ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ нефтегазовых МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.4.1. Базовые программные средства, обеспечивающие технологию моделирования месторождений
1.4.2. Анализ и оценка базовых программных средств и технологий
1.4.3. Методы, используемые при моделировании месторождений
1.5. Проблемы применения программного обеспечения для геологогидродинамического МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.6. Цель исследований
ГЛАВА II. МОДЕЛИ И АЛГОРИТМЫ ДЛЯ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ МОДЕЛИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
ПЛ. Модели процессов проектирования
11.1.1. Методика оценки временных затрат на моделирование
11.1.2. Методика оценки степени изученности объекта моделирования.
II.2. Развитие моделей процессов
И.З. Концептуальные основы технологии ЗП-геологического и
гидродинамического моделирования
11.3.1. Формула оценки ресурсоемкости технологии геологического и гидродинамического моделирования
11.3.2. Алгоритмические и программные средства, используемые при моделировании нефтегазовых месторождений
11.4. Алгоритмическое обеспечение для развития информационной
технологии геологического и гидродинамического моделирования
11.5. Мониторинг нефтегазовых месторождений на основе ПДГТМ
11.5.1. Информационное обеспечение БД месторождений и проектов
11.5.2. Алгоритмические средства для пре- и постпроцессинга
11.6. Алгоритмические средства для развития ЗП-геологического
моделирования
11.6.1. Алгоритмическое обеспечение вьювера для геофизической
информации
11.6.1. Метод прогноза пьезопроводности и гидропроводности пласта
11.6.2. Алгоритм расчета функции распределения нефтенасьпцешгости
11.7. Алгоритмические средства для развития технологии цифрового 3D-
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
11.7.1. Алгоритмы ремасштабирования при переходе от геологической к гидродинамической модели
11.7.2. Алгоритм автоматической генерации вариантов расстановки скважин с целью получения прогнозных показателей
11.7.3. Алгоритм прогноза контура распространения закачиваемых флюидов в поглощающие скважины
11.8. Выводы по главе
ГЛАВА III. ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РЕШЕНИЙ,
РАЗВИВАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЮ МОДЕЛИРОВАНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
111.1. ПО ДЛЯ ЗИ-ГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕІ (ИЙ
111.1.1. Визуализация геофизической информации (ПО «Logger»)
111.1.2. Прогнозирования пьезопроводности и гидропроводности пласта (ПК «Баланс-гидродинамик»)
111.1.3. Расчет J-функции (ПО «J-function»)
111.1.4. Корреляция пространственно распределенных данных (ПО «Corrélation»)
111.2. ПО ДЛЯ ЗБ-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ..
111.2.1. Ремасштабирование геологических моделей (ПО «GMUpscale»)
111.2.2. Генерация вариантов расстановки скважин (ПО «WellSpacing»)
111.2.3. Моделирование контура распространения флюида, закачиваемого в поглощающую скважину (ПО «Mapper 3D»)
111.3. Система управления данными GP-Stora.ce
111.4. Выводы по главе
ГЛАВА IV. ПРИМЕНЕНИЕ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МОДЕЛЕЙ, АЛГОРИТМИЧЕСКИХ И ПРОГРАММНЫХ РЕШЕНИЙ НА РЕАЛЬНЫХ МОДЕЛЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
IV. 1. Построение геологических и гидродинамических моделей
месторождений нефти и газа
IV.2. ІІРОГІ юзирование геолого-технологических показателей разработки
на основе ЗБ-цифровых моделей месторождений
IV.3. Оценка эффективности проектных решений

® недостаточный уровень сопровождения и сервисной поддержки.
1.4.2. Анализ и оценка базовых программных средств и технологий
Критерии оценки качества перспективных программных средств и информационных технологий.
Представленный выше обзор программных средств показал, что рынок ПО в области моделирования и сопровождения разведки и разработки месторождений нефти и газа, на первый взгляд, насыщен. При выборе тех или иных систем и технологий необходимо сформулировать и руководствоваться критериями, которые бы позволили рационально подойти к этому вопросу. На основе анализа проблемы в работе предлагается оценивать информационные и программные средства следующим набором критериев:
® надежностью функционирования ПО, подтвержденной опытом работы в
российских компаниях;
® функциональной полнотой (обеспечением всех технологических потребно-
стей пользователя);
о информационной и сервисной поддержкой фирмы производителя, включая
подготовку пользователей;
® интеграцией с дружественным ПО (возможностью использования сущест-
вующих лицензий ПО в технологическом процессе);
® возможностью импортно-экспортных операций, что позволяет использовать
полученные ранее результаты (БД, геологические и гидродинамические модели), развивать их и актуализировать;
® простотой пользовательского интерфейса;
® открытостью форматов данных с целью создания дополнительного про-
граммного кода или внедрения собственных программных средств;
® простотой н удобством администрирования ПО;
® возможностью выполнения параллельных вычислений;
® признанием контролирующими органами и комиссиями.