Алгоритмические и программные средства повышения эффективности 3D-гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа

• Автор: Иванов, Максим Анатольевич
• Шифр специальности: 05.13.01
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Томск
• Количество страниц: 193 с. : ил.

Оглавление
Введение.
Глава I. Построение моделей нефтяных и газовых месторождений на базе технологии ЗОмоделирования

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 месторождении 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 разрабоч ки 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 И. Алгоритмические средства автоматизации процесса формирования трехмерных моделей месторождений нефти и газа.
2.1. Алгоритм расчета .1функции 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 пласювого 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 i
2.5. Алгоритм автоматизации формирования отчета.
2.6. Выводы по главе.
Глава III. Разработка программных средств для автоматизации отдельных этапов ЭИгидродинамического моделирования месторождений нефти и газа.
3.1. Разработка программного модуля для расчета значений начальной водонасыщенности пласта i.
3.1.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля i
3.1.2. Функциональный состав модуля i
3.2. Разработка программного модуля для автоматизации перехода геологической моделик гидродинамической
3.2.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля .
3.2.2. Функциональный состав модуля .
3.3. Разработка программного модуля для автоматизации формирования схемы разработки i
3.3.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля i
3.3.2. Функциональный состав модуля i
3.4. Разработка программного модуля для автоматизации управления системой поддержки пластового давления в процессе расчета гидродинамической модели 1
3.4.1. Назначение, возхможности и основные принципы работы модуля 1
3.4.2. Функциональный состав модуля I
3.5. Разработка программного модуля для автоматизированного формирования отчетной регламентной документации . 1
3.5.1. Назначение, возможности и основные принципы работы
модуля . 1
3.5.2. Функциональный состав модуля 1
3.6. Выводы по главе.
Глава IV. Апробация и практическое применение результатов исследований п разработок
4.1. Апробация разработанных программных средств.
4.1.1. Апробация разработанного модуля i.
4.1.2. Апробация разработанного модуля
4.1.3. Апробация разработанного модуля i
4.1.4. Апробация разработанного модуля .
4.1.5. Апробация разработанного модуля
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
4.5. , Выводы по главе.
Заключение.
Библиографический список литературы
Приложение 1. Трехмерный куб данных сейсморазведки
Приложение 2. Результаты исследований глубинной пробы нефти Приложение 3. Пример работы модуля Ремасштабирование ПК iX Приложение 4. Основное окно программного комплекса
Приложение 5. Обоснование объема добычи нефти и прогноза буровых работ Приложение 6. Пример работы модуля Экспертиза ПК iX Приложение 7. Дополнительные схемы, поясняющие принцип работы предложенного алгоритма ремасштабирования
Приложение 8. Пример записи онлайн данных в текстовый файл Приложение 9. Перечень НИР, в рамках которых выполнялась апробация результатов исследований Приложение . Документы, подтверждающие результаты исследований Приложение . Свидетельства об официальной регистрации программных систем, разработанных на основе результатов диссертации Приложение . Грамота победителя программы
Участник Молодежного НаучноИнновационного Конкурса Приложение . Сведения о заключенном государственном контракте и регистрации НИОКР
Введение
Актуальность


Разработанные в процессе проведения диссертационного исследования алгоритмические и программные средства представляют собой набор программных модулей, совместимых с программным обеспечением ПО компании ЗсЫшпЬеег, и методическое обеспечение. АЫОТ 0 Кб. Разработанные и апробированные алгоритмы и программы функционируют под управлением операционной системой Дбпс1оУ8 версия и позднее и применялись в научноисследовательских и проектных институтах и нефтегазодобывающих предприятиях для повышения эффективности существующей технологии моделирования месторождений. Проведением численных экспериментов для анализа функционирования разработанных модулей, оценкой результатов испытаний и сравнением с результатами работы программных аналогов и натурных экспериментов. При проведении комплексной оценки разработанного программного кода посредством системы метрик. При проведении экспериментов с целью оценки экономии временных ресурсов при использовании разработанных программных модулей отосительно базовой технологии моделирования. Путем сравнения функциональных возможностей разработанных программных средств и существующих аналогов. Путем внедрения созданного алгоритмического и программного обеспечения ОМЦрзсае, Vi и ЗЬиНгцесЯ в Томском филиале федерального унитарного предприятия Сибирского научноисследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья СИИИГГиМС Сибирского отделения российской академии наук СО РАН и нефтяной компании СибнефтегазинновацияТ. ОАО ТомскНИПИнефть ВПК. ООО НК РоснефтьНТЦ. ООО Норд Империал. ООО СибнефтегазиныовацияТ. ООО СтимулТ. 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. Результаты работы были положительно оценены, а исследования дважды поддержаны государственной некоммерческой организацией Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научнотехнической сфере. Результаты диссертации опубликованы в печатных работах, из них 3 статьи в журналах, которые входят в перечень изданий рекомендованных высшей аттестационной комиссией ВАК. Международная научнопрактическая конференция Современные техника и технологии, Томск, , г. Международная научнопрактическая конференция Средства п системы автоматизации , Томск, г. Всероссийская научнопрактическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых Молодежь и современные информационные технологии, Томск, гг. Международная научнопрактическая конференция Интеллектуальные информационнотелекоммуникационные системы для подвижных и труднодоступных объектов, Томск, г. Разработанный алгоритм ремасштабирования ГМ повышает эффективность взаимодействия программноаппаратных средств с пользователем и повышает точность полученной на основе предложенной им схемы ремасштабирования ГДМ по сравнению с другими известными алгори мами. Предложенный алгоритм формирования системы расстановки скважин месторождения позволяет эффективно разместить систему в пространстве, обеспечивая должное обоснование для принятия решения по выбору способа разработки месторождения. Реализованный алгоритм поддержания пластового давления в процессе проектирования разработки месторождения предоставляет дополнительные возможности по управлению системой ППД по сравнению с базовой технологией ПК i и осуществляет контроль за процессом ППД в полностью автоматическом режиме в соответствие с заданными пользователем параметрами. Модернизация алгоритма обработки результатов расчета ГДМ позволила сформировать полный отчет в соответствие с ГОСТ РФ по итогам работы гидродинамического симулятора i в автоматическом режиме без вмешательства пользователя, в то время как существующие алгори мы предполагают формирование отчета с участием специалиста для коррекции и внесения данных, расчет которых затруднен. 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 сс.