Модели и алгоритмы идентификации технологических показателей для мониторинга разработки нефтяных месторождений

• Автор: Севостьянов, Дмитрий Владимирович
• Шифр специальности: 05.13.18
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Томск
• Количество страниц: 136 с.

Содержание
Введение
Глава 1. Методические основы идентификации ТПР для мониторинга разработки нефтяных месторождений.

1.1. Классические модели, методы и алгоритмы идентификации ТПР

1.2. Интегрированные модели и системы идентификации ТПР с учетом дополнительной априорной информации.

1.3. Вопросы точности и устойчивости оценок параметров моделей ТПР.

1.4. Выводы по главе 1

Глава 2. Интегрированные модели, алгоритмы идентификации и прогноза ТПР с учетом дополнительной априорной информации.

2.1. Интегрированные модели, алгоритмы идентификации и прогноза добычи нефти

2.2. Интегрированные модели и алгоритмы идентификации дебита скважин

2.3. Интегрированные модели и алгоритмы идентификации взаимодействия скважин

2.4. Интегрированные модели и алгоритмы оценки технологической эффективности ГТМ
2.5. Выводы по главе 2
Глава 3. Анализ точности интегрированных систем идентификации ТПР.
3.1 Точность оценок прогнозирования добычи нефти и извлекаемых запасов
3.2. Точность оценок технологической эффективности ГТМ
3.3. Точность оценок продуктивности скважин и пластового давления.
3.4. Точность оценок функции взаимодействия скважин.
3.5. Выводы по главе 3
Глава 4. Проектирование программного обеспечения интегрированной системы идентификации ИСИ ТПР.
4.1. Задачи проектирования программного обеспечения ИСИ ТПР.
4.2. Структура и основные функции ИСИ ТПР.
4.3. Основные задачи типового комплекса программ ИСИ ТПР
4.4. Комплекс программ имитационного моделирования ИСИ ТПР версия 1.0.
4.5. Результаты опытной эксплуатации ИСИ ТПР версия 1.0
4.6. Выводы по главе 4.
Заключение.
Литература


Достоверность полученных результатов подтверждается аналитическими методами, моделированием, результатами опытной эксплуатации с использованием промысловых данных путем сравнения с традиционными методами решения задач идентификации для мониторинга разработки нефтяных месторождений. ТПР следует ряд известных алгоритмов метода наименьших квадратов (НК), регуляризированного метода НК, алгоритмы метода максимума апостериорной вероятности. Практическая ценность работы и реализация полученных результатов. Предложенные в диссертационной работе интегрированные модели, алгоритмы идентификации и программные средства расширяют возможности традиционных методов идентификации технологических показателей уровня мониторинга разработки нефтяных месторождений, обеспечивают получение устойчивых оценок прогноза добычи нефти, извлекаемых запасов, технологической эффективности ГТМ, продуктивности скважин, пластового давления, взаимодействия скважин, повышают их точность. Разработанные методы, алгоритмы и программные средства зарегистрированы в отраслевом фонде алгоритмов и программ, протестированы и внедрены. Документы, подтверждающие внедрение, приведены в приложении 2. Апробация работы. Моделирование неравновесных систем» (Красноярск , ), Третья научно- техническая конференция «Комплексная автоматизация диагностики и гидродинамических исследований скважин: теория, практика и перспективы (Томск, ), Международная научно- практическая конференция «Электронные средства и системы управления» (Томск, ), Девятый международный симпозиум имени академика А. М. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, ), Третья международная научно практическая конференция «Электронные средства и системы управления» (Томск -). Публикации. По результатам диссертации опубликовано научных работ, в том числе две статьи опубликованы в журнале «Известия ТПУ», внесенный в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий. Личный вклад автора. ИСМ прогнозирования добычи нефти [] с учетом дополнительной априорной информации. Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из названий. Содержание работы изложено на 1 страницах основного текста, иллюстрировано рисунками и 9 таблицами. В приложении 2 приведены документы, свидетельствующие о практической реализации результатов исследований и разработок автора. В диссертации принята тройная нумерация формул: первое число - номер главы, второе - номер параграфа, третье - номер формулы. Нумерация рисунков и таблиц двойная: первое число - номер главы, второе - номер рисунка или таблицы. Все матрицы и векторы выделены жирными буквами. Глава 1. В данной главе формулируются актуальные решаемые в диссертации задачи идентификации технологических показателей для мониторинга разработки нефтяных месторождений. Приводятся наиболее используемые в практике нефтегазодобычи классические модели, методы и алгоритмы идентификации ТПР. Предложены интегрированные модели и алгоритмы идентификации ТПР с учетом дополнительной априорной информации. Рассматриваются вопросы точности и устойчивости оценок. Идентификация процессов нефтегазодобычи в настоящее время развивается в двух основных направлениях. Первое направление представляют задачи идентификации для проектирования разработки нефтяных месторождении, в основе которого используются детерминированные цифровые геолого-технологические модели пластовых систем, описывающие процессы фильтрации нефти, воды и газа в пористой среде нефтяного резервуара с системой добывающих и нагнетательных скважин. Данные модели, согласно регламентным документам, принято называть постоянно действующими геолого-технологическими моделями (ПДГТМ) [-]. Модельной основой ПДГТМ являются методы математической физики [1,7,9,], где процессы нефтегазодобычи описываются дифференциальными уравнениями в частных производных и решаются численными методами. Для практического использования таких моделей требуется знание большого числа данных о фильтрационных параметрах и энергетическом состоянии нефтяного пласта.