ПРОГРАМНЫЙ КОМПЛЕКС «АТЛАС»МОДУЛЬ ПРЕ/ПОСТ ПРОЦЕССИНГА

ТЮМЕНСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

ФЛОУМАСТЕР

Автоматизированное рабочее место, специалиста по гидродинамическому моделированию.

ПРОГРАМНЫЙ КОМПЛЕКС «АТЛАС»

Решаемые задачи: Подготовка данных и обоснование

параметров гидродинамической модели

Комплексная адаптация гидродинамической модели

Проектирование ГТМ2

ПОДДЕРЖКА РАСПРОСТРАНЕННЫХ ФОРМАТОВ ДАННЫХ

Скважины:Траектории/логи Результаты расчетов

Текст с разделителями Eclipse (Restart, Schedule)DBF More 6 и вышеINCPetrelRMS Well

Контуры:CPS ICF GRD

Поверхности:ASCII IRAP Classic CPS ICF GRD

Кубы:Исходные данные Результаты расчетов

Roff Eclipse OutputGrdEcl More 6 и вышеMgrid

3

ПРЕПРОЦЕССОР

4

UPSCALING

Геологическая модель

Формирование геометрического каркаса фильтрационной модели. Вертикальное и (или) латеральное ремасштабирование

Ремасштабирование ФЕС

Ремасштабирование сеточной области

Перенос значений ФЕС с геологической сетки на фильтрационную

5

UPSCALING. Ремасштабирование сеточной области

Равномерная регулярная

Неравномерная регулярная

Неравномерная нерегулярная

6

UPSCALING. Неравномерная нерегулярная сетка

- кривая ГСР

- среднее значение F(x) на (a,b)

- отклонение G от F

Задача о минимизации функционала вида:

Два слоя:

Общий вид (для n слоев):

A

a

b

1. Объектом исследования является каждый столбец модели.

2. Данный метод позволяет сохранить прерывистость коллектора ГМ.

Алгоритм вычислений

7

Неравномерная нерегулярная сетка. Пример

ФИЛЬТРАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ

NZ – 117

NZ – 43

0

5

10

15

20

25

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Глуб

ина

от к

ровл

и, м

Параметр литологии

ГМ

ФМ

При ремасштабировании

удается сохранить все важные геолого-

гидродинамические параметры пласта

Сопоставление ГМ и ФМ

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ

8

UPSCALING. Ремасштабирование ФЕСРемасштабирование ФЕС – процесс переноса значений параметров с одной 3D сетки (ГМ) на другую (ФМ), имеющую отличную геометрию

Основные методы осреднения:1. Арифметическое2. Геометрическое3. Гармоническое4. Степенное5. Арифметико-гармоническое6. Гармонико-арифметическое7. Взвешенное по параметру8. Суммирование

9. Моделирование однофазного течения (позволяет получить диагональный тензор

проницаемости)

ГМ

ФМ

9

ПРОЕКТНЫЙ ФОНД СКВАЖИН

•Размещение скважин•Исключение зон выклинивания / замещения•Учет существующего фонда

10

ПРОЕКТНЫЙ ФОНД СКВАЖИН

•Шахматные•Рядные•Квадратные•Треугольные•Пользовательские

11

ПРОЕКТНЫЙ ФОНД СКВАЖИН

• Спецификация скважин• Траектории/перфорации• Скин-фактор /

множители проводимости• Граничные условия

история / прогноз• Коэффициенты

эксплуатации• Экономические

ограничения

12

МАСТЕР ФУНКЦИЙ НАСЫЩЕННОСТИ

13

ПРОЕКТ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ МОДЕЛИ

14

ПОСТПРОЦЕССОР

15

ВИЗУАЛИЗАТОР ГРАФИКОВ

•Динамика•По месторождению•По группе скважин•По скважинам•По водоносным пластам•По регионам

•Гистограммы•Точечные диаграммы•Сравнение результатов расчетов

16

КАРТЫ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

•Состояния скважин•Динамика параметров разработки

17

• Плотность запасов• Подвижные запасы• Коэффициент

выработки• Нефтенасыщенность• Нефтенасыщенные

толщины• КИН• Квыт

Создание динамических карт

18

ГРУППИРОВКА ИНСТРУМЕНТОВ ВИЗУАЛИЗАЦИИ

•Интерактивная работа нескольких визуализаторов•Машина времени

19

ГОСПЛАН2010 2011 2012 2013 2014 2015

1 Добыча нефти всего 0 5.8 23.1 18.6 25.8 9.52 Добыча нефти из переходящих скважин 0 5.6 23.1 18.6 25.8 9.53 Добыча нефти из новых скважин 0 0.2 0.0 0.0 0.0 0.04 Добыча нефти из механизированных скважин 0 5.8 23.1 18.6 25.8 9.55 Ввод новых добывающих скважин всего 0 2 0 0 0 06 Ввод новых добывающих скважин из эксплуатационного бурения 0 2 0 0 0 07 Ввод новых добывающих скважин из разведочного бурения 0 0 0 0 0 08 Ввод новых добывающих скважин переводом с других объектов 0 0 0 0 0 09 Среднесуточный дебит нефти новой скважины 0 1.3 0.0 0.0 0.0 0.0

10 Среднее число дней работы новой скважины 0 92 0 0 0 011 Средняя глубина новой скважины 0 2550 0 0 0 012 Эксплуатационное бурение 0 5.1 0.0 0.0 0.0 0.013 Бурение добывающих скважин 0 5.1 0.0 0.0 0.0 0.014 Бурение вспомогательных и специальных скважин 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

15 Расчетное время работы новых скважин предыдущего года в данном году 0 0 694 0 0 016 Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года в данном году 0 0.0 0.9 0.0 0.0 0.017 Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года 0 0.0 5.6 23.1 18.6 25.818 Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года 0 0.0 6.5 23.1 18.6 25.819 Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года 0 5.6 23.1 18.6 25.8 9.520 Изменение добычи нефти из переходящих скважин 0 5.6 16.5 -4.5 7.2 -16.221 Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин 0 0.0 253.7 -19.4 38.8 -63.022 Мощность новых скважин 0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.023 Выбытие добывающих скважин 0 3 20 9 16 8924 Выбытие добывающих скважин под закачку 0 3 20 9 16 025 Фонд добывающих скважин на конец года 0 37 82 80 88 026 Фонд нагнетательных в отработке 0 8 15 8 2 027 Действующий фонд добывающих скважин на конец года 0 35 78 76 84 028 Переход скважин на механизированную добычу 0 2 0 0 0 029 Фонд механизированных скважин 0 37 82 80 88 0

30 Ввод нагнетательных скважин 0 8 23 13 20 231 Выбытие нагнетательных скважин 0 0 0 0 3 032 Фонд нагнетательных скважин на конец года 0 8 31 44 64 6333 Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года 0 8 29 42 61 6034 Фонд введенных резервных скважин на конец года 0 0 0 0 0 035 Средний дебит действующих скважин по жидкости 0 1.3 2.0 1.7 2.4 2.036 Средний дебит переходящих скважин по жидкости 0 1.3 2.0 1.7 2.4 2.037 Средний дебит новых скважин по жидкости 0 1.6 0.0 0.0 0.0 0.038 Средняя обводненность действующего фонда скважин 0 23.4 40.4 58.5 61.0 67.339 Средняя обводненность продукции переходящих скважин 0 23.6 40.4 58.5 61.0 67.340 Средняя обводненность продукции новых скважин 0 18.8 0.0 0.0 0.0 0.041 Средний дебит действующих скважин по нефти 0 1.0 1.2 0.7 0.9 0.742 Средний дебит переходящих скважин по нефти 0 1.0 1.2 0.7 0.9 0.743 Средняя приемистость нагнетательных скважин 0 34.7 125.6 109.1 92.1 28.644 Добыча жидкости всего 0 7.6 38.7 44.8 66.1 29.245 Добыча жидкости из переходящих скважин 0 7.3 38.7 44.8 66.1 29.246 Добыча жидкости из новых скважин 0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.047 Добыча жидкости механизированным способом 0 7.6 38.7 44.8 66.1 29.2

48 Добыча жидкости с начала разработки 0 7.6 46.3 91.1 157.2 186.449 Добыча нефти с начала разработки 0 5.8 28.9 47.5 73.3 82.850 Коэффициент нефтеизвлечения 0 0.000 0.000 0.001 0.001 0.00151 Отбор от утвержденных извлекаемых запасов 0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.452 Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов 0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.053 Темп отбора от текущих утвержденных запасов 0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.054 Закачка рабочего агента 0 45.6 822.3 1408.2 1707.6 629.955 Закачка рабочего агента с начала разработки 0 45.6 867.9 2276.1 3983.7 4613.656 Компенсация с учетом отбора газа текущая 0 540.6 1950.2 2932.3 2418.4 2030.057 Компенсация с учетом отбора газа с начала разработки 0 540.6 1715.4 2308.0 2354.0 2303.858 Газовый фактор 0 36.5 36.5 36.5 36.5 36.559 Добыча растворенного газа 0 0.2 0.8 0.7 0.9 0.360 Добыча растворенного газа с начала разработки 0 0.2 1.1 1.7 2.7 3.061 Использование растворенного газа 0 0.2 0.8 0.6 0.9 0.362 Использование растворенного газа в % 0 95.0 95.0 95.0 95.0 95.0

Месторождение: МЕСТОРОЖДЕНИЕОбъект: ОБЪЕКТ

№№ пп ПоказателиГоды

Обоснование прогноза добычи нефти, растворенного газа, объема буровых работ

20

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ ВИЗУАЛИЗАЦИИ

•Каротажная диаграмма•Профиль притока/приемистости

21

ТРЕХМЕРНАЯ ВИЗУАЛИЗАЦИЯ

•Контуры•Кубы•Поверхности•Разрезы•Слайсы•Скважины

22

РАЗРЕЗЫ РАЗЛИЧНОЙ ТОПОЛОГИИ

•Решетки•Ломанные линии•Многолучевые разрезы•Разрезы с секущими плоскостями•Двумерные слайсы

23

ФИЛЬТР И КАЛЬКУЛЯТОР

•По заданным IJK•По значению ячейки•Внутри контура•Относительно поверхности•В пределах произвольного выделенного участка 3D сцены •По траекториям скважин

24

ПРОГРАМНЫЙ КОМПЛЕКС «АТЛАС»МОДУЛЬ ПРЕ/ПОСТ ПРОЦЕССИНГА

ТЮМЕНСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

ФЛОУМАСТЕР