***** 1 - Тюменский Институт Нефти и Газа

ФЛОУМАСТЕР
2
ПОДДЕРЖКА РАСПРОСТРАНЕННЫХ
ФОРМАТОВ ДАННЫХ
3
4
Геологическая модель
Ремасштабирование
сеточной области
Ремасштабирование
ФЕС
Формирование
геометрического каркаса
фильтрационной модели.
Вертикальное и (или)
латеральное
ремасштабирование
Перенос значений ФЕС с
геологической сетки на
фильтрационную
5
Равномерная
регулярная
Неравномерная
регулярная
Неравномерная
нерегулярная
6
A
- кривая ГСР
a
- среднее значение F(x) на (a,b)
b
- отклонение G от F
Задача о минимизации функционала вида:
Два слоя:
1. Объектом исследования является
каждый столбец модели.
Общий вид (для n слоев):
2. Данный метод позволяет
сохранить прерывистость
коллектора ГМ.
7
Параметр литологии
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0
Глубина от кровли, м
5
10
15
ГМ
ФМ
20
25
8
Ремасштабирование ФЕС – процесс переноса значений
параметров с одной 3D сетки (ГМ) на другую (ФМ), имеющую
отличную геометрию
ГМ
Основные методы осреднения:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Арифметическое
Геометрическое
Гармоническое
Степенное
Арифметико-гармоническое
Гармонико-арифметическое
Взвешенное по параметру
Суммирование
ФМ
9. Моделирование однофазного течения
(позволяет получить диагональный тензор проницаемости)
9
• Размещение
скважин
• Исключение зон
выклинивания /
замещения
• Учет
существующего
фонда
10
•Шахматные
•Рядные
•Квадратные
•Треугольные
•Пользовательские
11
• Спецификация скважин
• Траектории/перфорации
• Скин-фактор / множители
проводимости
• Граничные условия
история / прогноз
• Коэффициенты
эксплуатации
• Экономические
ограничения
12
13
14
15
•Динамика
•По месторождению
•По группе скважин
•По скважинам
•По водоносным
пластам
•По регионам
•Гистограммы
•Точечные диаграммы
•Сравнение результатов
расчетов
16
•Состояния скважин
•Динамика параметров
разработки
17
• Плотность запасов
• Подвижные запасы
• Коэффициент
выработки
• Нефтенасыщенность
• Нефтенасыщенные
толщины
• КИН
• Квыт
18
•Интерактивная
работа нескольких
визуализаторов
•Машина времени
19
Обоснование прогноза добычи нефти, растворенного газа, объема буровых работ
Месторождение:
Объект: ОБЪЕКТ
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
№№ пп
Показатели
Годы
2010 2011
2012
2013
2014
2015
1
Добыча нефти всего
0
5.8
23.1
18.6
25.8
9.5
2
Добыча нефти из переходящих скважин
0
5.6
23.1
18.6
25.8
9.5
3
Добыча нефти из новых скважин
0
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
4
Добыча нефти из механизированных скважин
0
5.8
23.1
18.6
25.8
9.5
5
Ввод новых добывающих скважин всего
0
2
0
0
0
0
6
Ввод новых добывающих скважин из эксплуатационного бурения
0
2
0
0
0
0
7
Ввод новых добывающих скважин из разведочного бурения
0
0
0
0
0
0
8
Ввод новых добывающих скважин переводом с других объектов
0
0
0
0
0
0
9
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
0
11
Средняя глубина новой скважины
0
2550
0
0
0
0
12
Эксплуатационное бурение
0
5.1
0.0
0.0
0.0
0.0
13
Бурение добывающих скважин
0
5.1
0.0
0.0
0.0
0.0
14
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
0
16
Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года в данном году
0
0.0
0.9
0.0
0.0
0.0
17
Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года
0
0.0
5.6
23.1
18.6
25.8
18
Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года
0
0.0
6.5
23.1
18.6
25.8
19
Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года
0
5.6
23.1
18.6
25.8
9.5
20
Изменение добычи нефти из переходящих скважин
0
5.6
16.5
-4.5
7.2
-16.2
21
Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин
0
0.0
253.7
-19.4
38.8
-63.0
22
Мощность новых скважин
0
1.0
0.0
0.0
0.0
0.0
23
Выбытие добывающих скважин
0
3
20
9
16
89
24
Выбытие добывающих скважин под закачку
0
3
20
9
16
0
25
Фонд добывающих скважин на конец года
0
37
82
80
88
0
26
Фонд нагнетательных в отработке
0
8
15
8
2
0
27
Действующий фонд добывающих скважин на конец года
0
35
78
76
84
0
28
Переход скважин на механизированную добычу
0
2
0
0
0
0
29
Фонд механизированных скважин
0
37
82
80
88
0
30
Ввод нагнетательных скважин
0
8
23
13
20
2
31
Выбытие нагнетательных скважин
0
0
0
0
3
0
32
Фонд нагнетательных скважин на конец года
0
8
31
44
64
63
33
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года
0
8
29
42
61
60
34
Фонд введенных резервных скважин на конец года
0
0
0
0
0
0
35
Средний дебит действующих скважин по жидкости
0
1.3
2.0
1.7
2.4
2.0
36
Средний дебит переходящих скважин по жидкости
0
1.3
2.0
1.7
2.4
2.0
37
Средний дебит новых скважин по жидкости
0
1.6
0.0
0.0
0.0
0.0
38
Средняя обводненность действующего фонда скважин
0
23.4
40.4
58.5
61.0
67.3
39
Средняя обводненность продукции переходящих скважин
0
23.6
40.4
58.5
61.0
67.3
40
Средняя обводненность продукции новых скважин
0
18.8
0.0
0.0
0.0
0.0
41
Средний дебит действующих скважин по нефти
0
1.0
1.2
0.7
0.9
0.7
42
Средний дебит переходящих скважин по нефти
0
1.0
1.2
0.7
0.9
0.7
43
Средняя приемистость нагнетательных скважин
0
34.7
125.6
109.1
92.1
28.6
44
Добыча жидкости всего
0
7.6
38.7
44.8
66.1
29.2
45
Добыча жидкости из переходящих скважин
0
7.3
38.7
44.8
66.1
29.2
46
Добыча жидкости из новых скважин
0
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
47
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
186.4
49
Добыча нефти с начала разработки
0
5.8
28.9
47.5
73.3
82.8
50
Коэффициент нефтеизвлечения
0
0.000
0.000
0.001
0.001
0.001
51
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов
0
0.0
0.1
0.2
0.4
0.4
52
Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов
0
0.0
0.1
0.1
0.1
0.0
53
Темп отбора от текущих утвержденных запасов
0
0.0
0.1
0.1
0.1
54
Закачка рабочего агента
0
45.6
822.3
1408.2 1707.6
55
Закачка рабочего агента с начала разработки
0
45.6
867.9
2276.1 3983.7 4613.6
56
Компенсация с учетом отбора газа текущая
0
540.6 1950.2 2932.3 2418.4 2030.0
57
Компенсация с учетом отбора газа с начала разработки
0
540.6 1715.4 2308.0 2354.0 2303.8
58
Газовый фактор
0
36.5
36.5
36.5
36.5
36.5
59
Добыча растворенного газа
0
0.2
0.8
0.7
0.9
0.3
60
Добыча растворенного газа с начала разработки
0
0.2
1.1
1.7
2.7
3.0
61
Использование растворенного газа
0
0.2
0.8
0.6
0.9
0.3
62
Использование растворенного газа в %
0
95.0
95.0
95.0
95.0
95.0
0.0
629.9
20
•Каротажная
диаграмма
•Профиль
притока/
приемистости
21
•Контуры
•Кубы
•Поверхности
•Разрезы
•Слайсы
•Скважины
22
•Решетки
•Ломанные линии
•Многолучевые
разрезы
•Разрезы с
секущими
плоскостями
•Двумерные
слайсы
23
•По заданным IJK
•По значению ячейки
•Внутри контура
•Относительно
поверхности
•В пределах произвольного
выделенного участка
3D сцены
•По траекториям скважин
24
ФЛОУМАСТЕР