27.Экспертная оценка при создании гидродинамической модели.

Использование имеющихся или построение новых геолого-технологических моделей осуществляется, как правило, в рамках регламентных работ: подсчета запасов, создании технологической схемы или проекта разработки. В этом случае приемка модели осуществляется в два этапа. Сначала проводится внутренняя экспертиза и рассмотрение результатов работ в организации – заказчике, а затем техническая экспертиза в рамках государственной экспертизы ГКЗ МПР или ЦКР Минэнерго. Экспертиза ПДГТМ как на этапе приемки Заказчиком, так и при рассмотрении технологических документов, подготовленных с использованием моделей, должна включать специалистов соответствующих областей, а также экспертов в области построения геологических и технологических моделей разработки месторождений углеводородов. Степень обоснованности подсчета запасов, коэффициентов извлечения газа и конденсата, проектных решений, принимаемых на основе ПДГТМ, во многом зависит от адекватности моделей исследуемому объекту, достоверности и качеству исходной информации, применяемой в моделях. В связи с этим, экспертное заключение должно содержать следующие разделы:

• оценка достоверности моделей продуктивных пластов,

• оценка достоверности расчета ФЕС,

• оценка достоверности определения состава и свойств пластовых флюидов и их вариации по залежи,

• обоснованность принятых гидродинамических и технологических моделей,

• оценка достаточности и качества исходной промысловой информации, использованной для адаптации модели,

• обоснованность начального распределения пластовых давлений и температур,

• обоснованность алгоритмов и оценка качества адаптации фильтрационно-емкостных параметров продуктивного и водоносного пластов,

• обоснованность алгоритмов и оценка качества адаптации газодинамических сопротивлений систем добычи, промыслового транспорта и подготовки газа,

• обоснованность методики расчета прогнозных показателей разработки,

• обоснованность рассмотренных технологических режимов эксплуатации скважин, промыслового оборудования, методов интенсификации добычи и повышения газо и конденсатоотдачи пластов.

Заключение о достоверности ПДГТМ и качестве использованной информации дается отдельным пунктом протокола соответствующего органа (ЦКР МИНЭНЕРГО, ГКЗ РФ или соответствующими территориальными комиссиями).

1. Понятие о моделировании. Физические и математические модели. 1

3. Геологические и гидродинамические модели 3

4. Разномасштабные модели фильтрации. 4

5. Существующие лицензированные программные пакеты. Понятие программного продукта. 6

6. Структура типового программного пакета для реализации задач моделирования нефтегазовых месторождений. 7

7. Возможности пре- и пост - процессора лицензированных программ. 8

10. Схематизация пласта и выбор расчетной модели. 9

11. Выбор модели фильтрации. 12

12. Постоянно- действующие модели. Методы и цель создания. 13

13. Основные этапы создания гидродинамической модели месторождения. 15

14.Воспроизведение истории разработки. Основные методы. 16

15.Уравнение сохранения массы при многофазной многокомпонентной фильтрации. 18

16. Абсолютная проницаемость. Методы получения. Способ задания. 20

17.Относительные фазовые проницаемости при двухфазной фильтрации. Методы получения. Способ задания. 21

18. Относительные фазовые проницаемости при трехфазной фильтрации. Методы получения. Способ задания. 22

19. Модель трехфазной фильтрации (Black oil). 24

20.Свойства флюидов и породы, учитываемые в модели трехфазной фильтрации (Black oil). Характерный вид зависимости. 25

21. Пористость и емкостные свойства пласта. Источники информации. Способ задания. 27

22. Моделирование трещиновато-порового пласта. 28

23. Данные о насыщенности и капиллярном давлении. Источники информации и способ задания. 30

24. Факторы, влияющие на определение размеров расчетных блоков. 31

26. Переход от геологической модели к гидродинамической. Процедура масштабирования (upscaling). 33

27.Экспертная оценка при создании гидродинамической модели. 35

37