2. Этапность выполнения методов изучения геолого- геофизических характеристик нефтегазовых залежей.

Под этапностью выполнения комплексированных методов изучения геолого-физических характеристик нефтегазовых залежей, пластов понимается синхронизация по времени - одновременное или последовательное проведение различных методов исследований в течение какого-либо этапа или стадии от поисков - разведки до завершения разработки месторождения.

«Жизнь» месторождения происходит в несколько последовательных условных этапов: поиск и разведка, открытие месторождения и его оконтуривание, разработка в несколько условных стадий (характеризующихся темпами разбуривания и добычи, включая вторичные и третичные методы повышения нефте-, газо-, компонентоотдачи) и, наконец, завершение разработки.

С точки зрения этапирования и комплексирования различных методов информационного обеспечения и сопровождения процессов освоения запасов и разработки месторождений, существуют различные подходы и системы классификации стадий и этапов.

В поисках и разведке месторождений различают 3 этапа комплексных поисково-разведочных работ.

Детальная разведка. Начинается с момента получения притока из поисковой скважины - открытия месторождения и включая бурение оценочных и оконтуривающих скважин, на которых производятся комплексы ГДИ и ГХИ.

В разработке нефтяных залежей и месторождений, например, выделяют 4 стадии:

I - рост добычи нефти во времени;

II - стабилизация добычи нефти;

III - крутое падение добычи нефти;

IV - низкая добыча нефти с очень медленным падением в течение продолжительного периода времени.

Билет № 8

1. Интегрированные системы моделирования (идентификации) и управления процессами нефтегазодобычи.

Интегрированные системы  идентификации предоставляют возможность объединять математические (физически содержательные) модели ТПР и формализованные экспертные оценки лица, принимающего решения, в единую интегрированную систему моделей, отражающую целостные свойства реальных систем, что дает интегральный (синергетический) эффект при решении разнообразных задач идентификации и управления Основой предлагаемого подхода к моделированию сложных систем нефтегазодобычи в условиях неопределенности является интегрированная система моделей (ИСМ) вида : 

ir = F(t,X*,U*,^,

(Z* = f } (t,Zj, n ).j = 1m,  где Y*,U*,X*

- реализации выходных Y и входных управляемых и неуправляемых переменных исследуемого объекта U,X; 

Zj, - реализации выходных переменных моделей объектов аналогов, представляющих дополнительные априорные данные, экспертные оценки и т.д.; 

F,Fj - модели исследуемого объекта разработки и объектов аналогов (в общем случае операторы); 

П- - случайные переменные представляют различные ошибки. Переменные Zj объектов-аналогов могут соответствовать переменным объекта разработки, а также представлять параметры, функции (функционалы). 

Суть интегрированных систем идентификации заключается в формировании ИСМ вида и ее адаптации. Так, например, при параметрическом представлении исследуемого объекта

Y = f(t,a,X ,Y ,t) и моделей объектов аналогов Z- = f-(i,a,Z-,П-),j = 1,m, с точностью до  вектора неизвестных параметров а, процедура адаптации ИСМ сводится к решению оптимизационных задач вида: 

a*(K),f*,f* = argminФ(a,f,f,K), K* = argmin Jo(a*,f*,f*,K), a,f,f

где argminf(x) обозначает точку минимума x* функции f(x);  x  Ф - комбинированный функционал качества, состоящий из частных показателей качества J0,Jk,k = 1,m модели исследуемого объекта F и моделей объекта аналогов Fj,j = 1,m; K - матрица весовых функций, представляющая значимость (вес) дополнительных априорных данных. 

На основе синтезирован широкий класс адаптивных моделей и алгоритмов идентификации для линейных, нелинейных, непараметрических, статических и динамических объектов управления, решен широкий спектр научно-технических задач. 

Прогнозирование добычи нефти и оценка извлекаемых запасов нефтяных месторождений  Актуальной задачей мониторинга разработки нефтяных месторождений является повышение точности прогноза добычи нефти и оценки извлекаемых запасов на ранней стадии разработки месторождения, когда объем промысловых данных невелик. Для решения данной задачи предлагается использовать интегрированную систему моделей вида: 

= Qн (a)+S =f (a )+£,____ (S = S(T,a)+n, a = a+vl,l = 1d, Qm = f(tn + T,a) + e,  где Q^^ = (Q*(tt),i = 1,n), fн(a) = (f(tt,a), i = 1,n) - векторы фактических значений добычи нефти, полученные в процессе разработки месторождения и на основе модели f (t,a) за соответствующие промежутки времени At = tt - tt-1; S = (S;, j = 1, p), a l = (a jt, j = 1, p), l = 1, d, Q^ = (Q (t + t), j = 1, r)

- векторы экспертных оценок извлекаемых запасов нефти  T  S(T,a) = f f (T,a )dT за время разработки T, дополнительных априорных данных о парамет-  рах модели добычи а = (а1;а2,...,am) и прогнозных значений добычи нефти, полученных из  разных источников информации, например, из проектных технологических документов на разработку месторождений; n, vl,£ - векторы случайных величин, представляющие погрешности измерения добычи нефти, ошибки, вызванные неадекватностью модели добычи, ошибки дополнительных априорных сведений и экспертных оценок.