Е. В. Информационные модели в задачах геологического и гидродинамического моделирования

1   2   3

5. Общие сервисные функции. Имеется ряд общих приложений, которые могут быть запущены из модулей ТРИАС-Карта и ТРИАС-Пилот. К ним относятся программа построения схем корреляции, предназначенная для визуализации каротажных диаграмм и редактирования представлений о геологическом строении объектов разработки, программа построения графиков показателей разработки и графиков коэффициента нефтеизвлечения и печать карт. Пример построения схемы корреляции представлен на рис. 4.

Основные возможности первой из названных программ – анализ и корректировка данных расчленения пласта на пропластки c выбором эталонных скважин для выделения пропластков (в том числе построение геофизических планшетов, геологических профилей с выносом каротажных диаграмм).

Программа построения графиков разработки реализует следующие функции: визуализация основных характеристик (добыча нефти, газа, жидкости, дебит, обводненность, часы работы и др.) по скважинам и выбранным участкам залежи; построение зависимости КИН по скважинам на основе диаграмм Воронова.

Печать карт осуществляется согласно требованиям руководящих документов на листах любого формата и обеспечивает широкие возможности настройки параметров изображения.

Построение схем корреляции является необходимым этапом построения качественной геологической модели месторождения. В программе построения таких схем корреляции введено понятие корреляции пропластков, реализован механизм их ввода и записи; предусмотрен пользовательский интерфейс для работы с проницаемыми интервалами; имеется механизм одновременного вывода численного и графического представлений информации по проницаемым интервалам. Важнейшим элементом программы является редактор отметок кровли, подошвы пластов, реперов, а также информации о пропластках и их индексах. Редактирование осуществляется в интерактивном режиме.

В процессе работы строятся графики по основным характеристикам (добыча нефти, газа, жидкости, дебит, обводненность, часы работы, дополнительная добыча нефти, накопленные показатели, химический состав, давления), представляющие собой изменение значений в зависимости от времени. На графики выносятся способы эксплуатации, методы воздействия на пласт, состояние скважины. Другой вид графиков строится по результатам моделирования. Это графики динамики нефтеотдачи, темпов отбора нефти (от балансовых запасов), средневзвешенного пластового давления, текущих запасов нефти. Все виды графиков формируются по произвольным участкам по месяцам, кварталам и годам.

Наконец, сервисный модуль печати позволяет формировать отчетные документы в пользовательском оформлении для различных видов графической информации.


6. Построение геологической модели. Представления о геологическом строении пласта и его влиянии на особенности эксплуатации месторождения складываются с начала разведки и далее в процессе разработки нефтяного месторождения. Моделирование должно опираться на все проведенные ранее и проверенные практикой геологические построения. Закладываются основные положения, полученные в результате труда геологов и разработчиков, в течение длительного времени работающих с конкретными месторождениями. К ним, в первую очередь, относятся следующие геологические исходные положения:

– тип залежи – пластовый, массивный, литологически ограниченный;

– генетический тип строения пласта – дельтовые комплексы, клиноформенные, русловые структуры, переслаивание низко- и высокопроницаемых коллекторов прибрежно-морской обстановки осадконакопления;

– характер поверхности нефте- и газонефтяных контактов – горизонтальный, наклонный либо сложный, при котором отметки различаются в пределах различных тектонических (структурных) блоков;

– наличие сети тектонических нарушений;

– наличие региональных зон выклинивания, литологического замещения и размывов коллекторов.

Сюда же следует отнести общие сведения о наличии административных границ, области моделируемого участка, утвержденных внешних и внутренних контурах нефтегазоносности. Отдельно стоят сведения по физическим свойствам нефтей и пластовых вод, учитываемых в модели, данные лабораторных определений кривых относительных фазовых проницаемостей, сведения по упругоемкости жидкости и породы.

Основным отличием системы ТРИАС является структурированная по пропласткам геологическая модель (отв. исполнитель А.А. Савельев), а также процесс ее построения, который осуществляется в интерактивном режиме. При этом фильтрационная модель рассматривается в рамках «геологической» понятийной базы, в которой дискретизация по вертикальной координате вынесена на уровень дифференциальной модели, что позволяет учесть поверхности напластования и сократить необходимое для вычислений число операций.

К преимуществам структурированой по пропласткам трехмерной геолого-фильтрационной модели относятся, во-первых, возможность построения геологической модели в режиме «конструктор», когда сборка и редактирование модели производятся по частям, которыми служат отдельные геологические элементы. К ним можно отнести моделирование с учетом тектонических нарушений, линейно-вытянутых песчаных тел (палеорусел), линий выклинивания, контуров нефте- и газоносности, зон слияния коллекторов, характера и положения водо- и газонефтяных контактов. Эта функция особенно важна при противоречивости исходной геолого-промысловой информации, когда важнейшей задачей построения геологической модели являются не промышленное ее использование, а всесторонняя проверка данных и фильтрация ошибок.

Другим преимуществом представления геологического объекта в виде серии гидродинамически взаимосвязанных пропластков является ее хорошая обозримость как в 2D (по пропласткам), так и в 3D проекции (куб данных), т. к. слои сеточной области совпадают с пропластками. Это особо важно, так как модель ориентирована на подбор участков для применения методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), прогноз технико-экономической эффективности и оценку результатов их применения. С этой целью модель позволяет оценить состояние выработки пласта заводнением как по объекту разработки в целом, так и по отдельным пропласткам, то есть объектом анализа и последующего воздействия является пропласток, а не пласт в целом, как в двухмерной модели, и не слой разностной сетки, как в трехмерной. По каждому из пропластков составляются уравнения материального баланса, с помощью которых производятся гидродинамические расчеты с учетом перетоков через области слияния пластов-коллекторов. В частности, по пропласткам могут быть рассчитаны баланс нефти – газа и воды, давление, нефтенасыщенность, скорости фильтрации, области влияния закачки, удельные запасы на скважину, текущая гидропроводность пласта. Объективной передаче энергетического состояния и выработки пласта по пропласткам способствует правильная передача в модели геологических особенностей, способствующих латеральному движению фильтрационных потоков и областей, по которым происходят вертикальные перетоки между пропластками. Динамика выработки запасов по совокупности пропластков проводится по картам текущей нефтенасыщенности, картам скоростей фильтрации и областей влияния закачки, а также графикам изменения нефтеотдачи, построенным для отдельных пропластков. Такой подход позволяет сопоставить показатели разработки по различным участкам и выявить степень влияния геологического строения и условий разработки на полноту выработки запасов нефти. Результаты анализа используются для обоснования всего комплекса мероприятий по управлению разработкой и оценке эффективности методов ПНП.

Следует отметить, что 3D модели, построенные с использованием других программных продуктов, также могут быть представлены в виде структурированной 3D модели, но для этого необходимо, чтобы такая модель в системе ТРИАС уже была построена, а данные расчетов были бы переформированы.

Построение трехмерной геологической модели может осуществляться в модулях ТРИАС-Карта и ТРИАС-Пилот.

Достоверность построения трехмерной постоянно действующей геолого-фильтрационной модели в значительной мере зависит от выбранной еë концепции. Важно иметь возможность постоянного участия геолога на всех стадиях построения модели и внесения изменений в интерактивном режиме на любом этапе.

Выделяются следующие основные этапы построения трехмерной многопластовой геологической модели для гидродинамических расчетов, ориентированных на мониторинг разработки эксплуатируемых крупных нефтяных месторождений:

– определение кровли и подошвы объекта разработки и построение карт структурных поверхностей с учетом данных сейсморазведки и линий тектонических нарушений;

– уточнение отметок ВНК и положения контуров нефтеносности продуктивных горизонтов;

– расчленение пласта на пропластки путем структуризации геологической модели и выделения слоистой структуры объекта разработки;

– построение модели литологии, если пласт неоднороден по литологической характеристике;

– построение карт распространения коллекторов по пропласткам.

На каждом этапе предполагается построение обобщенной модели, служащей для выявления региональной составляющей. Затем рассчитывается детальная модель, с помощью которой определяются локальные характеристики. Значительные расхождения между обобщенной и точной моделями указывают на наличие ошибок. Этот прием применяется для определения степени достоверности исходных данных и фильтрации ошибочных данных. Предлагаемая технология позволяет сосредоточить в руках геолога оперативный контроль над построением геологической модели.

Первый этап построения модели заключается в построении карт структурных поверхностей по кровле и подошве пласта. Наибольшую погрешность в геологические построения вносят замеры удлинения скважины методом инклинометрии. Постадийное построение геологической модели позволяет выявить грубые ошибки с помощью построения линейных трендов и прослеживания положения «подвешенных» скважин. Ошибки исправляются следующим образом: грубые «выбросы» относительно поверхности обобщенной модели исключаются при построении детальной структурной модели, а отметки кровли (подошвы) по этим скважинам принимаются на основании обобщенной модели. То же самое относится и к построению структурной карты по подошве пласта, которая строится с учетом структурной карты по кровле.

На втором этапе строится карта поверхности ВНК (ГНК). По ней также может быть произведена корректировка исходных данных. Пересечение структурной карты по кровле пласта с картой поверхности ВНК дает положение границ внешнего контура нефтеносности. Геологом могут быть внесены изменения в положение точек внешнего контура нефтеносности, которые сводятся к сглаживанию слишком извилистых участков. Пересечение структурной карты по подошве пласта с картой поверхности ВНК дает положение границ внутреннего контура нефтеносности.

Третьим этапом построения геологической модели является расчленение моделируемого объекта на отдельные пропластки. Существует два варианта разбиения пласта на пропластки. Первый вариант – автоматический: программа сама устанавливает количество перемычек и их положение по разрезу пласта. По второму варианту разбиению пласта на пропластки предшествует процедура построения детальной схемы корреляции с выделением эталонных скважин, по этой схеме геолог самостоятельно выделяет пропластки, например, в крест и по простиранию. В том и другом случаях геолог может просмотреть результаты расчленения в режиме 3D модели, геологических профилей и схем кореляции. Этап построения модели литологии и задания анизотропии проницаемости состоит в учете сложно построенных, многоярусных, осложненных многочисленными зонами литолого-фациальных замещений и размывов природных резервуаров. Режим «Литология» системы ТРИАС позволяет выделять области распространения коллектора и неколлектора по кондиционным значениям эффективной толщины, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, глинистости по залежи в целом, а также по каждому пропластку. Увязка данных по пропласткам и литологии с 3D геологической моделью может быть проверена по схемам корреляции.

Основной математической задачей при построении геологической модели является восполнение данных в узлах сетки с использованием в качестве исходной информации данных скважин и геофизики.

В системе ТРИАС при построении геологических моделей для восполнения значений использовались многоуровневая интерполяция кубическими сплайнами, натуральные кубические сплайны, сплайны «тонкой пластины», сплайны с напряжением, а также логарифмическая, мультиквадратическая и обратная мультиквадратическая радиальные базисные функции.

При выборе аппроксимирующих функций особое внимание уделялось построению структурных карт, при котором необходимо учитывать различные аспекты пространственной неоднородности моделируемой поверхности, такие, как наличие регулярного тренда, пространственной анизотропии и различных геологических структур.

Кроме построения общей модели по всем имеющимся данным, программа расчета карт позволяет использовать для построения модели в каждой точке только данные из заданной локальной окрестности. В случае большого числа скважин, когда влияние отдаленных скважин на модель в данной точке ничтожно, это позволяет не только существенно сократить время расчетов, но и использовать быстрый локальный пересчет модели в случае поступления новых данных.

Наличие тектонических нарушений также учитывается при построении модели за счет применения алгоритма вычисления расстояний между точками с учетом геологических нарушений, причем может быть учтена и выраженность нарушений (от сдвига поверхности с разрывом в месте разлома до плавного перехода на границах прогибов). В качестве примера на рис. 5 представлена залежь нефти сложного геологического строения со структурной поверхностью, осложненной блоковой тектоникой и клиноформенными структурами (рис. 6).

Построение геологической модели включает в себя расчет карт параметров (по пласту и пропласткам): насыщенности, проницаемости, пористости, глинистости и т. д., функции по подсчету начальных балансовых и извлекаемых запасов по отдельным скважинам (рис. 7), произвольным участкам и залежи в целом.

7. Построение карт разработки. Результатами построения технологической модели являются карты изобар (пластового и забойного давлений), плотности отбора, закачки и темпов отбора нефти, карта доли воды в потоке. Карты разработки выполняют информационную роль и служат для анализа разработки в качестве дополнения к гидродинамическим картам, получаемым на этапе построения геолого-фильтрационной модели.

Карты изобар рассчитываются с учетом базы данных по пластовым и забойным давлениям не простой интерполяцией, а с учетом динамики пластовых и забойных давлений. Карты текущей и накопленной плотности отбора нефти, воды, жидкости и закачки характеризуют равномерность отборов и закачки по площади залежи.

При построении карт реализуется алгоритм равномерного распределения отборов по площади залежи; распределение не зависит от густоты размещения скважин. Для описания поверхностей, заданных в нерегулярной системе узлов, использовались диаграммы Вороного, позволяющие осуществить разграничение плоскости на области, состоящие из точек, объединённых общей ближайшей опорной точкой – скважиной. Технология, базирующаяся на построении диаграмм Вороного, предоставляет большие возможности по анализу геологического строения пластов, начальных и текущих параметров пластов, а также оценки степени изменения этих параметров в процессе разработки как по участкам пласта, так и по отдельным скважинам.


8. Построение фильтрационной модели. Программа построения фильтрационной модели может быть запущена в модулях ТРИАС-Карта и ТРИАС-Пилот. Она реализует прогнозные расчеты показателей разработки, карт нефтенасыщенности, текущих и остаточных запасов, изобар и гидропроводности (отв. исполнитель Д.В. Шевченко).

Расчет вариантов разработки на основе фильтрационной модели осуществляется в режиме заданных дебитов или давлений с учетом упругоемкости пласта и насыщающих флюидов. Адаптация модели по истории разработки проводится по залежи в целом, блокам и отдельным скважинам с отсечением непроизводительной закачки и корректировкой начальной нефтенасыщенности и проницаемости. Гидропроводность пласта рассчитывается на основе фильтрационной модели, в которой достигается согласование дебитов, забойных и пластовых давлений. Подсистема включает моделирование вытеснения нефти оторочками полимерных растворов, проведение мероприятий по изоляции водопритока с образованием геля в пласте.

В системе ТРИАС строятся как двумерная, так и трехмерная фильтрационные модели. Двухмерная модель выбирается, когда число скважин превышает 1000, а также в тех случаях, когда имеется недостаточное количество информации по залежи или при недостаточно согласованной и выверенной по всем параметрам трехмерной геологической модели. Трехмерная модель строится на месторождениях с количеством скважин меньше 1000, а также на отдельных технологических блоках и участках, предназначенных для проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов.

Построение двухмерной фильтрационной модели включает в себя решение прямой и обратной задач теории фильтрации: производится расчет карт гидропроводности, изобар и нефтенасыщенности, проводятся прогнозные расчеты.

В двумерной постановке построение фильтрационной модели сводится к решению задачи изотермической двухфазной фильтрации с осреднением параметров по толщине пласта [4].

Основными результатами расчетов прямой задачи являются карты текущей и прогнозной нефтенасыщенностей и скоростей фильтрации. На их основе можно производить анализ полей распределения скоростей фильтрации и оценивать согласованность с картами проницаемости и текущей нефтенасыщенности, что позволяет выявлять области, не охваченные заводнением. Первоначально производится адаптация по интегральным показателям по всему месторождению. Второй этап предусматривает проведение адаптации по участкам месторождения, в ходе которого происходит корректировка распределения нефтенасыщенности. Наконец, на третьем этапе посредством локального изменения геолого-фильтрационных параметров в скважинах добиваются качественной адаптации непосредственно в скважинах.

После проведения адаптации возможно проведение вариантных расчетов показателей разработки при изменениях режимов работы скважин, а также при учете новых проектных скважин.

Программа адаптации фильтрационной модели по истории разработки учитывает сжимаемость породы и насыщающих флюидов. Она может работать в режиме заданных дебитов, а также в режиме заданных забойных давлений. В этой программе также производится расчет текущих балансовых запасов и областей влияния нагнетательных скважин.

Отсутствие надежных данных по фильтрационно-емкостным свойствам пласта и относительным фазовым проницаемостям является общим недостатком систем моделирования разработки нефтяных месторождений. Подбор кривых фазовых проницаемостей при адаптации модели по истории разработки является трудоемким процессом, требующим определенных навыков и интуиции. Поэтому в качестве параметра пласта предлагается определять текущую гидропроводность – комплексированный параметр, который вычисляется с учетом забойных давлений и дебитов скважин по жидкости.

Задача идентификации гидропроводности является обратной коэффициентной задачей и относится к классу некорректных задач. Она решается методом минимизации функционала , зависящего от функции , удовлетворяющей уравнению суммарного потока



с условиями

,

где – внешняя граница области, – внутренние границы (скважины). Для минимизации функционала используется функция Лагранжа [5]. Условием оптимальности задачи является равенство , где – сопряженная функция.

В качестве способа минимизации функционала реализован метод наискорейшего спуска с проекцией градиента. Для нахождения функции давления и сопряженной функции решаются краевые задачи на сеточной области методом конечных разностей. Для решения систем линейных уравнений согласно разностным схемам, аппроксимирующим прямую и сопряженную задачи, применяется метод сопряженных градиентов с неполным разложением Холецкого. С использованием идентифицированной гидропроводности решается уравнение суммарного потока относительно давления P и находится поле пластового давления.

Гидропроводность можно использовать как диагностический критерий текущего состояния параметров пласта и при выборе методов воздействия на пласт. Изменение гидропроводности связано, в первую очередь, с изменением нефтенасыщенности. Поэтому для оценки изменения параметров самого пласта была разработана методика выделения из гидропроводности комплекса kH (произведения абсолютной проницаемости и мощности пласта)  проводимости пласта, и параметра k  абсолютной проницаемости.

Расчеты гидропроводности, пластового давления, проводимости и проницаемости могут проводиться как по пласту в целом, так и по выделенным участкам. Как параметр системы восстановленная гидропропроводность может быть использована при расчете давления и насыщенности на текущую дату и на прогноз, а также может рассматриваться как косвенный метод измерения промысловых параметров.

На рис. 8 представлена карта гидропроводности пласта с вынесенными на нее диаграммами приемистости и дебитов .

При построении трехмерной фильтрационной модели в системе ТРИАС решается задача изотермической двухфазной фильтрации. Требуется найти приведенное пластовое давление p и водонасыщенность s, подчиняющиеся двум уравнениям в частных производных – уравнению пьезопроводности и уравнению переноса насыщенности:





где – абсолютная проницаемость вдоль координаты (), – приведенная вязкость, – доля воды в суммарном потоке, – пористость, – плотность отбора-закачки, – координата кровли самого верхнего и – координата подошвы самого нижнего пластов.

Перетоки между пластами могут осуществляться как через скважины, одновременно вскрывающие несколько пластов, так и через литологические окна или через слабопроницаемые перемычки между ними. Кровля и подошва всей многопластовой залежи непроницаемы. В случае водоплавающих залежей нижний водонасыщенный пласт моделируется отдельным пластом, мощность которого выбирается много большей мощности остальной залежи.

Разностная схема и способ численного решения задачи заключаются в нахождении поля интересующих величин в прямоугольной области (по направлениям ), являющейся расширением исходной. Кроме того, выбираются пластово-ориентированные сетки – сетки с постоянным шагом вдоль осей и и переменным шагом вдоль оси (узлы сетки выбираются совмещенными с серединной поверхностью каждого пласта). Расчетная модель для пластово-ориентированной трехмерной численной схематизации строения залежи при аппроксимации уравнения пьезопроводности значительно экономичнее и точнее «равномерной» трехмерной модели с выбором шага вдоль оси , не зависящим от геологического строения пласта. Кроме того, она допускает идентификацию параметров по истории разработки. В случае необходимости более детального описания одного или нескольких пластов возможна модернизация схемы с использованием нескольких слоев сетки в заданном пласте.

Для определения давления на скважине используются условие постоянства приведенного давления вдоль ствола скважины и задание суммарного дебита/закачки. Возможна поправка на скоростной напор вдоль скважины, однако из параметрического анализа следует, что она не вносит значительных изменений в результаты расчета. Кроме того, возможен расчет в режиме заданного забойного давления на заданном ряде скважин. Важно отметить, что в реализованной схеме все расчеты давления поперек пласта делаются на одной итерации, что особенно важно вследствие большой величины отношения квадратов шага сетки в плане и характерного шага сетки по толщине. Такая организация итерационного процесса позволяет значительно ускорить сходимость процесса и избежать значительных ошибок в определении перетоков между пластами.

При проведении расчетов давления в системе ТРИАС был реализован вариант многосеточного метода, распространенный на 3D сетки с числом узлов по направлению , много меньшим числа узлов по направлениям и . Проведенные численные эксперименты показали, что метод имеет те же преимущества, что и для плоского случая – полностью пригоден для расчета поля давления и практически нечувствителен к наличию зон со слабой проницаемостью.

При расчете 3D нефтенасыщенности пласта (рис. 9) особое внимание было уделено наличию фронтов насыщенности, учету радиальности течения в ближайшей окрестности скважин и «языковому» характеру вытеснения в окрестности добывающих скважин.

Расчет полей давления и нефтенасыщенности по истории разработки месторождения проводится на исходных геологических сетках. Для быстрых вариантных расчетов применения различных методов предусмотрен расчет по небольшим участкам месторождения. Для учета гидродинамического влияния скважин, находящихся вне рассматриваемого участка, могут использоваться различные известные способы: огрубление сетки (апскайлинг) вне участка, расчет в расширенной области участка, вырезание участка, согласованного с рядной системой заводнения.


9. Оценка эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Выбор объектов для применения методов увеличения нефтеотдачи базируется на детальном анализе геологического строения и начальных характеристик пласта, таких, как распределение газо-, нефте- и водонасыщенных толщин, проницаемости, степени геологической неоднородности. С другой стороны, очень важна динамика изменения параметров процесса разработки. С этой целью проводится детальный анализ текущей нефтенасыщенности, запасов, темпов падения добычи нефти, темпов обводнения, состояния работы фонда нагнетательных и добывающих скважин, распределения пластовых и забойных давлений. Большое значение имеет и текущее состояние призабойной зоны пласта. Отсюда можно сделать выводы об особенностях распределения текущих запасов, взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин исходя из сложившейся структуры фильтрационных потоков. Результаты построения геологической и фильтрационной моделей пласта, а также карт разработки позволяют осуществить не только подбор скважин для применения различных методов, но и доказать необходимость такого выбора.

Одним из наиболее распространенных способов определения эффективности методов увеличения нефтеотдачи являются характеристики вытеснения. Однако такая оценка не учитывает комплексное воздействие методов на пласт, проявляющееся в изменении не только обводненности продукции, но и объемов нагнетаемой воды и отбираемой жидкости. Кроме того, в расчетах не участвуют геологические характеристики пласта, а рассчитанные показатели технологического эффекта сильно зависят от выбора реагирующих скважин. В связи с этим в системе ТРИАС реализована более гибкая методика (отв. исполнитель Д.М. Клейдман) с использованием «куба эффективности», внешний вид которого представлен на рис. 10.

Предложенный метод позволяет оценивать эффективность МУН по участкам и отдельным скважинам. Каждый участок включает обрабатываемую нагнетательную скважину и окружающие добывающие скважины. К таким участкам можно отнести, например, области применения полимерно-дисперсных систем. К скважинам относятся объекты применения методов обработки призабойной зоны, такие, как закачка изоляционных материалов, кислотные обработки, вибровоздействие. Имеется блок, позволяющий создавать отчетные формы по эффективности методов увеличения нефтеотдачи.

Для подбора технологии применения метода воздействия применительно к условиям конкретных участков нефтяных месторождений предназначена программа моделирования вытеснения нефти оторочками активной примеси (отв. исполнитель А.Н. Чекалин). В программе рассматривается процесс двухфазной трехкомпонентной (вода, нефть, загуститель) и пятикомпонентной фильтрации в неоднородном пласте, вскрытом добывающими и нагнетательными скважинами. Пропластки гидродинамически не связаны, их взаимовлияние происходит за счет вскрывающих скважин (вскрываться могут как некоторые слои, так и все). Кровля и подошва пласта непроницаемы, пласт достаточно тонкий по сравнению с его протяженностью. Абсолютная проницаемость, пористость, толщина, начальная водонасыщенность различны в слоях и изменяются по их простиранию. Задаются также связанная и предельная водонасыщенности, вязкость нефти, коэффициент сорбции, фактор сопротивления, которые зависят от номера пропластка.

Производится расчет распространения химреагентов, полей давления и водонасыщенности, скоростей фильтрационных потоков флюидов, определяются временные зависимости дебитов скважин, их обводненность, текущая и конечная нефтеотдачи пласта и отдельных слоев.

В ходе решения задачи можно изменять режимы закачки и концентрацию химреагента. Таким образом, можно проводить многовариантные вычислительные эксперименты и определять оптимальный режим воздействия, позволяющий получить максимальную нефтеотдачу пласта.

В системе ТРИАС также решается задача определения полей давления и насыщенности при вскрытии пласта вертикальными и горизонтальными скважинами.

Информационно-аналитическая система построения и актуализации трехмерных геолого-фильтрационных моделей нефтяных и газонефтяных месторождений ТРИАС постоянно совершенствуется и развивается в соответствии с современными научными достижениями и практическими требованиями пользователей.


Список литературы

1. 
   Булыгин Д.В., Медведев Н.Я., Кипоть В.Л. Моделирование геологического строения и разработки залежей нефти Сургутского свода. – Казань: Изд-во «ДАС», 2001. – 191 с.
   
2. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. – М: Министерство топлива и энергетики РФ, 2000. – 129 с.
   
3. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. – М: ВНИИ, 1996. – 201 с.
   
4. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М: Министерство энергетики РФ, 2002. – 121 с.
   
5. Булыгин Д.В., Шевченко Д.В., Клейдман Д.М. Методика построения фильтрационной модели для оперативного прогноза показателей разработки // Интервал. – 2001. – № 4 (27). – С. 3 – 8.