Математическое моделирование нефти и газа (стр. 1 из 2). Модель в нефти


Бакалавриат «Математика» » Моделирование добычи нефти

В рамках сотрудничества с ПАО «ГазпромНефть» сотрудники лаборатории им. П.Л. Чебышева и образовательной программы «Математика» ведут исследования по проекту «Экспертиза и выявление новых подходов и методов, характеризующих работу пласта: вытеснение вязких несжимаемых жидкостей, описание и моделирование межскважинного пространства».

Общие сведения о нефтедобыче.

Схематично процесс нефтедобычи можно описать следующим образом.На месторождении бурится несколько скважин с выходом в нефтяной слой. При достаточно большом пластовом давлении нефть поступает на поверхность под действием естественных сил.

После исчерпания естественного ресурса поддержки давления, начинается применение вторичных методов – в нагнетательные скважины закачивают воду. Вследствие несжимаемости воды и нефти из оставшихся скважин идет добыча нефти. Процесс идет успешно до тех пор, пока вода не доходит до добывающей скважины. Заметим, что чем область, занимаемая водой, ближе к кругу, тем больше удается извлечь нефти из-под земли.

В первом приближении толщина (1-20м) нефтяного слоя сильно меньше длины и ширины (порядка 10 км), поэтому можно считать, что вода распространяется в «тонком слое». Существенным также оказывается факт, что нефть более вязкая по сравнению с водой. Поэтому простейшей моделью, отвечающей на вопрос о распространении воды в нефтяном слое, является так называемая ячейка Хеле-Шоу.

Эффект Хеле-Шоу

Рассмотрим вязкую несжимаемую жикость в тонком слое, например, между двумя пластинками. Через точечный источник посередине пластины начинается закачка менее вязкой несжимаемой жидкости. В таком случае вода распространяется не по кругу, а образует сложные фрактальные структуры, см. например обзор [1]:

Характерной особенностью является наличие “вязких пальцев”. Они возникают в результате неустойчивости процесса вытеснения – если граница раздела сред является кругом, то вытеснение и дальше будет идти кругом, но как только на границе образуется неоднородность, то она начинает расти, вытягиваясь вдоль наиболее удаленных частей, образуя, так называемый, «вязкий палец». Этот эффект так же часто называется неустойчивостью Саффмана-Тейлора [2]:

Математической моделью, описывающей эффект Хеле-Шоу, является задача Маскета (Musket) (модель двухфазного Хеле-Шоу). Опишем эту модель.

Предположим, что мы вкачиваем одну из жидкостей во вторую через точечный источник. При этом внешняя граница второй жидкости свободна. Пусть — области, занимаемые каждой из жидкостей.По закону Дарси скорость жидкости пропорциональна градиенту давления , , где —проницаемость среды, а — вязкость соответствующей жидкости. Вместе с несжимаемостью обеих жидкостей это дает уравнение Лапласа в каждой из областей.

В результате, получаем систему уравнений на давления :

   

Целью проекта является описание движения границы раздела сред и поиск способов ей управлять. Одной из трудностей является, то что вследствие большой глубины залегания и труднопроходимостью среды, невозможно узнать, как именно распространяется вода в нефтяном пласте.

Описание геометрической формы границы раздела и ее численных характеристик в зависимости от вязкости и капиллярных свойств закачиваемой жидкости поможет оценить эффект от применения различных технологий, изменяющих свойства закачиваемых жидкостей.

Управление скоростью закачки позволяет менять форму вытесняемой области. Нашей целью является найти такие режимы закачки, при которых форма наиболее приближена к круглой, это позволит повысить коэффициент извлекаемости нефти (КИН).

Экспериментальная модель

В рамках проекта была реализована модель, наглядно демонстрирующая процесс нефтедобычи.Рассмотрим реализацию ячейки Хеле-Шоу. В тонкий слой между двумя стеклами помещается вязкая жидкость. После чего через отверстие в стекле подается невязкая жидкость. Образующаяся картина вытеснения соответствует картине вытеснения в окрестности одной скважины. В данном эксперименте можно наблюдать, что качественные характеристики области вытеснения существенно зависят от свойств закачиваемой жидкости (флюида).

Вода

Воздух

Масло

Для моделирования аналогичных процессов в масштабе пласта мы реализовали модель с несколькими скважинами. При проведении опыта видно, что образующие вязкие пальцы «чувствуют» добывающую скважину. В результате большие куски вязкой жидкости оказываются окружены водой. Отметим, что такие куски добыть особенно трудно.

Рассмотрим опыт с большим количеством скважин. В качестве невязкой жидкости мы брали воду. Можно отметить следующие особенности:

  1. Распространение пальцев происходит на всем масштабе пласта.
  2. Структура области вытеснения сложна.
  3. Образуются области вязкой жидкости, полностью окруженные водой.
  4. По достижении водой одной из скважин в других скважинах добыча продолжается. Вода до них тоже доходит, но позднее.

 

Список литературы:

  1. Howison S.D., Complex variable methods in Hele-Shaw moving boundary problems, European Journal of Applied Mathematics, 3:3 (1992), 209-224
  2. Saffman P. G., Taylor G., The Penetration of a Fluid into a Medium or Hele-Shaw Cell Containing a more Viscous Liquid, Proc. R. Soc. Lond. A, 245 (1958), 312-329

math-cs.spbu.ru

Тюменская модель похитит труднодоступную нефть из глубин

Это позволит российским нефтяникам решить проблему уменьшения количества легкодоступной нефти в России.

Ученые из Тюменского государственного университета представили новый метод моделирования добычи глубоко залегающей вязкой нефти с помощью парогравитационного дренажа. Проверка модели на данных с реальных месторождений указала на ее высокую точность. Ее применение позволит упростить и удешевить добычу «труднодоступной» нефти, пишет сайт ТюмГУ.

В настоящий момент открытые в советский период западносибирские месторождения «легкой» нефти (добываемой без высоких затрат и при этом имеющей большую долю легких фракций) близки к истощению. Однако в российских недрах еще немало запасов «тяжелой» и «труднодоступной» нефти. Часто это смесь углеводородов с высокой вязкостью, поэтому для повышения отдачи подобных скважин обычные методы стимулирования выхода нефти не подходят. Например, стандартный прием — закачка горячего пара в скважину — просто не дает нужного эффекта.

Один из наиболее перспективных способов повышения отдачи месторождений вязкой нефти — это метод парогравитационного дренажа. Сегодня он применяется с двумя горизонтальными скважинами (как при добыче так называемой сланцевой нефти). Через одну скважину нагнетают пар, через другую — добывают нефть, «выталкиваемую» паром наружу. В другом сходном способе используют три скважины: две вертикальные — для закачки пара и одну горизонтальную, по которой откачивают нефть.

Физики из Тюменского государственного университета на основе серии расчетов установили, что способ с использованием одной горизонтальной добывающей скважины и двух вертикальных нагнетательных заметно упростит процесс гравитационного дренажа нефти. Это позволит увеличить количество нефти, получаемой из скважины за единицу времени. В настоящее время этот новый способ применяется лишь на очень небольшом количестве месторождений.

Ключевой проблемой при выборе оптимальной тактики разработки нефтяного месторождения является моделирование парогравитационного дренажа для того или иного района добычи. Подобное моделирование позволяет добиться максимального результата при наименьших возможных затратах на прогрев пара, закачиваемого в породу.

Геофизики часто используют модель на основе фундаментальной системы уравнений механики многофазных систем. Однако она требует значительного количества входных данных, для получения которых нужны время и деньги, в том числе на дополнительное бурение. Для преодоления этих трудностей ученые из Тюмени предложили использовать легкий в применении метод материального баланса — так в нефтедобыче называют простейшую форму динамической модели нефтяного или газового месторождения. По ней извлеченный объем (например, нефти) равен сумме изменения первоначального и привнесенного объемов.

Тюменская модель объединяет метод материального баланса (в данном случае пара и вытесняемой им нефти) и модель Батлера (разработчика метода парогравитационного дренажа). Кроме того, она по-новому обсчитывает насыщение нефтеносных пород паром.

Подобная интегральная модель может применяться для любой технологии применения парогравитационного дренажа — как для двух горизонтальных скважин (нагнетательной и добывающей), так и для одной горизонтальной добывающей скважины и двух вертикальных нагнетательных. Чтобы установить точность своей модели, ученые проверили ее на реальных промысловых данных целого ряда месторождений вязкой нефти. Результаты сопоставления показали физическую непротиворечивость модели и возможность ее применения для прогнозирования дебита (объема нефти, добываемой из скважины в единицу времени), а также подбора оптимальных параметров парогравитационного дренажа для других месторождений вязкой нефти в России.

chrdk.ru

Модели пласта и процессов вытеснения нефти

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Известно, что нефть может насыщать не только пористые песчаники, но и находиться в микроскопических трещинах, кавернах, имеющихся в известняках, доломитах и даже в изверженных породах.

Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная. особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазоносных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.

МОДЕЛИ ПЛАСТА

Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов. разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на ЭВМ.

Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие.

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) от- чается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.

Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с. одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.

Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:

                                      (3.1)

Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:

,                                 (3.2)

где  — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений;  — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами  и ;

 — общая площадь залежи.

2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев  равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.

, где n –число слоев

4. Модель з о н а л ь н о - н е о д н о р о д н о r о  и  с л о и с т о- н е о д н о р о д  н о r о  п л а с т а объединяет характеристики предыдущих двух моделей. Для иллюстрации на рис. 18 изображена схематично модель такого пласта.

5. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.

6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.

7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направления фильтрации и пе-

                        Рис. 18

ресекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение проницаемости образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М. М. Саттаровым и Б. Т. Баншевым.

Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока.

Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы — короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.

8.Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.

Если принять, что фазовая проницаемость для воды зависит от остаточной нефтенасыщенности и насыщенности связанной водой:

,                                (3.3)

то расход воды , поступающей в слой толщиной , определим по формуле

,            (3.4)  

где - абсолютная проницаемость слоя; - ширина слоя; - длина слоя; - перепад давления на расстоянии ;  - вязкость воды.

Формула (3.4) справедлива в предположении, что в обводнившемся слое нефть вытесняется мгновенно по модели поршневого вытеснения  до насыщенности . В таких слоях движется только вода. В необводнившихся слоях движется только нефть в присутствии связанной воды с насыщенностью . Если в слое  содержится только вода, ее расход составит

 .                           (3.5)

Если к рассматриваемому моменту времени обводнились слои общей толщиной , то при  суммарный расход воды

                 (3.6)

При отсутствии остаточной нефти расход воды через обводнившиеся слои будет

.                    (3.7)

Учитывая, что распределение проницаемости по слоям описывается каким-либо вероятностно-статистическим законом, модифицированную относительную проницаенмость можно представить в виде:

для воды

;                      (3.8)

для нефти   ,               (3.9)

где  — проницаемость обводнившегося слоя.

Модифицированную водонасыщенность пласта определяют по отношению объема связанной воды и воды, внедрившейся в слои, к поровому объему пласта:

              (3.10)

Модифицированные относительные проницаемости для воды и нефти представляют соответственно доли воды и нефти в общей производительности всех слоев. В общем случае они пропорциональны обводненности и содержанию нефти в добываемой жидкости.

Описанную модель приближают к реальной, рассматривая процесс непоршневого вытеснения нефти водой для каждого слоя.

Анализируя характер обводнения продукции скважин, можно построить характеристику обводнения пласта и, решая обратную гидродинамическую задачу, уточнить модифицированные проницаемости, т. е. адаптировать модель к реальному процессу. В этом случае модифицированные показатели интегрально отражают все особенности реального пласта и процессов, происходящих при их разработке.

3.2. МОДЕЛИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

Рассмотрим модели процесса вытеснения нефти водой (газом).

Модель поршневого вытеснения. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (границы), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (), а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью . На рис. 19 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта . Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади — только вода. В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.

Модель непоршневого вытеснения (рис. 20). По схеме Баклея — Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.

oilloot.ru

Исследовательская лаборатория им. П. Л. Чебышева » Моделирование добычи нефти

В рамках сотрудничества с ПАО «ГазпромНефть» сотрудники лаборатории им. П.Л. Чебышева и образовательной программы «Математика» ведут исследования по проекту «Экспертиза и выявление новых подходов и методов, характеризующих работу пласта: вытеснение вязких несжимаемых жидкостей, описание и моделирование межскважинного пространства».

Общие сведения о нефтедобыче.

Схематично процесс нефтедобычи можно описать следующим образом.На месторождении бурится несколько скважин с выходом в нефтяной слой. При достаточно большом пластовом давлении нефть поступает на поверхность под действием естественных сил.

После исчерпания естественного ресурса поддержки давления, начинается применение вторичных методов – в нагнетательные скважины закачивают воду. Вследствие несжимаемости воды и нефти из оставшихся скважин идет добыча нефти. Процесс идет успешно до тех пор, пока вода не доходит до добывающей скважины. Заметим, что чем область, занимаемая водой, ближе к кругу, тем больше удается извлечь нефти из-под земли.

В первом приближении толщина (1-20м) нефтяного слоя сильно меньше длины и ширины (порядка 10 км), поэтому можно считать, что вода распространяется в «тонком слое». Существенным также оказывается факт, что нефть более вязкая по сравнению с водой. Поэтому простейшей моделью, отвечающей на вопрос о распространении воды в нефтяном слое, является так называемая ячейка Хеле-Шоу.

Эффект Хеле-Шоу

Рассмотрим вязкую несжимаемую жикость в тонком слое, например, между двумя пластинками. Через точечный источник посередине пластины начинается закачка менее вязкой несжимаемой жидкости. В таком случае вода распространяется не по кругу, а образует сложные фрактальные структуры, см. например обзор [1]:

Характерной особенностью является наличие “вязких пальцев”. Они возникают в результате неустойчивости процесса вытеснения – если граница раздела сред является кругом, то вытеснение и дальше будет идти кругом, но как только на границе образуется неоднородность, то она начинает расти, вытягиваясь вдоль наиболее удаленных частей, образуя, так называемый, «вязкий палец». Этот эффект так же часто называется неустойчивостью Саффмана-Тейлора [2]:

Математической моделью, описывающей эффект Хеле-Шоу, является задача Маскета (Musket) (модель двухфазного Хеле-Шоу). Опишем эту модель.

Предположим, что мы вкачиваем одну из жидкостей во вторую через точечный источник. При этом внешняя граница второй жидкости свободна. Пусть — области, занимаемые каждой из жидкостей.По закону Дарси скорость жидкости пропорциональна градиенту давления , , где —проницаемость среды, а — вязкость соответствующей жидкости. Вместе с несжимаемостью обеих жидкостей это дает уравнение Лапласа в каждой из областей.

В результате, получаем систему уравнений на давления :

   

Целью проекта является описание движения границы раздела сред и поиск способов ей управлять. Одной из трудностей является, то что вследствие большой глубины залегания и труднопроходимостью среды, невозможно узнать, как именно распространяется вода в нефтяном пласте.

Описание геометрической формы границы раздела и ее численных характеристик в зависимости от вязкости и капиллярных свойств закачиваемой жидкости поможет оценить эффект от применения различных технологий, изменяющих свойства закачиваемых жидкостей.

Управление скоростью закачки позволяет менять форму вытесняемой области. Нашей целью является найти такие режимы закачки, при которых форма наиболее приближена к круглой, это позволит повысить коэффициент извлекаемости нефти (КИН).

Экспериментальная модель

В рамках проекта была реализована модель, наглядно демонстрирующая процесс нефтедобычи.Рассмотрим реализацию ячейки Хеле-Шоу. В тонкий слой между двумя стеклами помещается вязкая жидкость. После чего через отверстие в стекле подается невязкая жидкость. Образующаяся картина вытеснения соответствует картине вытеснения в окрестности одной скважины. В данном эксперименте можно наблюдать, что качественные характеристики области вытеснения существенно зависят от свойств закачиваемой жидкости (флюида).

Вода

Воздух

Масло

Для моделирования аналогичных процессов в масштабе пласта мы реализовали модель с несколькими скважинами. При проведении опыта видно, что образующие вязкие пальцы «чувствуют» добывающую скважину. В результате большие куски вязкой жидкости оказываются окружены водой. Отметим, что такие куски добыть особенно трудно.

Рассмотрим опыт с большим количеством скважин. В качестве невязкой жидкости мы брали воду. Можно отметить следующие особенности:

  1. Распространение пальцев происходит на всем масштабе пласта.
  2. Структура области вытеснения сложна.
  3. Образуются области вязкой жидкости, полностью окруженные водой.
  4. По достижении водой одной из скважин в других скважинах добыча продолжается. Вода до них тоже доходит, но позднее.

 

Список литературы:

  1. Howison S.D., Complex variable methods in Hele-Shaw moving boundary problems, European Journal of Applied Mathematics, 3:3 (1992), 209-224
  2. Saffman P. G., Taylor G., The Penetration of a Fluid into a Medium or Hele-Shaw Cell Containing a more Viscous Liquid, Proc. R. Soc. Lond. A, 245 (1958), 312-329

chebyshev.spbu.ru

Математическое моделирование нефти и газа

ВВЕДЕНИЕ

Математические методы использовались на заре развития геологической науки, а к настоящему времени число публикаций в этой области достигает десятков тысяч. Особенно широко они применяются в геологических задачах в последние годы, в эпоху научно-технической революции, знаменующейся разработкой и широким внедрением количественных методов и ЭВМ практически во все сферы народного хозяйства.

Объектами геологических исследований могут быть металлогенетические провинции, рудные районы, узлы и поля, месторождения, зоны оруднения, тела, рудные столбы, минеральные агрегаты, зерна минералов, породы, окаменелости, процессы осадконакопления, стадийность магматизма и многое другое. Математические методы изучения имеют дело не с материальными объектами и явлениями, а с совокупностями значений оцениваемых признаков, которыми эти объекты и явления обладают. Чтобы не допустить грубых ошибочных заключений, получаемых на их основе, необходимо избегать использования таких совокупностей в отрыве от реальной природы изучаемого.

Применение математических методов для решения геологических задач неоспоримо свидетельствуют о высокой геологической информативности количественных оценок тех факторов, для которых традиционными были лишь качественные суждения.

1.МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ И ЕГО ЦЕЛИ ПРИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОМ ПРОЦЕССЕ

Математическое моделирование – это разновидность мысленного моделирования залежей. Применение линейной интерполяции, других функций различной сложности, вероятно-статистических методов означает применение математического моделирования. Превращение математической структуры в модель геологического явления или процесса происходит тогда, когда элементам этой структуры (абстрактным математическим объектам) дается геологическое истолкование, когда устанавливается соответствие между элементами математической структуры и экспериментально установленным свойствам залежи.

С помощью математического моделирования можно решать множество геологических задач:

· оценка средних значений измеряемых признаков;

· характеристика их изменчивости;

· математическое описание установленных корреляционных зависимостей;

· установление закономерной и случайной составляющих изменчивости изучаемых параметров на линии, площади, в объеме;

· построение карт комплексных показателей перспективности оцениваемых территорий на конкретные виды полезных ископаемых;

· оценка прогнозных ресурсов изучаемых площадей;

· выбор сети наблюдений, оптимальных кондиций для разведуемых месторождений, систем вскрытия и обработки промышленных объектов;

· подсчет запасов на основе методов пространственно-статистического анализа;

· моделирование геологических явлений с целью познания процессов осадконакопления.

Моделирование с целью познания процессов и явлений применяется при изучении систем, не поддающихся экспериментальным исследованиям и строгому описанию одновременно действующих многочисленных факторов. Модель обеспечивает лишь приближенное представление о возможном протекании описываемого геологического процесса. Модель никогда не выводит законы, а лишь предполагает и обосновывает возможные варианты.

С появлением вычислительной техники моделирование стало одним из важнейших методов научного познания. Моделирование позволяет предсказать ситуацию, имитировать особенности функционирования системы, уменьшает в потребности в сложном оборудовании и сложных лабораторных испытаниях, сократить сроки в тысячи раз.

2.ПРОМЫШЛЕННАЯ ОЦЕНКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Количественные оценки роли нефти и газа, осуществленные разными исследователями, существенно различаются, что свидетельствует, с одной стороны, о существовании неопределенности при оценке многих подсчетных параметров и, с другой – о совершенстве существующих методов подсчета различных категорий.

Запасы нефти, газ, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на категории А,В и С1 и предварительно оцененные – категория С2 .

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3 и прогнозные – категории Д1 и Д2 .

Запасы и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в Государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработке месторождений.

Промышленное значение месторождений зависит от технических возможностей и целесообразности добычи и переработки полезного ископаемого, заключенного в пределах месторождения.

Каждая стадия разведки месторождения или его части завершается промышленной оценкой объекта разведки. От надежности исходных данных зависит количество производимой оценки. На ранних стадиях в результате поисково-оценочных работ и при проведении предварительной разведки дается ориентировочная оценка возможного промышленного значения месторождения. Такие оценки называют перспективными или геолого-экономическими.

Промышленные оценки месторождений полезных ископаемых могут быть подразделены на две группы:

- предварительные промышленные оценки, осуществляемые в процессе разведки месторождения, преимущественно в последний период разведочных работ предварительной стадии или при детальной разведке до ее завершения;

- проектные промышленные оценки, которые выполняются по окончании разведки, предшествующей отработке месторождения, и являются основанием проектирования добычи и переработки полезного ископаемого.

3.ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОГО ПРОЦЕССА

Геологоразведочный процесс является совокупностью взаимосвязанных и применяемых работ и научных исследований, которые должны обеспечить открытие, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке полезного ископаемого. В процессе геологоразведочных работ проводится геологическое изучение недр. Рациональное изучение недр, целесообразное использование средств, отпускаемых государством на ведение геологоразведочных работ, представляют собой задачи большого народнохозяйственного значения.

Организации и учреждения, осуществляющие геологическое изучение недр, обязываются обеспечить:

- рациональное, научно обоснованное направление и эффективности работ по геологическому изучению недр;

- полноту изучения геологического строения недр, горнотехнических, гидрогеологических и других условий разработки разведанных месторождений, строительства и эксплуатации подземных подразделений, не связанных с добычей полезных ископаемых;

- достоверность определения количества и качества запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов, геолого-экономическую оценку месторождений полезных ископаемых;

- ведение работ по геологическому изучению недр методами и способами, исключающими неоправданные потери полезных ископаемых и снижение их качества;

- размещение извлекаемых из недр горных пород и полезных ископаемых, исключающее их вредное влияние на окружающую среду;

Обнаружение, разведка и подготовка и разработке скоплений нефти и газа занимает значительный период времени, в течение которого проводятся различные работы. Поисково-разведочный процесс начинается с изучения общей геологической характеристики крупных территорий. На следующем этапе выбираются районы с благоприятными для образования и сохранения залежей нефти и газа геологическими условиями, в которых проводится поиск различного рода ловушек. После установления такого рода ловушек и получения промышленных притоков нефти и газа начинается разведка залежи.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ выполняются в два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковые работы предназначены для выявления месторождений нефти и газа. Во время поискового этапа проводятся региональные геолого-геофизические исследования, выявляются перспективные площади. На разведочном этапе наиболее перспективные месторождения оцениваются с точки зрения их промышленной значимости и подготавливаются к разработке. В этот этап проводят бурение разведочных скважин. На разведочном этапе наиболее перспективные месторождения оцениваются с точки зрения их промышленной значимости и подготавливаются к разработке.

Региональные геолого-геофизические исследования позволяют дать общую оценку геологического строения и нефтегазоносности крупного региона или его части. Выявленные с их помощью перспективные площади затем становятся объектом проведения более детальных работ. Основной их задачей является выяснение тектонического строения площади и наличия ловушки.

Основой геологических изысканий является геологическая карта. Геологическая карта – это проекция на горизонтальную плоскость выходов на земную поверхность различных по возрасту и составу комплексов горных пород.

Геологическая карта составляется в результате проведения геологической съемки. В процессе съемки выполняются в большом объеме стратиграфические, минералого-петрографические, тектонические, геоморфологические, геофизические, гидрогеологические и геохимические исследования.

Геологические карты дополняются рядом вспомогательных карт. Наряду с ними строятся вертикальный разрез отложений, обнажающихся на площади съемки, а также геологические профильные разрезы по наиболее характерным направлениям.

4.ДАННЫЕ ПО ВАРИАНТУ

Пятый тектонический элемент, третий нефтегазоносный комплекс.

Таблица 1 – Исходные данные

Таблица 2 – Пересчет исходных данных

mirznanii.com

Моделирование нефтяной системы - Справочник химика 21

    Моделирование нефтяной системы [c.158]

    Как видно из рассмотренных в данной работе методов математического моделирования и инженерных расчетов физико-химических свойств углеводородных систем, необходимым и вполне достаточным условием дпя разработки адекватных моделей ФХС является наличие исходной информации о структурных формулах для Индивидуальных углеводородов, а применительно к нефтяным системам - о стандартной температуре кипения и [c.117]

    ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ В НЕФТЯНЫХ СИСТЕМАХ [c.87]

    Для осуществления опытно-промыщленных работ на Федоровском месторождении была составлена схема с расчетом техноло ГИИ процесса на одном из участков. Ниже излагается разработанная для гидродинамических расчетов теоретическая схема, которая была применена при определении показателей процесса в неоднородном пласте. Моделирование процесса смещения нефтяной оторочки в слоистом одномерном пласте с набором п изолированных друг от друга пропластков различной проницаемости, в поршневой схеме, представляется системой уравнений  [c.187]

    Технология СПС является логическим продолжением традиционного метода полимерного. заводнения, которое обладает высокой эффективностью на вторичной стадии нефтедобычи. Однако, на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений, когда в коллекторе образовались промытые водой каналы от нагнетательных к добывающим скважинам, реологические свойства растворов полимера не обеспечивают существенного прироста в добыче нефти. Сшивка раствора полимера значительно усиливает его вязкоупругие свойства, за счет чего достигается эффективная изоляция высокопроницаемых интервалов и увеличение охвата пласта заводнением. В работе рассматривается математическое моделирование вытеснения нефти оторочкой сшитой полимерной системы. Компонентами водной фазы являются сшитая полимерная система и несшитый полимерный раствор. В математической модели учтены следующие [c.58]

    Сейчас общепризнанно, что наиболее корректными результатами по структуре и динамике частиц являются результаты, полученные с помощью компьютерного моделирования на основе теории фракталов. При изучении различных фазовых переходов в нефтяных дисперсных системах разработаны основы применения новой методики на основе теории фракталов. [c.162]

    Теория о ССЕ, предложенная З.И. Сюняевым является одной из первых моделей, которую можно было использовать для моделирования студнеобразной фазы. [32]Представления типа ядро-оболочка о структурировании в жидкой фазе, позволили разработать модель для описания студнеобразного состояния системы фактически определив ступенчатость фазового перехода при термообработке нефтяных остатков. Эта идея была весьма плодотворной и позволила объяснить ряд экспериментальных фактов. Вместе с тем возникли очевидные трудности, связанные с механизмом и закономерностями образования ССЕ. Наиболее уязвимым местом физико-химической механики нефтяных дисперсных систем явилось то, что в ее рамках не было обоснованного ответа на вопрос, какова природа сил, ответственных за структурирование столь разнородных по химическому строению веществ [32]. Поскольку эти трудности не были разрешены в рамках существующих представлений, на некоторое время от идеи ССЕ пришлось отказаться. [c.69]

    Таким образом, система моделирования и оптимизации и соотношения (1—3) связывают в единую систему информацию по технологии, суммарным функциональным свойствам, по химмотологии и позволяют описывать пленкообразующие ингибированные нефтяные составы с помощью безразмерных критериев подобия, правомерных во всех трех категориях и базирующихся на одной и той же теоретической модели. [c.44]

    Автором работы [ 17] была разработана и изготовлена высокотемпературная керамическая приставка к импульсному ЯМР-спектромстру, что расширило температурный диапазон измерений с 280 °С, характерных для стандартных спектрометров, до 500 °С. При помощи подобной приставки мы впервые планируем провести моделирование типовых процессов жидкофазного термолиза непо-средстветто в измерительной ячейке импульсного ЯМР. Есть экспериментальные данные [17], согласно которым наблюдается высокоточная корреляция между концентрацией ПМЦ и временами релаксации в нефтяных системах. Это позволяет предполагать, что в планируемых нами высокотемпературных экспериментах соответствующие фазовым переходам экстремумы на зависимостях, снятых на ЭПР- и импульсном ЯМР-спектрометрах, должны Рис. 3. Температурные зависимости времен попе- совпадать. Сопоставление этих речной (сиин-спиновои) релаксации различных [c.12]

    Из анализа результатов исследований, изложенных в 5.1.1 - 5.1.3 следует, что посредством использования унифицированных моделей Клапейрона-Клаузиуса, Антуана и Питцера можно обеспечить достаточное лля инженерных расчетов описание термической зависимости ДПП индивидуальных химических вешеств. Однако применительно к нефтяным системам, для которых отсутствуют критерии химической индивидуальности (факторы ассиметрпчиости о) и полярности ), больший практический интерес представляет разработка универсальных и в то же время высокоадекватных моделей, основанных на энтропийно-информационном принципе моделирования. [c.81]

    В данном разделе рассматриваются основные ирницины моделирования, заложенные в эти системы и их основные характеристики, позволяющие оцепить пригодность различных инструментов для решения широкого круга задач, встающих перед пижеиерпым персоналом газовой п нефтяной промышленностп. [c.137]

    Авторы выражают глубокую признательность профессору Я. И. Хургину, кандидату физ.-мат. наук Э. В. Калининой, при непосредственном участии которых разработана система моделирования и оптимизации функциональных свойств ПИНС, а также профессорам Е. С. Чуршукову, А. А. Браткову, А. А. Гу-рееву и ученым ВНИИ НП, внесшим значительный вклад в теорию и практическую разработку отечественного ассортимента пленкообразующих ингибированных нефтяных составов. [c.4]

    Для разработки оптимальных свойств ПИНС и расчета ожидаемых сроков защиты изделий от коррозии авторами предложена система моделирования и оптимизации их функциональных свойств (СМОФС). В основу разработанной системы, как уже указывалось ранее (см. гл. 2), положены механизм защитного действия ПИНС, практические условия их применения, принцип оценки свойств в условных единицах — баллах по каждому показателю с последующей сверкой в обобщенную балльную оценку, отражающую суммарный уровень защитных свойств. В связи с особенностями пленкообразующих ингибированных нефтяных составов — существованием их в растворителе и в виде активного вещества, или сухого остатка (пленки), разнообразны их реологические и физико-химические свойства. [c.81]

    ОАО НПП БУРСЕРВИС осуш,ествляет проектирование, разработку и производство оборудования и инструмента для нефтяных и газовых промыслов. Процесс создания изделий включает в себя инженерный анализ, моделирование оборудования на высокопроизводительных вычислительных системах, лабораторные испытания на экспериментальных стендах. Для производства продукции используются только качественные материалы от заводов-изготовителей. [c.24]

    В зависимости от масштаба и морфологии разломно-тре-щинные зоны (разрывные нарушения разной амплитуды, "безам-плитудные" мезотрещины, системы трещин и микротрещин и т.п.) могут создавать принципиально разные виды неоднородности продуктивных пластовых систем месторождений. При преобладании разрывных нарущений с большой величиной смещения продуктивный пласт разделяется на ряд гидравлически автономных блоковых полей. Если же амплитуда разрывов не превышает его мощности, то залежь членится на несколько полей с затрудненной гидравлической связью. Собственно, таким скудным набором ситуаций обычно и ограничиваются случаи блокового моделирования пластовых систем месторождений и чаще нефтяных, нежели газовых. [c.110]

    При моделировании начального состава и фазового превращения газоконденсатной смеси в случае изменения давления в системе использовались две пробы жидких углеводородов. Первая проба, отобранная из скважины, которая расположена в газоконденсатной зоне при пластовом давлении, равном 10,5 МПа, представляла собой газовый конденсат, выделенный из пластового газа при его сепарации. Вторая проба состояла из выпавшего в пласте конденсата и пластовых жидких углеводородов нефтяной оторочки. Данная углеводородная смесь была отобрана с помощью газлифта из скважины, расположенной в переходной зоне пласта межд1г выделенными объектами при пластовом давлении, примерно равном 17 МПа, [c.22]

chem21.info