Модели и алгоритмы информационно-аналитических систем для поддержки мониторинга разработки нефтяных месторождений

Содержание

• 1. Анализ предметной области, концептуальная модель информационной системы мониторинга разработки
  • 1. 1. Математические и информационные модели в процессах разработки нефтяных месторождений
    • 1. 1. 1. Основные положения
    • 1. 1. 2. Возможности использования ПДГТМ при мониторинге разработки
  • 1. 2. Концептуальная модель информационно-аналитической системы мониторинга процессов разработки нефтяных месторождений
    • 1. 2. 1. Принципы предлагаемой структуры ПДГТМ
    • 1. 2. 2. Схемы принятия решений на основе ПДГТМ при мониторинге разработки месторождений в нефтяной компании
  • 1. 3. Информационная платформа использования ПДГТМ при мониторинге разработки месторождений в нефтяной компании
• 2. Модели мониторинга и анализа геолого-технологических мероприятий
  • 2. 1. Постановка задач
  • 2. 2. Формализация представлений геолого-технологических мероприятий
    • 2. 2. 1. Структура геолого-технологических мероприятий
    • 2. 2. 2. Формализация описания ГТМ
    • 2. 2. 3. Базовые операции языка
  • 2. 3. Моделирование задач анализа геолого-технологических мероприятий
    • 2. 3. 1. Структурный анализ
    • 2. 3. 2. Параметрический анализ
    • 2. 3. 3. Прикладные задачи анализа 42 2.4. Математические модели ситуационного анализа геологотехнологических мероприятий
    • 2. 4. 1. Представление ситуаций в корпоративной базе знаний
    • 2. 4. 2. Прикладные задачи ситуационного анализа и их решение с помощью гиперграфов
• 3. Развитие методов построения геологических моделей
  • 3. 1. Аппроксимационные методы построения полей параметров
    • 3. 1. 1. Универсальная конструкция функционала в задачах аппроксимации полей параметров
    • 3. 1. 2. Тренд в роли стабилизирующего функционала
  • 3. 2. Формализация методов оценки качества ЦТ ATM
  • 3. 3. Развитие методов построения ЦТ ATM
    • 3. 3. 1. Методы и алгоритмы построения ЦТ ATM
    • 3. 3. 2. Отношение эквивалентности ЦТАГМ и ЦДГМ
    • 3. 3. 3. Разработка алгоритмов построения ЦТАГМ
• 4. Апробация математических моделей и программного обеспечения для мониторинга разработки
  • 4. 1. Краткое описание ИПК БАСПРО-Аналитик
  • 4. 2. Построение ПДГТМ Росташинского месторождения
• Заключение
• Список литературы
• Приложения
• Список сокращений
• БЗС (СБЗ) — база знаний о ситуациях (или ситуационная база знаний)
• ГТМ — геолого-технологическое мероприятие
• ГРП — гидроразрыв пласта
• ИПК — интегрированный программный комплекс
• ИАС ПМ — информационно-аналитической системы поддержки мониторинга
• ИСС — интерактивная ситуационная система
• КБД — корпоративный банк данных
• КБЗ — корпоративная база знаний
• НГДП — нефтегазодобывающее предприятие
• НГДУ — нефтегазодобывающее управление
• ПДГТМ — постоянно действующая геолого технологическая модель
• ППД — поддержание пластового давления
• РТЦ — региональный технологический центр
• ЦЦГМ — цифровая двухмерная геологическая модель
• ЦПТМ — цифровая промыслово-технологическая модель
• ЦТ ATM — цифровая трехмерная адресная геологическая модель
• ЦТАФМ — цифровая трехмерная адресная фильтрационная модель
• BDM — Baspro Data Model (банк данных Баспро)
• Введение
• Актуальность

Реалией любого нефтедобывающего предприятия является мониторинг процесса разработки месторождения. Мониторинг включает в себя сбор и хранение геолого-промысловых данных, анализ и прогноз процессов разработки месторождения, планирование геолого-технологических мероприятий (ГТМ) с целью обеспечения воздействия на залежь. Таким образом, мониторинг, наряду с задачами подбора оборудования, развитием технологий сбора и транспорта продукции, является одним из аспектов управляющей деятельности по оптимизации разработки месторождения. Для эффективного решения задач мониторинга необходимо использование математических моделей, которые, учитывая взаимосвязь всех элементов системы нефтедобычи, должны отражать: статические свойства геологических объектов, динамику изменения состояния залежи в результате протекающих в ней процессов фильтрации, а так же управляющие воздействия со стороны человека, реализуемые в ГТМ. Несмотря на достаточно длительный период развития аппарата математического моделирования при решении задач нефтедобычи, эта тема не исчерпана и требует дополнительной разработки: в области двумерного геологического моделирования это связано с характером исходных данных (недостаточное качество, неравномерность покрытия изучаемой площади) —

в области трехмерного геологического моделирования — с необходимостью получения новых эффективных алгоритмов, учитывающих априорную информацию-

в области автоматизации мониторинга разработки — математический аппарат для формализации представлений, моделирования, анализа проведенных и планируемых ГТМ, позволяющий отражать не только факт управляющего воздействия (дату, тип ГТМ и т. п.), но так же его структуру, содержание и ситуационный контекст мероприятия.

Мониторинг разработки месторождений предполагает обработку и хранение большого объема предметно-ориентированной информации. Для организации эффективной системы управления разработкой месторождения необходимо наличие в нефтяной компании интегрированной информационно-аналитической системы поддержки мониторинга (ИАС ПМ), которая позволила бы не только автоматизировать работу с этой информацией, но и обеспечила бы её эффективное использование на основе методов моделирования оптимизации и поддержки принятия управленческих решений. Центральным элементом интегральной среды, обеспечивающей связь отдельных её компонент и информационных потоков, является корпоративный банк данных. Логическая модель банка данных должна быть ориентирована на хранение информации различных предметных пространств.

Задачи создания математических моделей и алгоритмов таких систем определили содержание диссертационного исследования.

Цель работы

Цель работы состоит в разработке математического и алгоритмического обеспечения, программных средств ИАС ПМ мониторинга разработки нефтяных месторождений. В частности, в создании математических моделей ГТМ и промысловых ситуаций, развитии методов построения двумерных и трехмерных геологических моделей с использованием априорной информации.

Для достижения цели в работе решены следующие задачи: проведен анализ предметной области мониторинга нефтяных месторождений, разработаны концептуальные основы построения отраслевой ИАС ПМ-

разработаны модели представлений ГТМ, обеспечивающие алгоритмизацию задач анализа средствами ИАС ПМ-

разработана модель функционала для построения полей геологических параметров, используемых при принятии решений по разработке месторождения-

разработан метод построения цифровых трехмерных геологических моделей в ИАС ПМ с использованием двумерных моделей-

на основе разработанных моделей и алгоритмов реализован интегрированный программный комплекс (ИПК) «Баспро Аналитик 2000».

Научная новизна

В работе предлагаются методы решения задач, возникающих в процессе построения отраслевой ИАС ПМ, основанной на использовании постоянно-действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ). Получены следующие новые результаты:

1. Разработаны математические модели представления ГТМ, обеспечивающие алгоритмизацию и автоматизацию решения задач структурного, параметрического и ситуационного анализа ГТМ.

2. Разработана универсальная конструкция функционала для решения задач построения полей геологических параметров.

3. Разработан метод построения трехмерных геолого-математических моделей, позволяющий использовать для трехмерного моделирования существующие двумерные модели.

Практическая ценность работы

Разработанные модели и алгоритмы использовались при создании ИПК «Баспро Аналитик 2000». В настоящее время ИПК успешно используется при реализации процесса мониторинга разработки в геологических подразделениях нефтяной компании ОАО «ТНК-BP». Ряд положений работы вошёл в регламенты «Тюменского нефтяного научного центра», регламентирующих аналитическую деятельность в подразделениях ОАО «ТНК».

Глава 1. Анализ предметной области, концептуальная модель информационной системы мониторинга разработки

До начала 90-х годов проектирование систем разработки месторождений и мониторинг разработки осуществлялись с использованием традиционных методик и средств, разработанных и реализованных в 70-ые годы [Мухарский Э.Д., Лысенко В. Д. 1972], [Крейг Ф.Ф. 1974], [Максимов М.И. 1975]. Информационной основой такого анализа являются результаты геолого-промысловых исследований в скважинах и карты, отражающие геологическое строение, начальное распределение запасов и энергетическое состояние. Прогноз добычи основывался на инженерных методиках, опирающихся на частные решения задач фильтрации в однородных и близких к ним средах. Геолого-промысловая информация, используемая для принятия решений, хранилась в разрозненных структурах, большей частью на бумажных носителях.

В средине 90-х на уровне Министерства топлива и энергетики было принято решение о начале программы перехода к практике составления проектных документов на основе ПДГТМ. Был составлен перечень первых месторождений, по которым должны были быть построены ПДГТМ.

Список начинался с Самотлорского месторождения.

В 1996 был утвержден новый регламент проектирования разработки месторождений, в котором использование ПДГТМ стало одним из основных требований к проектным документам ["Регламент составления проектных технологических документов." 1996]. Позднее был утвержден регламент по созданию ПДГТМ ["Регламент по созданию постоянно действующих ." 2000].

Создаваемые в рамках проектов модели стали поступать в нефтяные компании, что породило закономерный вопрос об их использовании в практике мониторинга инженерами-нефтяниками. Во многих нефтяных компаниях начала разрабатываться собственная нормативная база по применению ПДГТМ в практике решения задач разработки месторождений. Автор участвовал в создании такой нормативной базы, работая в Тюменском нефтяном научном центре ОАО «ТНК». Результатом этой работы стали регламенты:

«Регламент ЗАО „ТННЦ“ по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»

«Регламент ЗАО „ТННЦ“ по передаче постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»

«Регламент ЗАО „ТННЦ“ по эксплуатации постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» утвержденные в ОАО «ТНК» в 2001 году и обязательные к применению в её подразделениях.

Ниже будет дано краткое описание основных положений ПДГТМ, изложены основные проблемы внедрения таких моделей и предложены пути их решения.

1.1 Математические и информационные модели в процессах разработки нефтяных месторождений.

1.1.1 Основные положения

Геолого-технологические модели — это математические модели, позволяющие подробно отражать геологическое строение залежи и происходящие в ней процессы фильтрации флюидов. В регламенте структура ПДГТМ представлена двумя компонентами: цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ЦТАГМ) F3 и цифровой трехмерной адресной фильтрационной моделью (ЦТАФМ) G ["Регламент по созданию постоянно действующих .", 2000]. Геолого-промысловая и технологическая информация, получаемая в результате исследований на скважинах, трансформирована в форму исходных данных геологической и фильтрационной моделей.

ЦТАГМ месторождения является представлением свойств геологического пространства Q3 в виде набора трехмерных ячеек с заданными в них значениями. Пространственное положение каждой из ячеек фиксируется центральным узлом — точкой с координатами (xbyj, Zj). Совместно они образуют упорядоченную структуру S ={xi, yj, Zj | i=l, I- j=l, J- k=l, K}, в которой числа I, J и К определяют размер модели. Каждому свойству соответствует определенное поле параметра Р (x, y, z). Основными полями модели, являются: поле коллектора Col (i, j, k), характеризующее распределение коллектора в объеме залежи-

поле насыщения Sat (i, j, k), характеризующее тип насыщения флюидом (вода, нефть, газ) ячеек коллектора-

поле эффективности К^у, к), определяющее долю пород коллекторов в объеме ячейки-

поле пористости Kpor (i, j, k), определяющее долю пор (пустот) в объеме коллектора ячейки-

поле нефтенасыщенности Kojl (i, j, k), определяющее долю порового пространства ячейки, насыщенного нефтью.

Трехмерная сетка S3 получается на основе структурных поверхностей кровли ZK (x, y, z) и подошвы Zn (x, y, z) пласта, определяющих геометрию моделируемого пространства. Структурные поверхности строят по данным сейсморазведки и корреляции границ пластов в скважинах.

Поле P3(x, y, z), как правило, определяется в результате применения аппроксимационных процедур к набору функций, выражающих исходные данные о параметре в каждой скважине. Функция параметра характеризует его распределение по глубине вдоль ствола скважины и является кусочно-постоянной на неравномерно заданных интервалах.

Таким образом, ЦТАГМ можно записать в виде следующей конструкции:

F≥{ P3n (ij, k)| n=l, NP} = { Col (i, j, k), Sat (i, j, k), Keff

Всего модель содержит NP полей, основные из которых перечислены выше. ЦТАГМ позволяют достаточно полно отражать распределение продуктивных тел в пространстве и степень неоднородности их свойств. На их основе можно оценить величину и распределение в пространстве начальных геологических запасов нефти.

ЦТАФМпредставляется совокупностью: полей, необходимых для моделирования фильтрационных процессов в пласте (проницаемость, гидропроводность и т. д.) —

физико-химические свойства флюидов-

фазовые и капиллярные характеристики пород и т. д.

Основой для её построения служит ЦТАГМ. Отбор из пласта флюидов и закачка в него агента воздействия задаются режимами работы скважин. Отличительной особенностью ЦТАФМ ["Регламент по созданию постоянно действующих .", 2000] является их ориентация на «макро-уровень» описания процесса. Предметом исследования здесь являются объекты разработки, основными задачами — обоснование извлекаемых запасов, выбор оптимального варианта разработки месторождения, анализ процесса выработки запасов, прогноз добычи нефти. Интервал прогноза оценивается годами, а детальность принятия решений определена на уровне программ ГТМ и объема бурения новых скважин.

Адекватность описанных выше моделей геологическим объектам и процессам фильтрации достигается за счет использования сложного математического аппарата. Так, для построения геологических полей используются различные алгоритмы интерполяции и аппроксимации: сплайн-методы, метод Крайгинга и т. д. [Аронов В.И. 1990, Дмитриевский М. В. 2003], для фильтрационных — численные схемы решений уравнений массопереноса [Генри Б. Кричлоу 1979].

Поскольку состояние залежи, охваченной процессами разработки непрерывно меняется — постоянно поступает новая информация, уточняющая её свойства, модели так же должны изменяться. То есть применяемые модели должны обладать адаптационными свойствами, иметь «постоянно-действующий характер». Именно под таким названием — «постоянно-действующие», они вошли в практику проектирования и мониторинга разработки месторождений.

1.1.2 Возможности использования ПДГТМ при мониторинге разработки.

Мониторинг разработки, как метод оперативного управления, ориентирован на краткосрочный прогноз (год, несколько лет) и принятие решений о мероприятиях в отдельных скважинах (с перечнем реализуемых операций и применяемых реагентов). Высокая стоимость ГТМ (сотни тысяч рублей) определяет уровень требования к точности и надежности решений.

Поэтому на практике предпочитают пользоваться схемами решений, предполагающих: выбор объектов аналогов и подобных ситуаций-

методы прогноза по упрощенным статистически устойчивым зависимостям — кривым вытеснения ["Методическое руководство по оценке .", 1993, В. Н. Пьянков, 1997], уравнениям добычи [Лысенко В.Д. 2000].

Использование ПДГТМ для этих целей, даже в случае существования таковых, видится достаточно рискованным. Действительно, в результате создания «нормативной» ПДГТМ, нефтяная компания получает достаточно детальную ЦТАГМ и более грубую ЦТАФМ, отражающую наиболее значимые факторы процесса разработки (динамику изменения пластового давления, закономерность вытеснения нефти агентом закачки и т. д.). Ввиду отсутствия в нужном объеме исходных данных и их неточности, получаемые результаты моделирования в той или иной мере носят вероятностный характер. И чем более детальную информацию на выходе модели мы хотим получить, тем меньшую достоверность каждая единица информации будет иметь вследствие влияния случайного фактора. Так, при оценке распределения остаточных запасов нефти длительно разрабатываемых месторождений, моделирование не дает абсолютно достоверного распределения остаточных запасов нефти, а лишь указывает зону их вероятного распределения. В этом сказывается некоторый принцип неопределенности, характерный для сложных динамических систем с длительным временем протекания процесса и отсутствием точных данных о состоянии. Можно с допустимой погрешностью указать некоторую интегральную оценку их состояния, например прогнозную величину извлекаемых запасов нефти месторождения, но не гарантировать точность их распределения в пространстве.

Другим сдерживающим фактором использования ПДГТМ является сложность обеспечения их актуальности. Без пополнения новой геолого-промысловой информацией ЦТАФМ уже через год начинает терять свою актуальность и требует дополнительной «настройки». По мере бурения скважин и проведения геолого-промысловых исследований меняются представления исследователей о залежи, распределении продуктивных тел, степени неоднородности их свойств. Для актуализации моделей необходимо вновь собрать исходную информацию, привести её в вид, требуемый при моделировании и затем произвести до-уточнение («настройку») модели. Временные затраты связанные с этими процедурами достаточно велики.

В тоже время, результаты, получаемые с использованием ПДГТМ, весьма важны, так как дают объективное представление о состоянии процесса в пределах некоторого доверительного интервала, позволяют оценить потенциал объектов, тем самым, предоставляя основу для принятия управляющих решений по разработке месторождения.

Необходимость повышения эффективности управления разработкой месторождениями в ОАО «ТНК», послужило причиной создания специальных компьютерных технологий, обеспечивающих возможности использования ПДГТМ при решении задач мониторинга, а так же развития средств анализа. Такие технологии, в совокупности с предложенными моделями и алгоритмами, послужили основой интегральной информационно-аналитической системы поддержки мониторинга. Краткому описанию принципиальных положений, лежащих в основе этих технологий, посвящены последующие два раздела.

1.2 Концептуальная модель информационно-аналитической системы мониторинга процессов разработки нефтяных месторождений.

1.2.1 Принципы предлагаемой структуры ПДГТМ Для обеспечения возможностей эксплуатации ПДГТМ при мониторинге разработки в ОАО «ТНК» понятие ПДГТМ было расширено с введением третьего элемента — Цифровой промыслово-технологической модели (ЦПТМ) [Регламент ЗАО «ТННЦ» по созданию постоянно действующих.2001].

ЦПТМ является выражением информационной сущности представлений о геологических, промысловых и технологических объектах и процессах на месторождении. Модель включает основные разделы геолого-геофизической и промыслово-технологической информации, используемой при создании геологической и фильтрационной моделей. ЦПТМ представляется в виде гетерогенной информационной системы, интегрирующей модели данных, построенные на реляционных принципах и предполагающих использование СУБД с файловой системой представления информации в специализированных форматах.

Условно, ЦПТМ можно разделить на три части. Первая часть должна содержать как исходную информацию, так и результаты её корректировки в процессе моделирования: геолого-геофизическую информацию (данные ГИС, РИГИС, результаты исследования керна и т. д.) как в варианте первичных «замеров», так и в варианте результатов корректировки в процессе моделирования-

промысловую информацию (данные по режимам работы скважин, результаты гидродинамических исследований и их интерпретация и т. д.) —

технологическую информацию (данные по конструкции скважины, выполненных ГТМ, подземном оборудовании и т. д.) —

цифровые поля параметров, имеющие статус исходной информации для последующего геологического и гидродинамического моделирования (карты изобар, структурные карты, карты нефтенасыщенных толщин и т. д.).

Вторую часть ЦПТМ составляют результаты геологического и фильтрационного моделирования, представленные в форме, адаптированной к применению инженерных методик для принятия решений в производственных подразделениях компании: цифровые поля коллекторских свойств, насыщенности пластовыми флюидами, текущих и прогнозных запасов по всему объекту разработки и выделенным элементам геологической неоднородности (фациальные комплексы и т. п.), которые являются результатом геологического и гидродинамического моделирования-

прогнозные значения технологических показателей по вариантам разработки (добыча, закачка, обводненность и т. д.).

Третья часть ЦПТМ содержит: ситуационные модели-

модели для расчетов по упрощенным инженерным методикам для получения оперативных, краткосрочных прогнозов.

Необходимость ситуационных моделей связана со сложностью получения решений на основе фильтрационных моделей. Разработка нефтяных месторождений связана с действием множества факторов, как геологических — связанных с пластом, так и технологических — связанных со скважиной и агентами воздействия, которые трудно в полной мере учесть в фильтрационных моделях. Поэтому для решения задачи часто используют принцип аналогий, предусматривающий использование информации о результатах проведенных операций, реализованных решений в схожих геолого-технологических ситуациях.

Для формализации представлений о геолого-технологических ситуациях используются ситуационные модели. Такие модели описывают технологические процессы на скважинах, взаимовлияние скважин при разработке, а так же устанавливают причинно-следственные связи между ними с учетом проводимых ГТМ и изменений режимов работы.

Эффективность использования ситуационных моделей возможна только при наличии достаточного объема исходной информации. Значительные объемы имеющейся и непрерывно поступающей новой информации требуют разработки математических моделей и формализованного языка описания для её представления с учетом последующей обработки.

1.2.2 Схемы принятия решений на основе ПДГТМ при мониторинге разработки месторождений в нефтяной компании.

Структура системы принятия решений по разработке месторождений с использованием ПДГТМ рассмотрена на примере ОАО «ТНК». Процесс контроля и управления разработкой на основе геолого-технологической модели можно разделить на несколько этапов: пополнение автоматизированных баз промыслово-технологических и геолого-геофизических данных через системы сбора данных-

уточнение параметров моделей путем воспроизведения истории разработки с учетом данных бурения, эксплуатации и исследования скважин-

прогноз технологических показателей при существующем состоянии системы разработки-

выбор скважин кандидатов для проведения ГТМ, планирование системных воздействий по управлению разработкой месторождения-

прогноз технологических показателей при реализации ГТМ, системных воздействий по управлению разработкой месторождения. Такими управляющими воздействиями могут быть: изменение режимов работы скважин — дебитов, забойных давлений, изменение интервалов перфорации, проведение других геолого-технических мероприятий, остановка скважин, бурение и ввод в эксплуатацию новых скважин и т. п-

анализ технологической эффективности реализованной системы ГТМ-

уточнение модели по результатам выполненных ГТМ.

Система должна состоять из нескольких уровней, связанных между собой потоками информации и управляющими решениями. В качестве таких уровней (рис. 1.1) можно выделить:

Департамент разработки месторождений-

Департамент развития ресурсной базы-

Аналитический центр компании (ЗАО «ТННЦ») —

Аналитическая группа нефтедобывающего предприятия-

отделы геологии и разработки нефтедобывающего управление-

Промысел (Цех) —

Проектный институт-

РТЦ (региональный технологический центр).

Функцией РТЦ является обслуживание процесса обмена информацией между различными элементами системы через разделы корпоративного банка компании. Ниже приводится описание функциональности отдельных уровней и связей между ними.

Рис

1.1 Схема принятия решения на основе ПДГТМ Цех — уровень первичного сбора информации о состоянии разработки месторождения, состоянии фонда скважин и выполненных на скважинах геолого-технических мероприятиях. На этом уровне планируются решения по управлению работой отдельных скважин. Перечень планируемых геолого-технических мероприятий Цех передает в НГДУ.

НГДУ — уровень принятия решения по проведению мероприятий на скважинах, предложенных Цехом. Предварительно оценивается их эффективность, формируется общая программа проведения геолого

Текиологические орпоративный Бани Данных

Геологическая модель

ПДГТМ Гидродинамичес кая модель

Перечень планируемых ГТМ оценка эффективности ГТМ. прогноз добычи

Экспертиза и утверждение

Утвержденная программа ГТМ

Проектный институт

Техническое сопровождение банка данных

Актуализаций технологической информации

ОАО «

Департамент разработки нефтяных месторождений

Департамент развития ресурсной базы

Анализ и планирование развития системы разработки

Перечень планируемых ГТМ

План решений по системным воздействиям

Аналитический центр (ЗАО «ТННЦ»)

Методическое сопровождение моделей и экспертиза

Аналитическая группа (НГДП)

Гидродинамические расчеты

— базовых уровнен

— программы ГТМ

Программа проведения ГТМ

Утвержденная программа ГТМ технологических мероприятий, бурения новых скважин на год и квартал. Сформированная программа геолого-технологических мероприятий передается в Аналитическую группу НГДП для выполнения расчетов.

Проектный институт — уровень планирования решений по системным воздействиям на процесс разработки месторождения. Проектный институт в рамках договора на авторский надзор за разработкой месторождения проводит анализ выполненных ранее мероприятий и планирует развитие системы разработки в будущий период времени. Институт участвует в формировании программы ГТМ и передает для рассмотрения в НГДУ план решений по системным воздействиям на процесс разработки месторождения. Институт проводит их предварительную оценку средствами фильтрационного моделирования на существующей геолого-технологической модели месторождения.

Аналитическая группа НГДП — уровень проведения расчетов технологических показателей разработки средствами фильтрационного моделирования на существующей ПДГТМ. Моделированию подлежат варианты разработки, планируемые к реализации, в соответствии с принятой НГДУ, при участии Проектного института, программой ГТМ. Результаты выполненных расчетов передаются в НГДУ и Проектный институт для анализа и внесения необходимых изменений в программу проведения ГТМ.

Аналитический центр нефтяной компании — уровень, на котором определяется методология работы с постоянно-действующей моделью, проводятся консультации и обучение специалистов НГДУ, Цеха приемам работы с моделью. Аналитический центр проводит по заданию компании экспертизу состояния работы с моделями в различных НГДП. В ряде случаев, при заключении соответствующих договоров, он выступает в роли Проектного института.

Департамент разработки месторождений — уровень утверждения программы геолого-технологических мероприятий и системных воздействий по управлению разработкой месторождения.

Департамент развития ресурсной базы — уровень утверждения изменений геологической компоненты модели.

1.3. Информационная платформа использования ПДГТМ при мониторинге разработки месторояедений в нефтяной компании.

Производственная реализация концепции принятия решений на основе ПДГТМ, их эксплуатация, послужили причиной интеграции указанных моделей в информационную среду нефтяной компании и создания интегральной ИАС ПМ. Понимание этого факта послужило причиной того, что одновременно с разработкой концепции эксплуатации ПДГТМ в ОАО «ТНК» начались работы по разработке основных принципов организации корпоративного банка данных, его геолого-промыслового сегмента. Автор участвовал в разработке основных компонент корпоративного банка данных (КБД), ориентированных на аналитическую поддержку процесса мониторинга разработки месторождения.

КБД проектируется как распределенная система, все уровни которой объединены сетевыми средствами на уровне научного центра Компании, Центрального офиса Компании и нефтегазодобывающего объединения. Банк данных охватывает все предметное пространство и взаимодействует через интерфейс со специализированными подсистемами: добычи, геологического моделирования, гидродинамического моделирования, технологии добычи т.д. (рис. 1.2). Для поддержания целостности и актуальности информации территориально распределенных банков данных используется механизм репликации.

Одной из задач создаваемой КБД было — организация механизма хранения, пополнения и обмена ПДГТМ (их фрагментами) между различными группами пользователей. В процессе принятия и реализации решений все уровни системы должны работать с единым вариантом постоянно-действующей геолого-технологической модели.

Модель на физическом уровне представляет собой набор файлов программных модулей геологического и фильтрационного моделирования, а гак же разделы геолого-промысловых данных корпоративного банка компании. Па рисунке 1.2 определен порядок и форма обмена фрагментами модели между различными уровнями. Предполагается, что модель создана ранее и передана исполнителем в Аналитическую группу НГДП. ТНК (центр. офисДООС KB, А управление, анализ, принятие решений

Тюмень моделирование результаты анализ, экспертиза обработки и 'интерпретация моделирований

Раздел ьГк^Д

Информации Параметров К 'С

Рис

1.2 Структурная схема корпоративного банка данных ОАО «ТНК»

Цех — получает фрагмент модели в границах своего фонда скважин. Фрагмент также содержит два — три ряда скважин, прилегающих к границе Цеха, для целей учета влияния этих скважин на процесс разработки. Фрагмент геологической и фильтрационной модели передается в Цех на магнитных носителях или по каналам связи из Аналитической группы НГДП. Промыслово-технологическая модель передается в НГДУ через каналы связи из РТЦ с использованием механизма репликации геолого-промысловых разделов банка данных, размещенных на сервере НГДУ, или с применением организации удаленного доступа к серверу РТЦ. Специалисты Цеха используют модель для анализа промысловой ситуации, принятия решений по подбору скважин — кандидатов для проведения ремонтов, а также анализа выполненных ранее работ.

НГДУ — получает модель месторождения полностью или, в случае совместной разработки месторождения, фрагмент модели в границах своего фонда скважин. Фрагмент также содержит два — три ряда скважин прилегающих к границе НГДУ, с целью учета влияния этих скважин на процесс разработки. Геологическая и фильтрационная модели передаются в НГДУ на магнитных носителях или по каналам связи из Аналитической группы НГДП. Промыслово-технологическая модель передается в НГДУ через каналы связи из РТЦ с использованием механизма репликации геолого-промысловых разделов банка данных, размещенных на сервере НГДУ, или с применением организациии удаленного доступа к серверу РТЦ. Специалисты НГДУ используют модель для анализа промысловой ситуации на месторождении, принятия решения по формированию программы ремонтов скважин и организации системных воздействий по управлению разработкой месторождения.

Проектный институт — получает геолого-технологическую модель месторождения. Геологическая и фильтрационная модель передается в НГДУ на магнитных носителях из Аналитической группы НГДП. Промыслово-технологическая модель передается в Проектный институт на магнитных носителях в согласованных форматах обмена информации, принятых в компании. Специалисты Проектного института используют модель для анализа промысловой ситуации на месторождении, принятия решения по организации системных воздействий по управлению разработкой месторождения и авторскому надзору за выполнением проектных решений. Предлагаемые воздействия на процесс разработки месторождения, как самим Проектным институтом, так и НГДУ, моделируются с использованием соответствующих программных средств для оценки их эффективности. Результаты расчетов передаются в НГДУ. Проектный институт в соответствии с условиями договора может проводить корректировку модели с учетом появляющейся новой информации.

Аналитическая группа НГДП — осуществляет сопровождение процесса работы с моделью на всех уровнях. Аналитическая группа производит поставку геологической и фильтрационной модели или их фрагментов в НГДУ и Цеха. Проводит корректировку модели с учетом появляющейся новой информации. Осуществляет прогноз технологических показателей при существующем состоянии системы разработки и с учетом программы мероприятий, предлагаемых НГДУ. Передает окончательный вариант скорректированной модели и заложенной в ней программы мероприятий в Аналитический центр нефтяной компании, Департамент разработки месторождений и Департамент развития ресурсной базы для экспертизы и согласования.

Аналитический центр нефтяной компании — получает окончательный вариант скорректированной геолого-технологической модели месторождения и заложенной в ней программы мероприятий. Геологическая и фильтрационная модели передаются в Аналитический центр на магнитных носителях из Аналитической группы. Промыслово-технологическая модель передается через каналы связи из РТЦ с использованием механизма репликации геолого-промысловых разделов банка данных, размещенных на сервере, в Аналитический центр. Специалисты Аналитического центра используют модель для проведения экспертизы принимаемых решений по заданию Компании, развития методологии использования моделей при мониторинге разработке месторождений. В ряде случаев, при наличии соответствующих договоров, они проводят корректировку модели с учетом появляющейся новой информации.

Департамент разработки месторождений — получает окончательный вариант скорректированной геолого-технологической модели месторождения. Геологическая и фильтрационная модель передается в Аналитический центр на магнитных носителях из Аналитической группы. Промыслово-технологическая модель передается через каналы связи из РТЦ с использованием механизма репликации геолого-промысловых разделов банка данных, размещенных на сервере Центрального офиса ОАО «ТНК». Специалисты Департамента разработки месторождений используют модель для проведения экспертизы принимаемых решений.