Оглавление
Введение.
Глава I. Построение моделей нефтяных и газовых месторождений на базе технологии ЗОмоделирования
1.1. Построение геологической модели.
1.2. Построение гидродинамической модели.
1.2.1. Основные физические законы гидродинамического моделирования.
1.2.2. Описание физической и математической модели гидродинамических процессов.
1.2.3. Этапы гидродинамического моделирования
1.3. Анализ и интерпретация результатов моделирования
1.4. Недостатки технологии моделирования месторождении нефти и газа
1.4.1. Недостатки технологии геологического моделирования
1.4.2. Недостатки технологии гидродинамического моделирования
1.4.3. Недостатки технологии анализа и интерпретации результатов гидродинамического моделирования месторождений
1.5. Актуальные задачи процесса моделирования месторождений
1.5.1. Сбор, анализ, обработка данных каппилярометрии и расчет водонасыщенности пласта.
1.5.2. Выбор слоев для группировки.в процессе ремасштабирования при переходе от геологической модели к гидродинамической
1.5.3. Анализ, выбор и формирование предпочтительной схемы разрабоч ки месторождения.
1.5.4. Управление состоянием и режимами нагнетательных скважин с целью поддержания пластового давления в процессе разработки месторождения
1.5.5. Анализ результатов расчетов и формирование отчетов для экспертизы модели в соответствие с российским регламентом.
1.6. Выводы по главе.
Глава И. Алгоритмические средства автоматизации процесса формирования трехмерных моделей месторождений нефти и газа.
2.1. Алгоритм расчета .1функции и начальной водонасыщенности плас 1 а
2.2. Алгоритм выбора слоев исходной геологической модели с целью понижения размерности гидродинамической модели.
2.3. Алгоритмы для автоматизации формирования системы расстановки скважин
2.4. Алгоритм автоматической регуляции системы поддержания пласювого давления.
2.4.1. Управление режимами работы нагнетательных скважин с применением технологии гибких перезапусков
2.4.2. Управление режимами работы нагнетательных скважин с применением расширенных возможностей ПК i
2.5. Алгоритм автоматизации формирования отчета.
2.6. Выводы по главе.
Глава III. Разработка программных средств для автоматизации отдельных этапов ЭИгидродинамического моделирования месторождений нефти и газа.
3.1. Разработка программного модуля для расчета значений начальной водонасыщенности пласта i.
3.1.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля i
3.1.2. Функциональный состав модуля i
3.2. Разработка программного модуля для автоматизации перехода геологической моделик гидродинамической
3.2.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля .
3.2.2. Функциональный состав модуля .
3.3. Разработка программного модуля для автоматизации формирования схемы разработки i
3.3.1. Назначение, возможности и основные принципы работы модуля i
3.3.2. Функциональный состав модуля i..
3.4. Разработка программного модуля для автоматизации управления системой поддержки пластового давления в процессе расчета гидродинамической модели 1
3.4.1. Назначение, возхможности и основные принципы работы модуля 1
3.4.2. Функциональный состав модуля I
3.5. Разработка программного модуля для автоматизированного формирования отчетной регламентной документации . 1
3.5.1. Назначение, возможности и основные принципы работы
модуля . 1
3.5.2. Функциональный состав модуля 1
3.6. Выводы по главе.
Глава IV. Апробация и практическое применение результатов исследований п разработок
4.1. Апробация разработанных программных средств.
4.1.1. Апробация разработанного модуля i.
4.1.2. Апробация разработанного модуля
4.1.3. Апробация разработанного модуля i
4.1.4. Апробация разработанного модуля .
4.1.5. Апробация разработанного модуля
4.2. Качественная и количественная оценка программного кода разработанных модулей
4.3. Эффективность разработанных алгоритмических и программных средств
4.4. Применение результатов исследований при гидродинамическом моделировании месторождений нефти и газа
4.5. , Выводы по главе.
Заключение.
Библиографический список литературы
Приложение 1. Трехмерный куб данных сейсморазведки
Приложение 2. Результаты исследований глубинной пробы нефти Приложение 3. Пример работы модуля Ремасштабирование ПК iX Приложение 4. Основное окно программного комплекса
Приложение 5. Обоснование объема добычи нефти и прогноза буровых работ Приложение 6. Пример работы модуля Экспертиза ПК iX Приложение 7. Дополнительные схемы, поясняющие принцип работы предложенного алгоритма ремасштабирования
Приложение 8. Пример записи онлайн данных в текстовый файл Приложение 9. Перечень НИР, в рамках которых выполнялась апробация результатов исследований Приложение . Документы, подтверждающие результаты исследований Приложение . Свидетельства об официальной регистрации программных систем, разработанных на основе результатов диссертации Приложение . Грамота победителя программы
Участник Молодежного НаучноИнновационного Конкурса Приложение . Сведения о заключенном государственном контракте и регистрации НИОКР
Введение
Актуальность
- Київ+380960830922