Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время инструментом для прогнозирования разработки месторождений углеводородов и мониторинга их эксплуатации. Созданы различные программные продукты и накоплен многолетний опыт их использования нефтегазовыми компаниями. Некоторые из них получили международное признание, в том числе и в России. Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Soft-ware Solution, Tigers, CMG. Среди отечественных программных продуктов наибольшее распространение получили LAURA, ГЕОПАК, ТЕХСХЕМА, TimeZYX-Пересвет. В основе этих моделей – результаты фундаментальных исследований в области общей геологии, гидродинамике и экономике, про-водящиеся специалистами различных стран.
На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли роль моделирования в повышении эффективности эксплуатации месторождений воз-растает в связи с бурным развитием эффективных компьютерных технологий и технических средств, значительным расширением числа технологий и методов, используемых для совершенствования процесса разработки месторождений, а также ухудшением ресурсной базы и состояния разработки месторождений, «старением» объектов обустройства, резким углеводородовеличением доли бездействующего фонда скважин, низкими дебитами и высокой обводненностью продукции, неравномерным распределением в объеме продуктивного пласта остаточных запасов нефти и т.д. Для эффективного применения той или иной технологии необходимо предварительное её теоретическое апробирование. Одним из способов такого апробирования является построение гидродинамической модели процесса разработки.
При продолжительной эксплуатации месторождения в условиях развитой и многократно модифицированной системы разработки значительно усложняется выявление участков с невыработанными остаточными запасами нефти. Поиск рассредоточенных зон с подвижными остаточными запасами является задачей, решение которой находится с помощью детального воспроизведения процессов вытеснения флюидов в пласте за весь период эксплуатации. Современный подход к оптимизации системы разработки включает в себя создание постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) месторождения и поддержание её в актуальном состоянии с возможностью оперативного пополнения текущими данными. С появлением ПДГТМ возникла потребность в создании автоматизированных систем проектирования, способных анализировать текущее состояние и генерировать набор геолого-технологических мероприятий (ГТМ) различных вариантов разработки, проводить оптимизацию режимов работы скважин и выдавать рекомендации наиболее эффективной стратегии выработки остаточных запасов. Таким образом, решение задач по созданию автоматизированных систем автоматизированного проектирования ГТМ для эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов нефтяной залежи является актуальным направлением исследования.
Системы разработки месторождений и оборудования для хранения нефти и газа
... запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; ... Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации ...
С развитием нефтедобывающей отрасли, роль геолого-технологического моделирования возросла. Параллельно с развитием высокопроизводительных вычислительных средств расширяются технологические возможности для создания новых методов управления разработкой. В развитие теоретических основ и практических методов математического моделирования большой вклад внесли следующие ученые и специалисты: В.Д. Булыгин, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахитов, В.А. Данилов, В.И. Дзюба, Ю.П. Желтов, М.Ю. Желтов, С.Н. Закиров, Р.Д. Каневская, В.С. Ковалев, А.В. Насыбуллин, Р.Х. Низаев, В.Р. Сыртланов, И.Н. Хакимзянов, А.Н. Чекалин, А.Х. Шахвердиев, и др. В последнее время популярность приобретают потокоотклоняющие технологии. Эти методы основаны на изменения направлений движения жидкостей в пласте при оптимизации системы заводнения и поддержании пластового давления (ППД).
Признанными авторитетами в этой области являются многие ученые, такие как И.М. Бакиров, А.Ф. Блинов, И.В. Владимиров, Р.С. Хисамов и др. Большой вклад в совершенствование системы разработки нефтяных месторождений внесли Р.Г. Абдулмазитов, Р.Н. Дияшев, В.Г. Иктисанов, В.Д. Лысенко, Р.Х. Муслимов, Н.Н. Непримеров, Р.Т. Фазлыев. Перспективным направлением исследования является разработка методов автоматизированной оптимизации системы разработки нефтяного месторождения на основе геолого-технологического моделирования.
В качестве средства управления, моделирование позволяет более эффективно использовать потенциал действующей системы разработки и найти наиболее оптимальный вариант эксплуатации месторождения. Преимущество моделирования заключается в том, что оно дает возможность в единой системе комплексно проанализировать все тесно взаимосвязанные между собой характеристики пластов и флюидов.
На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли, доля моделирования в области повышения эффективности эксплуатации месторождений возрастает параллельно с развитием высокопроизводительных вычислительных средств; расширением технологических возможностей и созданием новых технологий.
Моделирование месторождений
Моделирование пласта необходимо для инженеров-нефтяников, чтобы получить текущее состояние пласта, который содержит углеводородов, и спрогнозировать его поведение при различных условиях эксплуатации. Это связано с необходимостью оценить и свести к минимуму риски по выбранному проекту добычи углеводородов (который может требовать капиталовложений на сотни миллионов долларов) [6].
Модель пласта – это система количественных представлений о его качественных геолого-физических свойствах, используемая в расчётах [3].
Филипас 1. Термодинамическое исследование скважин
... позволяет проводить термозондирование пласта для определения его параметров. Эти исследования также можно применять и для изучения газовых скважин. 1. Термодинамическое исследование скважин. Известно, что ... температуры в работающей скважине имеет отклонения от геотермы, которые связаны с термодинамическими и гидродинамическими процессами, происходящими в продуктивном пласте. В настоящее время ...
Основные требования к модели:
1. Модель должна быть достаточно простой для понимания.
2. Модель должна быть адекватна рассматриваемым объектам и процессам.
- данные сейсмических исследований;
- результаты геофизических исследований скважин (ГИС);
- данные лабораторных исследований (как свойств породы, так и пластовых флюидов);
- интерпретация результатов гидродинамических исследований (ГДИ);
- анализ результатов разработки для разрабатываемых залежей;
- ряд специальных исследований.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные, вероятностно-статистические и физические [4].
Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся как можно точнее воспроизвести фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель предполагает наличие причинно-следственной связи событий, и 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.
Наиболее применимы следующие модели: Шлюмберже (Schlumberger): Petrel- 3D геологическое моделирование, Eclipse -3D гидродинамическое моделирование. ROXAR (Норвегия): IRAP RMS — 3Д геологическое моделирование, TMP MORE -3D гидродинамическое моделирование.
TimeZYX (Россия): 3D геолого- гидродинамическое моделирование. DV (ЦГЭ -Россия) – 3D геологическое моделирование.
Вероятностно-статистические модели ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.
Идеальный грунт — это модель пористой среды, поровые каналы которой представлены в виде тонких цилиндрических трубок одинакового диаметра с параллельными осями (штабель трубок тока).
Фиктивный грунт (модель Cлихтера) — это модель пористой среды, поровые каналы которой представлены в пустотах между шариков одинакового размера.
Фильтрация – движение жидкостей, газов и их смесей через твердые тела, содержащие связанные между собой поры, трещины и/или каверны.
Для определения различных физических характеристик пласта при моделировании пользуются континуальным подходом. При таком подходе реальная пористая среда разбивается на несколько фиктивных континуумов и рассматривается один из них. Для каждой точки выделенного элемента можно определить как переменные, так и параметры, которые будут рассматриваться как непрерывные функции пространственных и временных координат. К примеру, пористость — доля элементарного объёма не занятого твёрдой фазой. В случае, если выделенный элементарный объём соизмерим с величиной размера пор, то пористость равна нулю. При дальнейшем увеличении элементарного объёма значение пористости будет изменяться, пока не достигнет своего представительного значения, т.е. такого значения, при котором значение пористости будет большим по сравнению с величиной пор, но малым по сравнению с размерами среды.
Принимается, что значение пористости в каждой точке пласта соответствует её представительному значению для элементарного объёма, содержащего эту точку.
Пористость функционально изменялась при увеличении элементарного объёма и при каком-то его значении достигла представительного значения, которое и будет использовано в дальнейшем.
Аналогичным образом определяются и другие физические параметры пласта.
Типы моделей пластов
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 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 месторождений 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, осредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т. е. равенстве проницаемости в любом направлении, исходящем из рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.
m i
 |
(1) |
и на ее основе создать модель слоистого пласта, которая будет представлять собой структуру, состоящую из набора прослоев различной проницаемости и характеризующуюся той же функцией (1), что и реальный пласт.
Рисунок 1. Гистограмма проницаемости: 1 — кривая, аппроксимирующая гистограмму
С помощью зависимости вида ( 1 ) построена гистограмма, показанная на рис. 1, где ступеньками представлены доли общей толщины пласта, которые занимают пропластки с соответствующей проницаемостью.
l *
Все перечисленные модели (однородного, слоистого, и трещиновато-пористого пластов) отнесены к вероятностно-статистическому классу. Если же реальный пласт действительно весьма однородный, соответствующую модель однородного пласта можно считать детерминированной. Однако в природе совершенно однородные пласты встречаются крайне редко.
Заключение
Таким образом, полный цикл моделирования месторождения состоит из следующих этапов (рис. 4):
1) Оценить региональную геологию района;
2) Определить закономерности осадконакопления;
3) Построить геологическую модель:
- двухмерная геологическая модель используется для подсчёта запасов месторождения;
- трёхмерная — для подсчёта запасов и построения гидродинамической модели.
- геологическая модель часто подвергается существенным изменениям в процессе подгонки истории разработки пласта.
4) Построить гидродинамическую модель;
Рисунок 4. Цикл моделирования месторождения
5) Произвести расчёт гидродинамической модели и уточнить её параметры в процессе адаптации на историю разработки;
6) Спрогнозировать процесс разработки и выбрать геолого-технологические мероприятия (ГТМ).
По мере поступления новых геологических и технических данных уточняются геологическая и гидродинамическая модели. На основе данных постоянно обновляемой базы геолого-промысловой информации строится (и уточняется) постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.
Моделирование разработки нефтяных месторождений дает возможность конкретизировать геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства нефтяного пласта при воспроизведении истории разработки [2, с. 7]. Гидродинамическое моделирование является одним из основных методов управления разработкой месторождения. Одна из важнейших задач гидродинамического моделирования это прогнозирование научно-технических показателей разработки в средне- и долгосрочной перспективах, а также оптимизация систем разработки при различных методах воздействия на продуктивный пласт.
Условия эксплуатации нефтяного месторождения постоянно меняются, поэтому её гидродинамическая модель также должна постоянно обновляться. Наиболее затратным по времени при перестроении гидродинамической модели является обновление исходных данных для моделирования. При построении модели пласта или месторождения в целом применяется весьма большой объем информации о пласте. Основные свойства пластовых флюидов (вязкости, плотности, объемные коэффициенты) изменяются в зависимости от давления и температур. Характеристики работы скважин регулярно фиксируются и вносятся в базу данных.
Основные исходные данные для моделирования: определение геометрических размеров пласта; данные о пористости; информация о насыщенности и капиллярном давлении; данные об абсолютной проницаемости; данные об относительных фазовых проницаемостях.
Главная цель исследования пласта – предвидение его состояния и формирование методов роста конечной добычи нефти. В традиционной теории разработки изучают объекты, для которых нет возможности полностью учитывать изменения характеристик пласта и флюидов во времени и в пространстве. При моделировании с помощью вычислительных машин и высококачественных лабораторных исследований можно более подробно изучить пласт путём разделения его на блоки и использования к каждому из них основных уравнений фильтрации. Программы, с помощью которых осуществляют необходимые расчёты, называются машинными моделями. Благодаря успехам, достигнутым с начала 50-ых годов в области вычислительной техники и математического обеспечения, в настоящее время стало доступным создание программ для моделирования некоторых весьма сложных процессов. Технология моделирования пластов постоянно совершенствуется, предлагаются новые модели для более сложных процессов разработки.
Моделирование нефтяных пластов – инструмент, дающий возможность специалисту основательнее исследовать механизм добычи нефти. При правильном его применении можно получить значимые результаты, но в то же время моделирование не может заменить инженерную деятельность. Машинные модели легко генерируют числа. Тем не менее, объяснить эти числа могут только личности, хорошо знающие математическую, численную и машинную модели.
Разработка нефтяных месторождений предполагает собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение знаний и навыков, накопленных в различных областях науки и инженерной практики. Одним из главных инструментов для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений углеводородов считается моделирование процессов извлечения нефти и газа. Увеличение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений связано как с совершенствованием техники, так и технологий разработки.
С помощью современного математического моделирования в виде постоянно-действующих геолого-технологических моделей появляется возможность в динамике отслеживать технологические показатели разработки месторождения углеводородов. Для каждого вида месторождения и предполагаемого метода воздействия на пласт предусмотрена та или иная математическая модель, позволяющая спрогнозировать несколько вариантов разработки и выбрать наиболее эффективный вариант, опираясь также и на экономические показатели.
Библиографический список
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/modelirovanie-neftyanyih-mestorojdeniy/
1. Дуркин, С. М. Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений (теория и практика) [Текст]: учеб. пособие / С. М. Дуркин – Ухта: УГТУ, 2014. – 104 с.
2. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1986. — 332 с.
3. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений // Монография 2010. — 325 с.
4. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. — 215 с.
5. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. – Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2007. – 661 с.
6. Математическое моделирование пластовых систем. Методические указания Тюменское отделение «СургутНИПИнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» 2011. – 211 с.
Институт природопользования
Кафедра геологии
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, Курсовая работа
по дисциплине «Нефтегазопромысловая геология»
___________ ___________________
число подпись
___________ ___________________
число подпись
Ханты-Мансийск 2017
Содержание
| Введение | ||
| 1. | Моделирование месторождений | |
| 2. | Модели пластов и процессов разработки | |
| 3. | Типы моделей пластов | |
| 4. | Основы методик построения моделей пластов по геолого-физическим и промысловым данным | |
| 5. | Моделирование процессов разработки | |
| 6. | Гидродинамическое моделирование как один из основных инструментов принятия решений | |
| 7. | Практическое использование моделирования | |
| Заключение | ||
| Библиографический список |
Введение
Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время инструментом для прогнозирования разработки месторождений углеводородов и мониторинга их эксплуатации. Созданы различные программные продукты и накоплен многолетний опыт их использования нефтегазовыми компаниями. Некоторые из них получили международное признание, в том числе и в России. Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Soft-ware Solution, Tigers, CMG. Среди отечественных программных продуктов наибольшее распространение получили LAURA, ГЕОПАК, ТЕХСХЕМА, TimeZYX-Пересвет. В основе этих моделей – результаты фундаментальных исследований в области общей геологии, гидродинамике и экономике, про-водящиеся специалистами различных стран.
На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли роль моделирования в повышении эффективности эксплуатации месторождений воз-растает в связи с бурным развитием эффективных компьютерных технологий и технических средств, значительным расширением числа технологий и методов, используемых для совершенствования процесса разработки месторождений, а также ухудшением ресурсной базы и состояния разработки месторождений, «старением» объектов обустройства, резким углеводородовеличением доли бездействующего фонда скважин, низкими дебитами и высокой обводненностью продукции, неравномерным распределением в объеме продуктивного пласта остаточных запасов нефти и т.д. Для эффективного применения той или иной технологии необходимо предварительное её теоретическое апробирование. Одним из способов такого апробирования является построение гидродинамической модели процесса разработки.
При продолжительной эксплуатации месторождения в условиях развитой и многократно модифицированной системы разработки значительно усложняется выявление участков с невыработанными остаточными запасами нефти. Поиск рассредоточенных зон с подвижными остаточными запасами является задачей, решение которой находится с помощью детального воспроизведения процессов вытеснения флюидов в пласте за весь период эксплуатации. Современный подход к оптимизации системы разработки включает в себя создание постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) месторождения и поддержание её в актуальном состоянии с возможностью оперативного пополнения текущими данными. С появлением ПДГТМ возникла потребность в создании автоматизированных систем проектирования, способных анализировать текущее состояние и генерировать набор геолого-технологических мероприятий (ГТМ) различных вариантов разработки, проводить оптимизацию режимов работы скважин и выдавать рекомендации наиболее эффективной стратегии выработки остаточных запасов. Таким образом, решение задач по созданию автоматизированных систем автоматизированного проектирования ГТМ для эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов нефтяной залежи является актуальным направлением исследования.
С развитием нефтедобывающей отрасли, роль геолого-технологического моделирования возросла. Параллельно с развитием высокопроизводительных вычислительных средств расширяются технологические возможности для создания новых методов управления разработкой. В развитие теоретических основ и практических методов математического моделирования большой вклад внесли следующие ученые и специалисты: В.Д. Булыгин, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахитов, В.А. Данилов, В.И. Дзюба, Ю.П. Желтов, М.Ю. Желтов, С.Н. Закиров, Р.Д. Каневская, В.С. Ковалев, А.В. Насыбуллин, Р.Х. Низаев, В.Р. Сыртланов, И.Н. Хакимзянов, А.Н. Чекалин, А.Х. Шахвердиев, и др. В последнее время популярность приобретают потокоотклоняющие технологии. Эти методы основаны на изменения направлений движения жидкостей в пласте при оптимизации системы заводнения и поддержании пластового давления (ППД).
Признанными авторитетами в этой области являются многие ученые, такие как И.М. Бакиров, А.Ф. Блинов, И.В. Владимиров, Р.С. Хисамов и др. Большой вклад в совершенствование системы разработки нефтяных месторождений внесли Р.Г. Абдулмазитов, Р.Н. Дияшев, В.Г. Иктисанов, В.Д. Лысенко, Р.Х. Муслимов, Н.Н. Непримеров, Р.Т. Фазлыев. Перспективным направлением исследования является разработка методов автоматизированной оптимизации системы разработки нефтяного месторождения на основе геолого-технологического моделирования.
В качестве средства управления, моделирование позволяет более эффективно использовать потенциал действующей системы разработки и найти наиболее оптимальный вариант эксплуатации месторождения. Преимущество моделирования заключается в том, что оно дает возможность в единой системе комплексно проанализировать все тесно взаимосвязанные между собой характеристики пластов и флюидов.
На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли, доля моделирования в области повышения эффективности эксплуатации месторождений возрастает параллельно с развитием высокопроизводительных вычислительных средств; расширением технологических возможностей и созданием новых технологий.
Моделирование месторождений
Моделирование пласта необходимо для инженеров-нефтяников, чтобы получить текущее состояние пласта, который содержит углеводородов, и спрогнозировать его поведение при различных условиях эксплуатации. Это связано с необходимостью оценить и свести к минимуму риски по выбранному проекту добычи углеводородов (который может требовать капиталовложений на сотни миллионов долларов) [6].
Модель пласта – это система количественных представлений о его качественных геолого-физических свойствах, используемая в расчётах [3].
Основные требования к модели:
1. Модель должна быть достаточно простой для понимания.
2. Модель должна быть адекватна рассматриваемым объектам и процессам.
— данные сейсмических исследований;
— результаты геофизических исследований скважин (ГИС);
— данные лабораторных исследований (как свойств породы, так и пластовых флюидов);
— интерпретация результатов гидродинамических исследований (ГДИ);
— анализ результатов разработки для разрабатываемых залежей;
— ряд специальных исследований.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные, вероятностно-статистические и физические [4].
Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся как можно точнее воспроизвести фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель предполагает наличие причинно-следственной связи событий, и 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.
Наиболее применимы следующие модели: Шлюмберже (Schlumberger): Petrel- 3D геологическое моделирование, Eclipse -3D гидродинамическое моделирование. ROXAR (Норвегия): IRAP RMS — 3Д геологическое моделирование, TMP MORE -3D гидродинамическое моделирование.
TimeZYX (Россия): 3D геолого- гидродинамическое моделирование. DV (ЦГЭ -Россия) – 3D геологическое моделирование.
Вероятностно-статистические модели ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.
Идеальный грунт — это модель пористой среды, поровые каналы которой представлены в виде тонких цилиндрических трубок одинакового диаметра с параллельными осями (штабель трубок тока).
Фиктивный грунт (модель Cлихтера) — это модель пористой среды, поровые каналы которой представлены в пустотах между шариков одинакового размера.
Фильтрация – движение жидкостей, газов и их смесей через твердые тела, содержащие связанные между собой поры, трещины и/или каверны.
Для определения различных физических характеристик пласта при моделировании пользуются континуальным подходом. При таком подходе реальная пористая среда разбивается на несколько фиктивных континуумов и рассматривается один из них. Для каждой точки выделенного элемента можно определить как переменные, так и параметры, которые будут рассматриваться как непрерывные функции пространственных и временных координат. К примеру, пористость — доля элементарного объёма не занятого твёрдой фазой. В случае, если выделенный элементарный объём соизмерим с величиной размера пор, то пористость равна нулю. При дальнейшем увеличении элементарного объёма значение пористости будет изменяться, пока не достигнет своего представительного значения, т.е. такого значения, при котором значение пористости будет большим по сравнению с величиной пор, но малым по сравнению с размерами среды.
Принимается, что значение пористости в каждой точке пласта соответствует её представительному значению для элементарного объёма, содержащего эту точку.
Пористость функционально изменялась при увеличении элементарного объёма и при каком-то его значении достигла представительного значения, которое и будет использовано в дальнейшем.
Аналогичным образом определяются и другие физические параметры пласта.
