Научные принципы и применение современных технологий геофизических исследований эксплуатационных скважин для контроля за динамикой разработки нефтегазовых залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.12, доктор технических наук Ипатов, Андрей Иванович

• Ипатов, Андрей Иванович
• доктор технических наук
• 1999

Оглавление диссертации доктор технических наук Ипатов, Андрей Иванович

Введение.

1 Характеристика объектов промыслового и геофизического контроля на разных стадиях разработки месторождений нефти и газа.

1.1 Эксплуатируемые продуктивные пласты.

1.1.1 Особенности геологического строения продуктивного пласта.

1.1.2 Гидродинамические процессы в пласте.

1.2 Эксплуатационные скважины.

1.2.1 Классификация объектов ГИС-контроля.

1.2.2 Характеристика стадии нарушения эксплуатационных свойств.

1.3 Разрабатываемые газонефтяные залежи.

1.3.1 Особенности построения геологической модели залежи углеводородов

1.3.2 Особенности разработки залежей.

1.4 Объекты системного контроля при гидродинамико-геофизическом мониторинге за разработкой месторождений.

Выводы.

2 Анализ информативности и развитие современных методов и технологий промыслово-геофизического контроля за разработкой месторождений нефти и газа.

2.1 Информативные возможности традиционных методов геофизического контроля и ГИС-контроля.

2.1.1 Возможности использования радиоактивных и других традиционных методов и технологий для оценки текущего насыщения и прослеживания динамики движения контактов в продуктивных пластах обсаженных скважин.

2.1.2 Возможности использования методов ГИС для оценки технического состояния эксплуатационных скважин.

2.1.3 Возможности использования гидродинамико-геофизических методов для решения типовых задач геофизического контроля в эксплуатационных скважинах.

2.2 Скважинная барометрия как основополагающий метод современного промыслово-геофизического контроля в обсаженных эксплуатационных скважинах.

2.2.1 Современная аппаратурная и метрологическая база метода барометрии.

2.2.2 Информационные возможности скважинной барометрии

2.2.3 Информативные возможности барометрии в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

2.2.4 Информативность барометрии в различных условиях измерений, краткая характеристика условий измерений.

2.2.5 Основные задачи, решаемые методом барометрии в скважинах

2.2.6 Повышение информативности метода при комплексирова-нии.

2,3 Использование барометрии с комплексом геофизических методов исследований для решения наиболее сложных задач геофизического контроля эксплуатации скважин.

2.3.1 Оценка поинтервальных динамических параметров в пласте и в стволе скважины (включая ФЕС, потенциальную продуктивность и дебиты притока).

2.3.2 Определение расходных фазовых параметров фонтанных скважин со стабильным дебитом.

2.3.3 Определение параметров фактической продуктивности в условиях многофазной продукции (совместная обработка результатов расходометрии и барометрии).

2.3.4 Оценка технического состояния в аварийных скважинах, оценка межпластовых перетоков (информативность барометрии при выявлении негерметичностей колонн, зумпфа и заколонных циркуляций флюидов).

2.3.5 Определение параметров обводнения в условиях многопластовой залежи ( информативность метода барометрии при выявлении интервалов поступления воды в ствол действующей скважины).

Выводы.

3 Технологическое и информационное обеспечение промыслового и геофизического контроля разработки газовых и нефтяных залежей на основе "динамического анализа".

3.1 Основные принципы "динамического анализа" данных промыслового и геофизического контроля.

3.1.1 "Динамический анализ" - как путь развития геолого-промыслового контроля.

3.1.2 Задачи "динамического анализа" при изучении основных эксплуатационных систем.

3.1.3 Динамические аспекты технологии контроля сложных в эксплуатации пластов и скважин.

3.2 Оптимизация движения информационных потоков при проведении промыслового и геофизического контроля.

3.2.1 Характер движения информационных потоков в ГИС-контроле.

3.2.2 Подготовка результатов интерпретации для обеспечения уровня обобщающей обработки данных ГИС-контроля на примере усовершенствованной версии автоматизированной системы "Геккон+".

3.2.3 Конвертирование результатов ГИС-контроля через "объединенный" формат.

3.3 Структура и оптимальные способы документирования и хранения результатов комплексных промысловых и геофизических исследований с учетом работы объектов (пластов и скважин) на разных стадиях.

3.3.1 Оптимизация хранения геолого-промысловой информации с целью обеспечения уровня обобщающей интерпретации

3.3.2 Принципы организации структуры глобальной базы данных для документирования исходных и результирующих материалов ГИС-контроля с целью их анализа в процессе разработки месторождений нефти и газа.

3.3.3 Способы приписывания поинтервальных и пластовых параметров в базы данных.

3.4 Результаты разработки автоматизированной информационно-аналитической системы "Диана-контроль" для ведения мониторинга эксплуатации месторождений и ПХГ по результатам контроля

3.4.1 Необходимость разработки системы "Диана-контроль".

3.4.2 Структура системы "Диана-контроль" и ее функциональные особенности.

3.4.3 Значение "динамического" планшета для работы системы "Диана-контроль".

3.5 Принципы обучения пользователей программного обеспечения

ГИС-контроля овладению методом "динамического анализа".

Выводы.

4 Развитие новых технологий геофизических исследований скважин при контроле за динамикой разработки нефтегазовых месторождений на основе применения нетрадиционных способов измерений и нестандартного аппаратурного обеспечения.

4.1 Усовершенствование скважинных информационно-измерительных систем для оценки расходных параметров в условиях многофазной продукции.

4.1.1 Усовершенствование устьевых информационно-измерительных систем с целью оценки суммарных расходных параметров при многофазной продукции.

4.1.2 Усовершенствование глубинных информационно-измерительных систем с целью оценки суммарных расходных параметров при многофазной продукции.

4.1.3 Спектральная технология оценки динамических параметров в обсаженных добывающих скважинах - еще один уровень комплексной интерпретации.

4.2 Физические основы метода электромагнитной локации притоков и движений вод ЭЛДВ.

4.2.1 Экспериментальные наблюдения за возникновением электромагнитных полей в обсаженных скважинах.

4.2.2 Теоретические основы и области применения метода ЭЛДВ

4.2.3 Информативность электромагнитной локации в нефтяных и газовых обводняющихся скважинах.

4.2.4 Спектральный частотный анализ результатов электромагнитной локации.

4.3 Флуктуационный и корреляционно-флуктуационный методы измерений пульсаций параметров давления и плотности в скважинах

4.3.1 Обоснование методик низкочастотных флуктуационных измерений

4.3.2 Модификации флукгуационного метода на фиксированных точках и по глубинным профилям.

4.3.3 Технология организации интерпретации амплитудных и частотных спектров во флуктуационном методе.

4.3.4 Опробование флуктуационного метода в скважинах, эксплуатирующихся в режиме барботажа.

4.4 Количественные оценки эксплуатационных параметров в горизонтальных скважинах.

Выводы.

5 Апробация комплексной технологии анализа результатов ГИС при контроле за динамикой разработки нефтегазовых залежей.

5.1 Анализ состояния и эффективности разработки Нонг-Еганского нефтяного месторождения.

5.1.1 Характеристика ПГК на месторождении, решаемые задачи

5.1.2 Анализ характеристик пластов, диагностика процессов выработки

5.2 Анализ состояния и эффективности разработки Покамасовского нефтяного месторождения.

5.3 Анализ причин снижения эффективности разработки нефтяной оторочки в южной части Уренгойского ГКМ.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научные принципы и применение современных технологий геофизических исследований эксплуатационных скважин для контроля за динамикой разработки нефтегазовых залежей»

Актуальность проблемы

Фактическое начало активному формированию ГИС-контроля (контроля за разработкой нефтегазовых месторождений методами ГИС) в России (СССР) дала разработка Туймазинского нефтяного месторождения, где начали применять искусственный способ заводнения. Это потребовало вести контроль за перемещением водо-нефтяного контакта (ВНК) в обсаженных металлическими колоннами скважинах.

Одновременно в конце 40-х годов после напряженных усилий многих исследователей удалось разработать и реализовать на практике метод нейтронного каротажа (НК), информативность которого уже была до этого известна по работе Понтекорво (1941). История отечественного развития этого метода [121] явилась примером успешной консолидации ученых разных направлений: физиков- ядерщиков (Флеров Г.Н.), гидродинамиков (Лапук Б.Б.), геофизиков (Дахнов В.Н., Комаров С.Г., Холин А.И. и др.) и разработчиков аппаратуры (Раскин P.M., Полак Л.С. и др.).

Замеры нейтронных параметров в виде систематических наблюдений за движением фронта закачиваемых вод особенную актуальность приобрели при эксплуатации Ро-машкинского месторождения в Татарии. Успех распространения методов ГИС-контроля на первом этапе в основном определялся развитием нейтронных методов (в конце 50-х - середине 60-х реализуется и развивается идея Флерова Г.Н. по созданию импульсного нейтронного метода - Беспалов Д.Ф., Бланков Е.Б., Дядькин И.Г., Запорожец В.М. [113], Кантор С.А., Шимелевич Ю.С. [372], Кожевников Д.А. [181], Ларионов В.В. [222], Резванов P.A. [294,296], Поляченко А.Л. и др.).

Определенное значение при контроле за разработкой месторождений в условиях закачки вод получили также ядерные методы наведенной активности и с использованием "меченной" жидкости (Алексеев Ф.А., Жувагин И.Г., Соколовский Э.В. и др.). В промышленности нашли широкое применение методика радиометрического контроля ВНК в наблюдательных и действующих скважинах.( Дворкин Л.И. [82], Орлинский Б.М. [264,265,266], Султанов С.А. [339], Хуснуллин М.Х. [356], Шапиро Д.А. и др.), различные способы радиометрического контроля.

В итоге на базе изучения и развития методов ядерной геофизики и других методов ГИС-контроля нефтяных месторождений была создана мощная отечественная научная и производственная база (МИНХ и ГП, ВНИИЯГГ, ВНИИнефть, БашНИПИнефть, УфНИИ, "Татнефтегеофизика", "Башнефтегеофизика", "ЗапСибнефтегеофизика", "Кра-снодарнефтегеофизика", позднее - ВНИИнефтепромгеофизика, ВНИИГИС, ВНИГИК), в становление которой внесли свой вклад многие другие ученые и специалисты. В их числе: Вендельштейн Б.Ю., Добрынин В.М., Кобранова В.Н., Латышова М.Г., Нейман Е.А., Золоева Г.М., Неретин В.Д., Черноглазое В.Н., Элланский М.М., Савостьянов H.A., Моисеев В.Н., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Коноплев Ю.В., Гулин Ю.А., Цлав Л.З., Со-хранов H.H., Басин Я.Н., Горбачев Ю.И., Петросян Л.Г., Денисов С.Б., Кошляк В.А., Фионов А.И., Козяр В.Ф., Яценко Г.Г., Фоменко В.Г., Блажевич В.А., Арбузов В.М., Дворецкий В.Г., Корженевский А.Г., Лаптев В.В., Свихнушин Н.М., Прямов П.А., Гуторов Ю.А., Кирпиченко И.В., Бикбулатов Б.М., Расторгуев В.Н., Глебочева Н.К., Завьялец А.Н., Рябов Б.М., Теленков В.Ф., Маркова М.Н., Швецова Л.Е. и др.

С началом разработки первых крупных газовых месторождений (Шебелинское, Газли и др.) и с сооружением подземных хранилищ газа (ПХГ) список решаемых задач значительно вырос с учетом необходимости организации контроля за контурами газоносности и определений текущей газонасыщенности у многопластовых залежей. В начале 60-х этим проблемам были посвящены работы Дахнова В.Н., Холина А.И. [280], позднее известны работы Бермана Л.Б., Неймана B.C. [17,119], Басина Я.Н. [12], Маргулова Г.Р., Омеся С.П., Пантелеева Г.Ф. [263], Абдуллаева K.M., Гергедава Ш.К., Резванова P.A. [1,58,294,295,296], Марьенко H.H. [227], Карцевой В.П., Полякова Е.Е. [276], Дворецкого [81], Романовской Н.С., Моргунова Н.С., Жардецкого A.B. и др.

Возросло также значение акустики для контроля за разработкой месторождений нефти и газа ( Кузнецов О.Л., Ивакин Б.Н., Карус Е.В. [119], Гуторов Ю.А. [76], Городнов A.B. и др. [97]). Основная направленность радиометрических и акустических методов в ГИС-контроле в целом может быть связана с определением текущих фильтрационно-емкостных свойств пластов (ФЕС).

Другим традиционным направлением ГИС-контроля стало развитие методов и технологий по изучению искусственных тепловых полей. Здесь было создано ряд групп (школ) исследователей, которыми подробно изучены многие аспекты применения термометрии в действующих скважинах: Казанская группа (Непримеров H.H., Марков А.Н., Саламатин А.Н. [254,255, 308], др.), БГУ (Дворкин И.Л. [84], Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. [42,43,44], Филиппов А.И. [351, 352], др.), МИНХ и ГП (Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И., Яковлев Б.А. [78, 100], Позин Л.З. [274], Широков В.Н, Кременецкий М.И. [193,194], Резванов P.A. [207], Чемоданов В.Е. [361], Кульгавый И.А. [217], др.).

В настоящее время метод термометрии стал краеугольным при исследованиях эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. Основные задачи связаны с оценками : работающих толщин, состава притока, технологических особенностей в работе скважин. Информативность метода также очень важна и при оценке технического состояния скважин ( включая : выявление перетоков, поиск негерметичностей и т.п.).

Следующим (третьим) направлением ГИС-контроля можно считать гидродинамические методы исследований. Фактически эти методы базируются на тех же физических уравнениях и принципах, что и термодинамика. У истоков термо- и гидродинамических исследований стояли одни и те же ученые (Чарный И.А. [359], Чекалюк Э.Б. [360], Че-ременский Г.А. [362] и др.). Однако, исторически сложилось так, что если искусственными тепловыми полями больше занимались геофизики, то основные работы по изучению поля давлений в пласте и в скважине были сделаны учеными - промысловиками ( Алиев З.С., Гриценко А.И., Зотов Г.А. [6,7,69-70,115,124], Коротаев Ю.П. [98,188], Ермилов О.М. [102-104], Бузинов С.А., Умрихин И.Д. [37], Гиматудинов Ш.К., Ширковский

A.И. [65,189,373], Закиров С.Н. [110-112], Кульпин А.Г., Мясников Ю.А. [218], Вольпин С.Г., Гутман И.С. [75], Сургучев М.Л. [347], Точигин A.A. [349], Басниев К.С. [15], Марон

B.И., Мищенко И.Т., Щелкачев В.Н. [376], Лапук Б.Б. и др.).

Этими же учеными были развиты различные гидродинамические методы и способы изучения фильтрационных свойств пластов по результатам измерений забойных давлений и дебитов притока (приемистости): КВД, КВУ, КСД, индикаторным кривым. В соответствии с данной автором трактовкой понятия "гидродинамико-геофизичеоких" методов исследований (ГГИ) [146], принадлежность этих видов измерений области ГИС очевидна. Определенное запаздывание по практическому внедрению конкретно метода барометрии в промысловой геофизике было связано с отставанием отечественной технической базы [148], но с конца 80-х годов уровень исследований барометрии службами ГИС стал соответствовать необходимым стандартам.

Основными решаемыми задачами по данному направлению традиционно считается : определение пластового давления, фильтрационных свойств пласта (гидро- и пьезо-проводности), продуктивности, дебита притока и т.п. Фактически же методы, которые промысловыми службами принято считать "гидродинамическими" ( у газовиков -"газодинамическими"), тесно связаны с комплексом методов, относимых промысловыми геофизиками к группе исследований по оценке "состав-притока". Все другие методы из указанной группы могут лишь дополнять или уточнять основные гидродинамические параметры (например - фазовый состав притока).

В данной области было выполнено ряд принципиальных изысканий ( Абрукиным А.Л. [3], Жувагиным И.Г., Комаровым С.Г., Черным В.Б. [107], Петровым А.И. [270], Фахрее-вым И.Ф. [24], Кривко H.H. [210,211], Лукьяновым Е.П., Труфановым В.В., Митюшиным

Е.М. [245-246], Хаматдиновым Р.Т. [354], Буевичем A.C. [38], Микиным М.Л. [243], Ле-витским К.О., Скопинцевым С.П., Ефременко H.A., Штейнбергом Ю.М., Багринцевым М.И., Бессудновым А.И. и другими) - более подробно см. в главе 2.

В связи с вышесказанным, автор еще в 1989 г. [129] предложил все эти методы отнести к единому направлению ГИС-контроля, назвав их "гидродинамико-геофизичес-кими" (ГГИ) методами (обоснование термина см. ниже). Автор также считает, что после реализации им для данных методов ряда способов количественной оценки фазовых расходных параметров принципиально изменились возможности использования всего направления при решении таких сложных задач, как определение интервалов притока воды в скважину, работающую многофазной продукцией. Здесь были реализованы косвенные методы оценки работы пластов с учетом всей сложности условий измерений (многофазности, многопластовости, возможного реверса ( противотока) фаз в условиях нестационарности процессов отбора и др.).

С появлением в 80-х годах многоканальной аппаратуры для действующих скважин в России сформировались стандартные комплексы исследований при ГИС-контроле. Их алгоритмическое обеспечение стало основой автоматизированных систем "Сиал-контроль", "Геккон", "Прайм", "Оникс". Были также обоснованы ИИС для комплексных исследований отдельных скважин (Валлиуллин P.A., Кременецкий М.И., Буевич A.C.).

Помимо перечисленных трех основных направлений, связанных с классификацией методов ГИС-контроля, некоторые исследователи отмечают также значительную постановочную зависимость большинства методов оценки технического состояния скважины (профилеметрии, дефектоскопии, цементометрии и др.) от основных задач и технологических принципов ГИС-контроля. При определенной автономности комплекса методов по оценке технического состояния скважин они могут быть классифицированы как еще одно направление ГИС-контроля.

Более того, в классификации методов ГИС-контроля не следует ограничиваться только перечисленными группами, т.к. информативность тех или иных методов ГИС-бурения также может быть расширена до области применения методов ГИС-контроля (например, при открытом забое или при использовании электромагнитных методов в случае частичной обсадки скважин стеклопластиковыми трубами).

На рис. 1. представлена схема, частично иллюстрирующая развитие во времени основных направлений ГИС-контроля в России. В качестве определяющих ход развития ГИС-контроля событий следует назвать начало разработки крупнейших месторождений, а также достижения в области ГИС и смежных областях науки и техники.

Само развитие представлено по наиболее известным трудам ( преимущественно

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

Месторождения - обьекты гисконтроля

Туймазинское с законтурным заводнением

Ромаикинское

Влияние достижений в области ГИС и др. областях СИСТЕМНЫЙ КОНТРОЛЬ (ОБОБЩЕНИЯ) ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ

Нейтронные методы ГИС [222, 296.181, др.1

Основы гидродинамики [228,376„др.]

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСН(

И ГИС

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИЗМЕРЕНИЙ ГИС

СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И МЕТРОЛОГИИ

АЛГОРИТи мы комп- . ЛЕКСНОЙ ! ИНТЕРПРЕ-] ТАЦИИ I

ИНФОРМА-' ЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ, РЕГЛАМЕНТЫ дахнов в.й., Дьяконов Д И. [781

ПХГ России

Шебелинское

Термометрия [78,100, 274,360]

Месторождения Краснодарского края о Чарный

Методы оценки тех. состояния скважин

Оренбургское методы потоко-метрии(18В]

Движение многофазных потоков [92, 71,80,98,99,220,318, 350,377)

Начало использования ЭВМ в ГИС о позии Л.З [274] Жувагин И.Г. Орлинский 1 Б.М. [2651 1 о Чекалкж Э.Б. [360]

Череменский Г.А.13631 о Сургучев о Непримеров М.Л. 13401 Н.Н.ДР 12541 # Запорожец В.М. [113] о Блажевич В.А.,др. [24]

Басниев К.С. [14]

• Абдулаев

К.М. 111

Медвежье

Развитие шумометрии [397.9,1901

- Саламатин А. И. о Султанов С.А. [3391

Самотлор

Уренгойское (сеноман!

Методика: "К-В-К" 1256,237,3461

Акустический метод ГИСЦ19,179.3431 Швецова Л.Е. 13701 берман Л.Б. 1171 Гергедава Ш.К. 1581 о Басин Я.Н.,Кузнецов О.Л., ЯРо Кожевников ДА. [1811 о Гулин Ю.А. [731

Газогидродинамические методы [124,6,37,69, 115,218,220!

Физика нефтяного, газового пласта[651

Уренгойское (валанжин)

Интерпретация ГИС 177,1251

Развтитиев ГИС микропроцессоров

Многоканальная аппаратура и датчики

Оценка подсчетных параметров 147,481 о Орлинский Б.М. 1264,2661 о Череменский Г.А. 13621 + Кривко Н.Н. [210] + Кременецкий М.И. [193] Стрельченко В.В. [3381 Деткова Н.В.[911 о Жувагин И.Г др 11071 + Фролов Е.Е. [353] о Петросян Л.Г. 12711 о Абрукин А. Л. [31 чемоданов В.Е. [361] о Вен-дел ьшгей н Б.Ю., Резванов Р.А. [48]

-•- Булатов-А.В. [40] $ ГОСТ терминов 1681 $ Руководство 13041 о Петров А.И. ¡270) о Кошляк В.А.ДР.11911

И.С. 12211 о Резванов РА [294] Виноградов о Денисов С.Б 1871

К В. [62]

ЩиерА.М. [358]

5 РД [54, 2911

Отраслевая инсгрукция[1241

РД по гидро-инамике 11221

Разработка серо-водородосодержащих месторождений 1151 о Сидоров В.А. [314]

Новые методы точечной оценки фазовых дебитов 128-35.105.208.2

Создание бортовых геофизических ЭВМ Рамазанов А.Ш.

Мациевс-кий Н.С. 12321

Валиуллин Р.А. 1431 о Берман Л.Б. [18] о Хуснуллин М.Х. 13561 н Дворкин В.И. 1831 Филиппов А.И. 13521 о Валлиулин Р.А., др. [441 о Кузнецов Г.С. и др. 1571 $Технология 13471

ВТ Бессуднов А.И. 1201 Пайков Л.Л. [2681 юисеенко А.С. [249]

Поляченко

АЛ. + Марьенко н.н! [227] Журавлев Б.К. 11081

I- Киляков В.Н. ипатов А.И. [129] о Моисеев В.Н. 12481 Басин ЯН.

Реконструкция Самотлора

Развитие в ГИС глобальных баз данных Масленников В.В. [2291 Позина Н-П. [275] Крутова Т.Е. 12141 РуКОВОДСТВО 12421 Мирочник К-Д. [2441 о Моисеев В.Н. [248) $ Руководство 12411 $ Руковод-СТВО[3051

Б Справочник [981 $Технич. ин-струкц.[3451 $ Комплексы 11851

Рекомен-даиии[2371

В Справочник [1251 $ Справоч-никГЗЗб! $ МетодичёГ ские рекомендации [561 $ Руководство [2401

Развитие бортовых компьетеризиров анных станций ГуторовЮ.А.[76] о Золоева Г.М. [114] Коноплев Ю.В. й Валлиулин Р.А. [42] о Ипэтов А.И., др. [130,148] Кульгавый И.А. [2171 Черный В.Б. $ Руководство 1691 $ Инструкция ГЛАВ-НИВЦ [531 Берюшев С.Е. [231 # Кременецкий М.И. [192]

БуевИчА.С. # Поляков Е.ЕЛ276] $ Регламент ПХГ

Рис. 1

Некоторые труды, характеризующие развитие ГИС-контроля в России в 60-х - 90х годах. # - кандидатские и докторские диссертации, о -руководства, РД. Жирно, подчеркнуто - в РГУ нефти

Условные обозначения: +, монографии, $ - инструкции и газа, с участием РГУ нефти и газа. диссертациям), поэтому оно лишь условно отображает реальное положение дел в отрасли, где многие научно-технические достижения либо широко не публиковались авторами, либо публиковались с большими опозданиями. На примере представленной схемы автор видит определенную цикличность в развитии ГИС-контроля :

• системные обобщения по результатам комплексных исследований на конкретных месторождениях способствовали созданию новых методов ГИС, изучению их теоретических основ,

• развитие методов непременно сопровождалось созданием новых технологий проведения измерений и развитием метрологической базы для средств измерений,

• следующим этапом была разработка оптимальных алгоритмов индивидуальной и комплексной интерпретации новых данных, создание информационно-вычислительных комплексов, регламентирование всех аспектов вновь созданной информационно-измерительной системы (ИИС),

• апробация ИИС на принципиально новых объектах (месторождениях) служила толчком для новых коренных усовершенствований мониторинга месторождений.

Главной особенностью методов ГИС-контроля можно считать характерное влияние условий измерений на показания датчиков (т.е. влияние режима работы пласта, динамических изменений состава заполнителя ствола скважины и т.п.). В некотором предпочтении оказываются исследования наблюдательных (глухих) скважин с помощью радиометрии и термометрии. Однако и здесь абсолютной независимости показаний от условий измерений не существует, т.к. в ГИС-контроле изучается динамика временных процессов в пласте в течение всего периода разработки залежи.

Учитывая, что до настоящего времени наиболее изученными и хорошо проработанными направлениями для методов ГИС-контроля являлись первое (PK) и второе (термометрия), автор более подробно изучал и участвовал в практической реализации научных достижений, связанных с развитием ГГИ эксплуатационных скважин. Это во многом определило тематику диссертационной работы.

Принципиальным же ее отличием от известных работ P.A. Валиуллина и М.И. Креме-нецкого стало рассмотрение и решение задач не столько на уровне получения гидродинамической модели "скважина-пласты", сколько уже на следующем уровне гидродинамического моделирования - т.е. для системы "залежь-скважина".

Однако, на этапе обобщающей интерпретации использовался весь комплекс знаний о характеристиках пласта, скважины и залежи в целом. Рассмотрев основные закономерности движения промыслово-геофизической информации, автор пришел к выводу, что наиболее актуальной проблемой ГИС-контроля на современном этапе являлась низкая степень использования в промысловых целях данных многолетних геофизических исследований эксплуатационных скважин на разрабатываемых месторождениях. Особенно наглядно этот пробел выглядел по отношению к результатам комплексов ГГИ, где фактически не были вообице проработаны способы обобщения накопленной информации и ее последующего использования.

В связи с этим основной направленностью представленной диссертационной работы стало повышение информативности и результативности ГИС-контроля не только путем внедрения новых методов и технологий, но и путем получения новой дополнительной информации при более полном использовании уже существующих результатов исследований (при их площадном и временном анализе на основе специально разработанных структур хранения и документирования в глобальных базах данных).

К сожалению, пока существуют значительные пробелы в реализации системных подходов при ведении ГИС-контроля даже на крупных месторождениях. Поэтому на практике не всегда удается реализовывать все видимые потенциальные возможности про-мыслово-геофизического мониторинга. Так как целью работы автора было создание реально функционирующей информационно-аналитической системы для промыслово-геофизических наблюдений за разработкой месторождений нефти и газа (и за эксплуатацией ПХГ), то многие идеи преднамеренно пришлось "приземлить" до уровня объективно существующих на местах материалов исследований Цель работы заключается в повышении информативности геофизических исследований эксплуатационных скважин в процессе мониторинга разработки залежей нефти и газа путем создания новых способов скважинных исследований, а также на основе обобщающей обработки всей совокупности получаемых на месторождении данных. Основные задачи исследований :

1. Повышение роли геофизических исследований эксплуатационных скважин, включая гидродинамико-геофизические методы измерений, в системе наблюдений за разработкой месторождений и за эксплуатацией ПХГ.

2. Изучение особенностей движения геолого-промысловой информации в процессе выполнения мониторинга разработки месторождений на базе геофизических исследований. Обоснование и создание оптимальных структур, правил для хранения и документирования в глобальных базах данных всей совокупности данных о разрабатываемых залежах нефти и газа.

3. Разработка и создание автоматизированных программных средств для обеспечения полного цикла движения информации ГИС-контроля и выполнения анализа этих данных на любой стадии их накопления, с учетом состояния объекта.

4. Обоснование и создание алгоритмов количественных оценок работы пластов, скважин и залежи в целом, разработка и опробование методологии площадной и временной обработки результатов ГИС-контроля на уровне их обобщающей интерпретации по всей залежи.

5. Разработка и внедрение принципиально новых способов и измерительных устройств для оценок расходных фазовых параметров отдельных пластов и скважины в целом с целью расширения возможностей количественного анализа результатов стандартного комплекса ГИС-контроля в эксплуатационных скважинах.

Методика исследований

Решение поставленных задач было связано с теоретическими и экспериментальными исследованиями в лабораторных и полевых условиях. Моделировались и изучались процессы, связанные с поведением геофизических полей в пластах и в скважинах. Анализировались на ЭВМ информативность и достоверность исследований в зависимости от реальных условий измерений в эксплуатационных скважинах, а также производился анализ соответствия совокупности результатов промысловых и геофизических исследований динамическим процессам, происходящим на разрабатываемых месторождениях. Обобщались публикации отечественных и зарубежных ученых, результаты внедрения новых способов на производстве.

Достоверность научных выводов и рекомендаций автора устанавливалась путем сравнения теоретических изысканий или обобщений с результатами лабораторных и прямых скважинных промысловых испытаний, а также путем сопоставления результатов опробования технологий и устройств, разработанных автором, с данными замеров известных аналогов. Научная новизна

1. Предложена концепция и разработаны соответствующие принципы организации информационно-аналитической автоматизированной системы, опирающейся на развитую СУБД и предназначенной для мониторинга разработки месторождений нефти и газа путем промыслового и геофизического контроля за их разработкой. К основным принципам системы автором отнесены :

• универсализация результатов интерпретации ГИС-контроля с помощью специализированного "объединенного" формата;

• достижение полного цикла движения информации, включая обеспечение уровня обобщающей интерпретации и анализа результатов ГИС в динамике ;

• передача основной нагрузки при выполнении обобщающей и комплексной целевой интерпретации на графические средства "динамического" планшета ;

• фильтрация, селекция и структурирование информации при ее получении, передаче, хранении и документировании из глобальной базы данных;

• регламентирование правил приписывания определяемых по ГИС интервальных свойств для всего пласта (объекта);

• экспертиза результатов интерпретации на этапе их использования при анализе ;

• применение всего спектра графических средств для анализа информации промыслового и геофизического контроля в динамике ;

• привлечение обратных связей с целью обоснования сложных системообразующих количественных оценок и дополнительных повторных исследований ;

• активное вмешательство интерпретатора как в систему сбора первичной информации ( включая нестационарные технологии ГИС-контроля), так и в систему обработки этих данных в процессе многоуровенной обработки и анализа.

Правильность и эффективность концепции подтверждена в процессе разработки информационно-аналитической системы "Диана-контроль", а также результатами выполненных с ее помощью площадных обобщений по ряду месторождений Зап. Сибири.

2. Обоснована методология и разработаны алгоритмы определения расходных фазовых параметров по данным гидродинамико-геофизических измерений в эксплуатационных скважинах с многофазной продукцией. Показана универсальность метода барометрии при выполнении количественных оценок фазовых расходов разными способами, включая флуктуационный. Эффективность разработок подтверждена авторскими свидетельствами и патентами РФ [153,154,170,199].

3. На базе флуктуационного способа ( патент РФ [154] ) разработаны спектральные подходы изучения наиболее сложных данных ГИС-контроля ( включая результаты исследований в горизонтальных скважинах), которые обоснованы в качестве нового уровня комплексной интерпретации данных.

4. Предложен принципиально новый метод низкочастотной электромагнитной локации движений вод и показана его практическая значимость при решении основных задач ГИС-контроля в обсаженных нефтяных и газовых скважинах. Эффективность метода подтверждена патентами РФ [138,139].

Основные защищаемые научные положения сводятся к следующему : 1. Реализация уровня обобщающей автоматизированной интерпретации результатов

ГИС-контроля совместно с геолого-промысловыми данными и обеспечение динамического анализа этих данных - необходимые условия полного цикла движения геофизической информации при контроле разработки месторождений нефти и газа. Получение максимально возможной геофизической информации на конечной стадии обеспечивает информационно-аналитическая система обобщающей интерпретации и мониторинга разработки месторождений, включающая: структуру глобальной базы данных для хранения и документирования промысловых и геофизических данных, приписанных к пласту или к скважине; загрузчик ("объединенный" формат) для исходных данных; блок экспертных оценок (база знаний); блок графических приложений с "динамическим" планшетом; функционирующий по принципу обратной связи блок сложной системообразующей количественной интерпретации данных.

2. Применение гидродинамико-геофизических методов в эксплуатационных скважинах обеспечивает надежное определение суммарных и по-интервальных фазовых истинных и расходных параметров, что позволяет количественно оценивать для двух-и трехфазной продукции состав притока из многопластовой залежи. Наиболее информативными являются результаты барометрии, для которого правомерна обработка исходных данных разными способами : - путем решения уравнений движения, состояния и неразрывности многофазного потока; - путем стохастического анализа амплитудно-частотных характеристик флуктуаций параметра давления на точке во времени или по глубине во времени; - путем использования "карт структур" потока при комбинации с результатами других методов состава.

3. Изучение спектров амплитудно-частотных распределений анализ исходных данных помимо барометрии может быть применено и к другим методам ГИС в эксплуатационных скважинах. Это - новый дополнительный уровень комплексной интерпретации. Наиболее актуально применение спектральных способов обработки результатов гидродинамико-геофизических измерений для наиболее сложных случаев условий измерений : при пульсирующем режиме газожидкостного потока, в наклонных или горизонтальных участках ствола.

4. При определении мест притока пластовых вод в ствол эксплуатационной скважины и частично при оценке зон заколонных и внутриколонных перетоков воды в действующих газовых и нефтяных скважинах информативны низкочастотные (0.1-8.0 кГц) измерения естественных электромагнитных нестационарных полей. Физическая природа наблюдаемых явлений определена фильтрационными процессами воды в продуктивных пластах и возможной вибрацией обсадных колонн. Информативность частотных диапазонов связана с типом и характером движения пластовых вод.

Основными защищаемыми результатами являются :

1. Единая технология и программно-методический комплекс обработки данных ГИС-контроль на ЭВМ, реализующие количественное определение расходных фазовых параметров в эксплуатационных многопластовых скважинах, работающих двух- и трехфазной продукцией в условиях стационарного, пульсирующего и нестационарного режима работы объектов.

2. Принципиальная схема устройств, предназначенных для выявления интервалов и параметров движения пластовой воды в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах методами диспергации потока и глубинной локации в них электромагнитных естественных полей.

3. Структура и элементы информационно-аналитической системы "Диана-контроль", структуры глобальных баз данных "Сигма" и "Диана", обеспечивающих возможности ведения обобщающей интерпретации с результатами ГИС-контроля, анализ в динамике результатов системного промыслового и геофизического контроля разработки месторождений нефти и газа, информационное насыщение при построении динамических моделей скважины, пласта и залежи, целевое документирование всей совокупности промысловых и геофизических данных, передачу необходимой информации для дальнейшего геомоделирования месторождения.

Практическая значимость работы

1. Разработанная по инициативе автора информационно-аналитическая автоматизированная система обобщающей интерпретации данных ГИС-контроля и мониторинга разработки месторождений использовалась в 1996-1999 г. при выполнении обобщений промысловых и геофизических результатов исследований по следующим месторождениям: Уренгойскому ГКМ (зона с нефтяной оторочкой), Нонг-Еган-скому, Покамасовскому.

2. Разработанная автором иерархическая структура хранения и документирования данных ГИС для нефтяных и газовых скважин легла в основу глобальной базы данных комплексов "Сигма" (1995-1998 г.), "Диана" (1998-1999 г.), а также может быть использована в качестве базовой для создаваемой Отраслевой Геолого-геофизической Информационной Системы "ОГГИС" РАО "Газпром". Для обеспечения передачи скалярных данных и результатов ГИС-контроля разработан специальный объединенный текстовый формат [158].

3. Разработанные автором способы и алгоритмы оценки расходных параметров для эксплуатационных скважин (включая объекты горизонтальных скважин) реализованы в версиях интерпретационной системы "Геккон" (эксплуатируется начиная с 1988 г. на геофизических предприятиях РАО "Газпром" и ряде других геофизических служб, обслуживающих нефтяные месторождения). Начиная с версии "Геккон+" (1998 г.) указанный блок программ может функционировать уже как самостоятельная интерпретационная система ГИС-контроля.

4. Реализация многоканального устройства электромагнитной локации движений вод в серийных масштабах предусматривается планом работ СКТБ ГП и НПФ "Контакт" (г. Кимры). Планируется использование соответствующих датчиков и в аппаратуре контроля за акустическим воздействием (г. Раменское, ВНИИЯГГ). Начата также совместная работа в данной области с фирмой "БсЫитЬегдег".

5. Элементы разработок автора были использованы при составлении следующих отраслевых руководств и инструкций:

• Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами. Методические рекомендации. М., "Газпром", 1991, 160 с.

• Временная инструкция о порядке, составе и форматах представления информации каротажа скважин в Государственный банк цифровой геологической информации. М, ГЛАВНИВЦ МПР России, 1997, 134 с.

• Проект стандарта ЕАГО "Геофизические исследования при контроле за разработкой месторождений", 1999 г.

• Подсистема автоматизированной обработки данных ГИС-контроль "Геккон-4". Инструкция пользователя. ГИЦ "Центргазгеофизика", 1995 г.

• Инструкция пользователя системы "Геккон+" (с приложениями).М., ГАНГ, 1998 г.

• а также инструкций отдельных геофизических предприятий ("Севергазгеофизика", "Оренбурггеофизика" и др. [240 и др.]).

Реализация в промышленности

Разработанные автором или при участии автора новые методы и технологии исследований эксплуатационных скважин, а также способы количественной обработки получаемых данных позволили создать на их основе соответствующее алгоритмическое и программное обеспечение для материалов ГИС-контроля. Программное обеспечение, созданное автором или по разработанным им алгоритмам, включено в автоматизированные системы интерпретации данных ГИС-контроля двух уровней : 1) Информационно-измерительные системы "Геккон" и "Геккон+", обеспечивающие уровень комплексной интерпретации ; 2) Информационно-аналитическая система "Диана", обеспечивающая уровень обобщающей интерпретации и "динамического анализа" результатов ГИС-контроль совместно с геолого-промысловыми данными.

Автоматизированные системы "Геккон" и "Геккон+" к настоящему времени внедрена на большинстве геофизических предприятий, структурно входящих в ОАО "Газпром" ("Газпромгеофизика", "Севергазгеофизика", "Оренбургеофизика", "Мосгазгеофизика", "Центргазгеофизика", "Норильскгазгеофизика", "Вуктылгазгеофизика" и др.), а также на ряде предприятий, традиционно обслуживающих нефтяные месторождения России (ЦГЭ Минтопэнерго, "Ноябрьскгеофизика", "Синкогеофизика" и др.).

Автоматизированный программный комплекс "Диана" является преемником известного программного комплекса "Сигма", функционирующем на ряде нефтегазодобывающих организаций. В настоящий момент он специально доработан при участии автора для использования как в промысловых, так и в геофизических службах. Комплекс "Сигма-Диана" уже апробирован на совокупных промыслово-геофизических материалах по ряду нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири и готовится для передачи в промышленное использование таким геофизическим предприятиям, как "Севергазгеофизика", "Оренбурггеофизика", "Газпромгеофизика", др.

Другой стороной внедрения разработок автора является его непосредственное участие в подготовке, методическом сопровождении и передаче на производство ряда отраслевых методических руководств, включая : "Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами" (М., "Газпром", 1991); "Подсистема автоматизированной обработки данных ГИС-контроль "Геккон-4", Инструкция пользователя (Кимры, ГИЦ "Центргазгеофизика", 1995); "Временная инструкция о порядке, составе и форматах представления информации каротажа скважин в Государственный банк цифровой геологической информации" (М., ГЛАВНИВЦ МПР России, 1997 г.), Инструкция пользователя системы "Геккон+" (с учебными приложениями).М., ГАНГ, 1998 г.

Массовое распространение разработок в промышленности обеспечивало их многолетнее (1990-1999 г.) использование при составлении автором программ обучения студентов-геофизиков и при ведении им занятий курсов специализации на кафедре ГИС РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина ("Геофизические методы контроля разработки месторождений нефти и газа", "Информационные системы контроля разработки месторождений нефти и газа", "Автоматизированная обработка данных контроля разработки нефтегазовых месторождений", др.), а также постоянно действующих соответствующих курсов повышения квалификации в УИЦ РГУ НГ. Материалы научной работы автора использованы при составлении 9 учебных пособий МИНГ, ГАНГ, РГУ НГ, УИИ.

Апробация работы

Основные результаты работы автора были представлены в виде 22 печатных докладов, обсуждались на ряде научно-технических конференций, научно-технических отраслевых советах и семинарах, включая : конференции молодых ученых ( Оренбург, 1985, Москва, 1987 г.), региональные конференции «Проблемы локального прогноза и разведки нефти и газа Западной Сибири" и "Разработка аппаратуры для промыслово-геофизических и геолого-технологических исследований на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири" (Тюмень, 1987 г.); научно-практическую конференцию "Компьютерные технологии ГИС" (Тверь, 1996 г.),"14-е Губкинские чтения" (Москва, 1996 г.), международный симпозиум "96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением" (Пекин, 1996 г.), Всероссийскую конференцию "Фундаментальные проблемы нефти и газа" (Москва, 1996 г.), "Актуальные проблемы нефтегазового комплекса России" (Москва, 1997 1999 гг.), 59-ю выставку и конференцию ЕАСЕ (Женева, 1997 г.), 2-й международный семинар по горизонтальным скважинам (Москва, 1997 г.), международный симпозиум (Уфа, 1998 г.), международную конференцию 5Р\Л/!А (Москва, 1998 г.), конференцию "Современные геофизические технологии контроля за разработкой месторождений и эксплуатацией ПХГ" (Тверь, 1998 г.), а также : семинары кафедры ГИС МИНГ (Москва, 1987 и 1989 г.), школу-семинар «Программное и аппаратное обеспечение проектных и геологических служб нефтегазовой отрасли», (Москва, ГАНГ, 1993 г.); презентационный семинар "Средства автоматизированной обработки информации в разведке и нефтегазодобыче" в рамках Международной выставки "Нефтегаз-94" (Москва, 1994 г.), НТС РАО «Газпром» "Состояние и пути повышения эффективности отраслевой геоинформационной подсистемы (сбор, обработка и хранение геофизических, геологических и других данных) и систем моделирования геологических объектов для оптимизации их разработки" (Москва, ВНИИГаз,1995 г.); семинар "Применение компьютерных технологий при производстве ГИС контроля разработки и КРС" (Нижневартовск, 1996 г.); научно-технических совещаниях предприятий «Севергазгеофизика» и ПО «Уренгойгазпром» (Новый Уренгой, 1987 -1997 г.), НТС ДОАО «Газпромгеофизика» ( Москва, Кимры , 1985-1998 г.), НТС ОАО «Газпром» "Об обеспечении ГИС горизонтальных и наклонных скважин" и "Использование компьютерных технологий для повышения эффективности разведки, строительства скважин, моделирования залежей, управления процессами разработки объектов УВС и ПХГ" (Тверь, 1998 и 1999 гг.).

Основные положения работы также подробно изложены в отчетах кафедры ГИС РГУ НГ и ее отраслевой лаборатории ("Проблем ГИС газовых скважин") за 1985-98 гг. Исходный материал

В основе диссертации 82 опубликованные работы, среди которых 1 монография, 7 обзоров, 9 учебных пособий, 8 патентов и авторских свидетельств на изобретения.

Материалы диссертации содержатся в 29 научных отчетах кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и др. организаций, переданных в 1983-1999 г. в фонды Минтопэнерго, РАО ГАЗПРОМ, геофизических предприятий ДОАО "Газпромгеофизика", др.

В диссертации представлены результаты разработок, преимущественно полученные автором в период с 1985 по 1999 год на кафедре ГИС РГУ НГ им. И.М. Губкина, преподавателем и докторантом которой являлся соискатель. Постановка данного направления исследований была осуществлена профессором В.М. Добрыниным и частично H.H. Кривко. Кроме того, в работе отражены задачи, изученные соискателем в период его работы в тематических партиях треста "Союзгазгеофизика" (до 1985 г.).

Автор выражает признательность за сотрудничество, консультации и помощь в работе с исходными материалами руководителям и специалистам геофизических предприятий: ДОАО "Газпромгеофизика" (Гергедава Ш.К., Акентьеву Е.П., Бродскому П.А., Петрову А.Н., Моргунову Н., Кульгавому И.А.), "Центргазгеофизика" (Жардецкому A.B., Ми-кину М.Л., Скопинцеву С.П.), "Севергазгеофизика" (Кравцову С.А., Кораблевой Т.Н., Третьяковой Л.И., Малахову В.В., Кузнецову С.Н.), "Оренбурггеофизика" (Деркачу A.C., Темиргалееву Р.Г., Савинкову A.B., Терентьевой H.A.), "Мосгазгеофизика" (Венско С.А., Кистенбойм М.С., Дахнову М.Г., Павлову А. , Осадько С.Н.), "Вуктылгазгеофизика" ( Широкову А.Н., Левитскому К.О.), "Кубаньгазгеофизика" (Михайлину A.C.), "Ноябрьск-геофизика" (Поздееву Ж.А.), "Пермьгеофизика" (Семенцову A.A.), "Нижневартовск-геофизика" (Теленкову В.М., Марковой М.Н., Прибору С.М.), "Сургутнефтегеофизика" (Глебочевой Н.К., Каменских Л.И.), Центральной геофизической экспедиции ( Шаев-скому О.Ю., Серковой М.Х., Дьяконовой Т.Ф., Забродоцкой О.Н., Шабельниковой Т.Г.), "ПетроАльянс" (Стенину В.П., Гантмахеру A.B.), НТФ "Контакт" (Морозову A.M.), "Синкогеофизика" (Мартынову М.Ю.), АО "СИАЛ" (Швецовой Л.Е., Аржиловской Н.Г.), ЗАО "Группа Сигма" (Рудову И.В.), НТП "НордСофт" (Аксенову С.Я.), АО "Горизонт" (Рукинову А.И., Лаштуну В.И.), ВНИИГЕОинформсистем (Блюменцеву A.M.), НТЦ "Кубаньгазпром" (Климову В.В.).

Определенную поддержку работе на разных этапах оказали специалисты-нефтяники и газовики : Кучеров Г.Г., Маринин В.И., Чвала В., Кошелев A.B. ("Уренгойгазпром"), Новожилов A.A. ("Норильскгазпром"), Тер-Саакян Ю.Г., Чупова И.М. (НТЦ "Надымгаз-пром"), Широкий H.A. (УриОНМ "Оренбурггазпром"), Вольпин С.Г. (ВНИИнефть), Пантелеев Г.Ф. (ВНИИГаз), Тонконог В.М. (Нижневартовск-АСУНефть), Шовкринский Г.Ю. ("ЦГЭ"), Шарифулин Ф.А., Сорокина О.И. ("Нижневартовскнефтегаз"),Фомин А.И. ("То-мскнефть"), Мицилявичус Т.Ф. ("Черногорнефть"), Кац P.M., Кундин B.C., Каневская Р.Д. (НИПП "Инпетро"), Пьянков В.Н. (СибНИИНП), Зубарев А.П. ("Севергазпром"), др.

Значительными были консультации и помощь коллег по кафедре ГИС РГУ нефти и газа : Вендельштейна Б.Ю., Кожевникова Д.А., Золоевой Г.М., Неретина В.Д., Стрель-ченко В.В., Широкова В.Н., Бессуднова А.И., Марьенко H.H., Извекова Б.И., Городнова A.B., Черноглазова В.Н., а также других ученых РГУ НГ: Алиева З.С., Ширковского А.И., Элланского М.М., ученых других научных институтов и ВУЗов : Резванова P.A. (ИПНГ АН), Горбачева Ю.И. (МГУ), Валиуллина P.A. (БГУ).

Особо автор хочет подчеркнуть вклад и поддержку своей работы со стороны научного консультанта профессора Добрынина В.М., и соавтора многих работ д.т.н. Креме-нецкого М.И., а также со стороны РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина ( ректор - Владимиров А.И.), предоставившего возможность работы над диссертацией в докторантуре университета.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения и приложения. Текст изложен на 378 страницах, включая 103 рисунка, 38 таблиц, список литературы из 399 наимен.

Заключение диссертации по теме «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», Ипатов, Андрей Иванович

ИНТЕРПРЕТАЦИОННАЯ СИСТЕМА ГИС-КОНТРО-ЛЯС ПОСТРОЕНИЕМ ПЛАНШЕТОВ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫМ ЗАКЛЮЧЕНИЕМ

ОБРАБОТКА ДАННЫХ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ Л

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И

ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОТДЕЛЬНО

ВЗЯТОЙ СКВАЖИНЕ

АНАЛИТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ДЛЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИС-КОНТРОЛЯ

ГИС-КОНТРОЛЬЗА ПРОЦЕССОМ ОСВОЕНИЯ ГИС-КОНТРОЛЬЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ГИС-КОНТРОЛЬЗА КАПРЕМОНТОМ

ОБЬЕКТ-ПЛАСТ

ОБЬЕКТ-СКВАЖИНА К

1\

ЭКСПЕРТНЫЕ СИСТЕМЫ : (ВЫДАЧА РЕКОМЕНДАЦИЙ И ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ИХ НАДЕЖНОСТИ)

ГЕОМОДЕЛИРОВАНИЕ

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ( ЗАПАСЫ, РАЗРЕЗЫ, КАРТЫ, КОНТАКТЫ, ДР. ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТОВ) ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ (ГИДРОПРОВОДНОСТИ, ХАРАКТЕР НАСЫЩЕННОСТИ И ПР.) МОДЕЛЬ РАЗРАБОТКИ (ПО ИНТЕГРАЛЬНЫМ И ПО-СКВАЖИННЫМ ПОКАЗАТЕЛЯМ)

Рис. 3.3.1.

Схема накопления и использования информации при проведении ГИС-контроля на месторождениях

ПРОГНОЗ КАЧЕСТВА ОСВОЕНИЯ АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ , ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ ГИС-КОНТРОЛЮ )

УТОЧНЕНИЕ ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ , ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ОБСАДКИ , ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТАЖА :

- негерметичности цементного кольца ,

- негерметичности цементного моста

ВЫЯВЛЕНИЕ НАРУШЕНИЙ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВ (ПО ПОРОДЕ), ОЦЕНКА СТЕПЕНИ УЛУДШЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ В ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ , ВЫРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОСВОЕНИЮ.

КОНТРОЛЬ ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ

ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ , ПРЕДЛАГАЕМЫХ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ,

ОЦЕНКА ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ И СОВЕРШЕНСТВА ВСКРЫТИЯ , УТОЧНЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ПРИ ВСКРЫТИИ ,

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАБОТАЮЩЕЙ МОЩНОСТИ ,

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА И СОСТАВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТОВ (включая отбор проб),

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ (ФЕС) ПЛАСТОВ ,

ВЫРАБОТКА ЗАКЛЮЧЕНИЯ О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ. V

КАПИТАЛЬНЫЙ

РЕМОНТ СКВАЖИНЫ

КОНТРОЛЬ ИНТЕНСИФИКАЦИИ

I. КОНТРОЛЬ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК (СКО)

- ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИНТЕРВАЛОВ, ПРИНЯЫВШИХ КИСЛОТУ ,

- ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИНТЕРВАЛОВ ПРИТОКА ПОСЛЕ ВЫПОЛНЕНИЯ СКО,

- ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ИНТЕРВАЛОВ.

II. КОНТРОЛЬ ДРУГИХ ВИДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПЛАСТ<£ (АКУСТИЧЕСКОГО, ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОГО И ПР. ВОЗДЕЙСТВИЯ)

- ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ДО И ПОСЛЕ ВНЕШНЕГО ВОЗДЕЙСТВИЯ,

- ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ПЛАСТОВ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ,

- ВЫРАБОТКА ЗАКЛЮЧЕНИЯ О ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ. В V

ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Рис.3.3.2 Задачи ГИС при контроле за освоением скважин

Рис. 3.3.3. Задачи ГИС при контроле за эксплуатацией скважин

ДИАГНОСТИКА ПРИЧИН КРС ПО ДАННЫМ ГИС

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ДВИЖЕНИЯ КОНТАКТОВ В ПРОПЛАСТКАХ, УТОЧНЕНИЕ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛА ПОСТУПЛЕНИЯ ВОДЫ В СТВОЛ СКВАЖИНЫ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОНН, ИСКУССТВЕННОГО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

ВЫЯВЛЕНИЕ ПРИЧИН УТЕЧЕК ГАЗА, ОБРАЗОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВБЛИЗИ ПОВЕРХНОСТИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ С ЗАКОЛОННОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ ФЛЮИДОВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИНЫ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТАДИИ ЗАВОДНЕНИЯ И СТЕПЕНИ

ВЫРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТОВ ОБРЫВА ЭЛЕМЕНТОВ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИЧИН ПОЛНОЙ ПОТЕРИ ПРОНИЦАЕМЫХ, СВОЙСТВ У ОТДЕЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ИЛИ ФИЛЬТРА

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ С АВАРИЙНЫМ СОСТОЯНИЕМ ЛИФТОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ (из-за отложений солей, гидратов и пр.)

ЗАДАЧИ КРС

ИЗОЛЯЦИЯ ЧАСТИ ОТДЕЛЬНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ИСКУССТВЕННОГО ЗАБОЯ

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА

ИЗОЛЯЦИЯ ВСЕГО ПЛАСТА

ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИНЫ

ПЕРЕВОД СКВАЖИНЫ ИЗ КАТЕГОРИИ ДОБЫВАЮЩЕЙ В ДРУГУЮ КАТЕГОРИЮ

ИЗОЛЯЦИЯ ВСЕГО ОБЬЕКТА РАЗРАБОТКИ С ПЕРЕВОДОМ СКВАЖИНЫ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ ДРУГОГО ОБЬЕКТА РАЗРАБОТКИ

ВОССТАНОВЛЕНИЕ (ИЗМЕНЕНИЕ) КОНСТРУКЦИИ ПОДЬЕМНИКА

ОЧИСТКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТИВНОСТИ КРС ПО ГИС

ОЦЕНКА

ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ

СТВОЛА

СКВАЖИНЫ И

ПОДЗЕМНОГО

ОБОРУДОВАНИЯ

ОЦЕНКА ПРОФИЛЯ И

СОСТАВА ПРИТОКА

ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ И

ПРОДУКТИВНЫХ

СВОЙСТВ

ПЛАСТОВ

Рис. 3.3.4. Задачи ГИС при контроле на стадии проведения капитального ремонта скважины (КРС) результатов ГИС-контроля, предлагается использовать определенный набор средств анализа и средств визуализации результатов (графических представлений). Средства графического представления могут быть составлены как отдельные "приложения" к ГБД ( характерный пример - набор карт, разрезов и другой графики у ГБД "Сигма"), так и дополнительно организованы в ИАС.

В табл. 3.3.3 и табл. 3.3.4 представлены некоторые оптимальные способы организации такого рода анализа ( в зависимости от временных и пространственных изменений) с помощью набора известных типов графических средств и построений. Однако необходимо учитывать, что формы анализа достаточно гибкие ( определяются индивидуальным характером каждого объекта), и поэтому нельзя заранее строго регламентировать весь ход работы по обобщению результатов ГИС-контроля.

Другим моментом использования материалов анализа является выдача рекомендаций, касающихся как организации дальнейшей эксплуатации скважины ( пласта), так и проблем оптимизации технологий по получению дополнительных данных в рамках изучаемого объекта. Объективным способом оценки полноты и надежности полученного окончательного заключения по скважине должен быть экспертный анализ на основе сравнения имеющихся в распоряжении интерпретатора результатов с положениями, составляющими набор справочников базы знаний. Схема организации и последовательности такого типа сравнительного анализа приведена на рис.3.3.5.

Фактически, экспертная система на данном этапе представления геолого-геофизической информации выполняет еще и регулирующую роль в движении информации. Без просчитывания степени надежности будущих заключений ( повторных ГИС), связанных с реальными условиями ГИС-контроля через модель гипотетических обработок, нельзя гарантировать достоверность информации в той степени, в которой это необходимо для выполнения геомоделирования.

Другим способом экспертизы результатов первичных расчетов для отдельных параметров может служить так называемый "графический калькулятор", позволяющий воспроизводить необходимые вычисления не в единичном виде, а для целых слоев информации ( пример - графическое воспроизведение комплексных параметров на карте путем преобразования исходных карт).

3.3.2 Принципы организации структуры глобальной базы данных для документирования исходных и результирующих материалов ГИС-контроля с целью их анализа в процессе разработки месторождений нефти и газа

Анализ изменения данных результатов ГИС-контроля на уровне "пласт"

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Ипатов, Андрей Иванович, 1999 год

1. Наиболее неоднозначно могут быть оценены свойства неоднородного по И пласта, связанные с проницаемостью (Кпр и др.), т.к. здесь "вес" различных пропластков не равнозначен с точки зрения возможных последствий при фильтрации.

2. Результаты средневзвешенных оценок для пласта ЮВ-1 Покамасовского нефтяного месторождения по результатам ПГК и ГИС-бурения согласно 269. Таблица 3.3.5

3. Зона залежи (песчано-алевролитовые породы, Кп = 18.4-20.2 %) Коэффициент проницаемости Кпр мД.

4. N по ГИС-бурению по керну по ГДИ

5. Чисто нефтяная 167 (153-повторные оценки)

6. Водонефтяная 226 (224-повторные оценки)

7. В целом по залежи 180 (1д(Кпр) 0.275-Кп - 3.578) 48 16 (s~ =12.7 д см / спз.; Knpo/h = 0.111 [куб.м / (сут атм м)] )

8. Цилиндрический горизонтальный пласт вертикально неоднороден и состоит из п хорошо и плохо проницаемых пропластков, выдержанных по h , но отличающихся друг от друга по Кпр .

9. Границы между пропластками непроницаемы (т.е. ограничены экранами), в связи с чем вертикальная фильтрация в пласте отсутствует.

10. Свойства и тип фильтруемого по всем пропласткам флюида одинаковы.

11. Контур питания Rm и депрессия на все пропластки АРПЛ условно близки.

12. Какая-либо радиальная неоднородность в пропластках отсутствует. Скважина абсолютно совершенна по степени и характеру вскрытия пласта.

13. Интервалы притока в ствол скважины соответствуют работающим толщинам, которые в свою очередь соответствуют эффективным мощностям пропластков.

14. Профиль притока из любого пропластка монотонен, а удельные притоки из пропластков (О1Ь)\ отличны.

15. Тогда в соответствии с формулой Дюпюи (1.1.15) для ¡-го пропластка имеем : О , = 2 тс ей • АРПЛ1 / 1п(Якп/КсЬ . = 2-я • ( Кпр-И ) ¡ • АРПЛ1 / [ ц ■ И^п/КсЬ ] = = <х, ( Кпр-И ), (3.3.1)или КПР|Я 1/ <х| (О / И)! (3.3.2)

16. Если бы все пропластки были относительно однородны и для каждого из них строго действовал один и тот же закон Дюпюи (3.3.1), то а\= а=сопэ1 и 02-201= а-2(К„р-Н),= а-Кпр^-Ь^ (3.3.3)

17. КПр2 = I ( Кпр-И )\1 (3.3.4)

18. Следовательно, осреднение проницаемости для такого пласта вполне удовлетворяло бы уже принятому правилу для средневзвешенной по эффективности мощности :

19. Г ( Кпр ь )! + ( Кпр Ь ) 2 + . + (К„р.Ь)| +. + ( К„р-Ь ) п .

20. КПр ) взв ь =--------------------(3.3.5)

21. И)1 + (И)2 + . + (И)| +. + ( п ) п

22. И*эфф! = Иэфф| • (О | / ОI) (3.3.6)

23. Средневзвешенная с учетом удельного дебита притока проницаемость будет:эфф .п

24. КПр ) взв О =---------— -------=

25. Ь*эфф.1+ Ь*эфф]2+-+[ ^эфф] ¡+-+Г ^*эфф]пкпр о ^^Кпр а и.2+.+[кПр о и] 1+.+[Кпр-а-ь]п------------------------ (3.3.7)

26. СИ1 Н + ( <а-И ) 2 + . + ( СМ1) I +. + ( О Ь ) п

27. Соответственно, аналогичным путем получим :

28. Кпр И*эфф) взв0 = Кпр Ь*эфф.1+[Кпр Ь*эфф]2+—+1КПр Н*Эфф] ¡+.+[КПр Ь*эфф ]п =кпр и 0.1+кпр и а]2+.+[кпр и о] ¡+.+[кпр ь 0]пшшз 8)0.1 + (0)2 + . + (0)| +. + ( О ) п

29. Для последующей оценки расходовзвешенных ( РПл)взва по измеренным (Рпл)| и <2| можно использовать выражения (1.1.16) для жидкости и (1.1.22 или 1.1.24) для газа. В первом случае с учетом (1.1.15) имеем :

30. АРпл)! = ( Рпл Рз ) = А • О | = А' • О | • ( КПр- И ) I (3.3.12)или аналогично (3.3.3 3.3.4):

31. АРпл)2 = 2 (ДРплМ Кпр-И ),. / (кпр-и^ (3.3.13)

32. Следовательно, далее получим:

33. АРпл) (Кпр И*Эфф).1+.+(АРпл)• (Кпр ^эфф)] ¡+.+[(АРпл)' (Кпр И*эфф)]п ( АРПЛ) взв О =--------------------------~

34. КПр Ь*эфф.1+.+Кпр И*эфф] ¡+.+[Кпр Ь*Эфф ]плРпл)(КпрИ)а.1+.+(АРпл) (КпрЬ)О] ¡+.+[(АРпл)-(кпрп)(а]п----------------------------------------(3.3.14)1. КпрЬ*эфф) взв О • (0)Е

35. Профиль Р3=^И) подробно известен по замеру. Поэтому интервальная (пластовая)величина (Р3^ может быть оценена по площади всей наблюдаемой аномалии : (И кровли) .1. Рз).* I Рз (3.3.15)и подошвы) .

36. Тогда: ( Рпл) взва = ( АРПЛ ) взва (Рз) . (3.3.16)

37. При сильной "изрезанности" кривой расходомера интегрированием по площади аномалии может быть оценен суммарный приток из ко пласта :1. И КРОВЛИ) ;0..= I О (3.3.17)1. И подошвы).

38. Далее ( Рпл) взв<а может быть учтено при оценках интегральных продуктивностей :

39. КПро ) ВЗВ а = (<2);М АРПЛ )взв0 (3.3.18)

40. В соответствии с формулой учета радиальной неоднородности (скин-эффекта) естьвозможность оценивать и расходовзвешенные пластовые параметры ( АРСкин) взва аналогично формуле (3.3.14) и :е- ) взва = I 2 71 ( Н взв а • ( ДРскин) взв<2 . / (О)} (3.3.19)

41. Таким образом, для основных параметров, являющихся результатами промыслового и геофизического контроля, автором определены следующие правила приписывания в ГБД интегральных пластовых свойств ( см. табл. 3.3.6).

42. Правила приписывания пластовых свойств в ГБД Таблица 3.3.6

43. N Способ приписывания Основные результаты, определяемые по ГИС-контролю для интервалов (формула) Примечание

44. Суммирование Нэф , э (Х1=Х1+.+^+.+Хп) Только для параметров, характеризующих геометрические размеры пласта

45. Средневзвешенные по И Кп, Кгл, Кн(г). Кв, в^В^кл, Кохввыр , Кохвобв . ДР ( Хвзв (X И) ,./2И,) Наиболее типичный способ для обработанных результатов данных методов ГИС и ГИС-контроль. Распространяется на параметры пп.5 в случае однородности пласта

46. Максимальные приращения Свойства продукции: О. ДР], Рем ( Хтах](кровля подошва) ) Значения снимаются в кровле интервала относительно показаний в подошве. При изрезанности диаграмм возможно интегрирование аномалий - см. (3.3.17)

47. Расходовзвешенные Кпр,Кпр-И,х,е~Л~(3.3.7-11), Кпро,8~(3.3.18,19), Рпл.т. {АРПЛ, АРскинКЗ.3.16,{14}) При он* а^сог^ см. (3.3.1-3). Для однородного по ФЕС пласта допускается все указанные параметры приписывать как средневзвешенные по И

48. Результаты разработки автоматизированной информационно-аналитической системы "Диана-контроль" для ведения мониторинга эксплуатации месторождений и ПХГ по результатам контроля 3.4.1 Необходимость разработки системы нового типа

49. Основные современные промыслово-геофизическиеавтоматизированные системы, применяемые в России Таблица 3.4.1

50. N Название системы Разработчик системы Краткая характеристика алгоритмов Примечание (районы применения)1 2 3 4 51. Для данных ГИС-бурение

51. Регистрация, оцифровка и подготовка исходных данных (АРМГ, полевые ИИС)

52. КАРАТ 245,246,3551 НПП "Гере", г.Тверь ПО каротажной ИИС с функциями первичной обработки Широкое и длительное использование

53. БсапсИдК, □¡д\мп "Норд-Софт", г.Дубна, ЦГЭ Постоянно развивающиеся с учетом технич. изменений Распространены : повсеместно в СНГ, в ЦГЭ

54. Рабочие места геофизика АРМГАРМГЗ г. Кимры, г. Нижневартовск и др. Алгоритмы, связанные с интерфейсом данных, редактированием, увязкой и т.п. Базовые АРМы для предприятий по ГИС в газовой и нефтяной отраслях

55. Комплексная интерпретация исходных данных

56. ГИНТЕЛ, ЮСТООЬБ ВНИГИК, г. Тверь Редактирование, обработка и представлен, результатов Традиционно широкий круг пользователей

57. ИНГИС, Рв-ГИС ЦГЭ, г. Москва Аналогичные функции алгоритмов Базовые системы ЦГЭ Миннефтепрома и др.

58. ГИС-подсчет 275, 277. ВНИИгео-систем, г. Москва Многофункциональная система (фактически- пакет независимых программ) Базовая система для геофизических предприятий РАО "Газпром"

59. АСОИ ГИС (СИАЛ 253.) АО "Сиал", г. Тюмень Учтены особенности разрезов в Западной Сибири Базовая система для нефтяников Зап.Сибири1.. Для данных ГИС-контроль

60. Обсл\ вживание полевых информационно-измерительных систем

61. ОНИКС 38,39. НПЦ "Тверь-геофизика", г. Тверь ПО аналогичной ИИС для комплексов ГРАНИТ, с оперативной обработкой Ряд предприятий в Запад. Сибири (нефтяные месторождения )

62. Н.2. Комплексная ( качественная и количественная ) интерпретация1 2 3 4 5

63. ГЕККОН+ 162,204. ИГ ГАНГ, г. Москва Блок подготовки результатов интерпретации в ГБД Дополнительно ЦГЭ Минтопэнерго и др.

64. КАМЕРТОН 96. РГУ НГ, г. Москва Уникальный блок обработки данных акустики, включая задачи тех.состояния На ряде предприятий нефтяной и газовой отрасли

65. ПРАЙМ 45. Б ГУ, г. Уфа Уникальный блок количественной обработки термометрии в нефтяных скв-ах Базовая система в Башкирии, Татарии, в "Сургутнефтегеофизике"

66. ГИДРОЗОНД 289. Б ГУ, г. Уфа Стандартные обработка гидродинамики (КВД,КВУ) Те же пользователи, что и для ПРАЙМА

67. FS гидродинамика 233. ЦГЭ, г. Москва Стандартные обработка гидродинамики (КВД.КВУ) Ряд геофизических предприятий З.Сибири

68. QUICK LOOK, PLQL Slumberger Уровень оперативной обработки Использование в рамках одной сервисной фирмы

69. WTQL Slumberger Обработка гидродинамики То же использование

70. KAPPA 388. Kappa Engineering Уровень стандартной комплексной обработки Использование в рамках 1-ой совместной фирмы1..3. CK Зобщающая площадная интерпретация или ее элементы

71. СИГМА -контроль 287,301. ЗАО "Группа Сигма" в сотрудничестве с ГАНГ Ядро СУБД "Сигма" (разработка ГАНГ и "Группа Сигма"), пакет графических приложений Широкое использование на ряде нефте- и газодобывающих предприятиях России

72. ДИАНА -контроль 166,167. ЗАО "Группа СИГМА", РГУНГ СУБД "Сигма" или др., загрузка через"объединенный формат", любая графика, динамический планшет Круг пользователей расширится за счет зада^ мониторинга разработки месторождений по ПГК

73. DV-контроль (невыработа-нные запасы) 313. ЦГЗ, DDI Inc. г. Москва Без передачи данных на ГБД (внутренний загрузчик данных и ЛБД), элементы динамического планшета Целевое использование при детальном анализе выработки и заводнения нефтяных залежей

74. ГЕОПОИСК 50. "Ноябрьск-нефтегео-физика", ИК Украины Ядро СУБД "Микропоиск" (разработка ИКАН Украины, г. Киев), интерфейс к ряду систем, пакет графики Специально разработана для "Ноябрьск-нефтегеофизика" (г. Ноябрьск)

75. Наиболее распространенное в России высокотехнологичное программное обеспечение, близкое по функциям к задачамобобщающей интерпретации данных ПГК Таблица 3.4.2

76. Зарубежное программное обеспечение

77. Как видно из схемы рис. 3.4.1, этап обобщающей интерпретации строго не регламентирован и может быть реализован через несколько способов: