Системный анализ и обработка результатов гидродинамических исследований нефтегазодобывающих предприятий тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.01, кандидат технических наук Небоженко, Виктор Александрович

• Небоженко, Виктор Александрович
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Небоженко, Виктор Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1 Анализ современного состояния проблемы идентификации параметров гидродинамической модели нефтяного месторождения.

1.1 Общие сведения и понятия теории разработки нефтяных месторождений.

1.1.1 Вводные замечания.

1.1.2 Основные понятия теории разработки месторождений углеводородов.

1.1.3 Стадии разработки месторождений.

1.2 Моделирование разработки месторождения.

1.3 Прямая задача прогнозирования показателей разработки нефтяного месторождения.

1.4 Обратная задача прогнозирования показателей разработки нефтяного месторождения.

1.4.1 Некоторые предшествующие исследования.

1.4.2 Наиболее эффективные методы решения задачи идентификации.

1.5 Современные технологии компьютерного моделирования залежей углеводородов.

1.5.1 Общие сведения.

1.5.2 Характерные особенности программ для моделирования процессов разработки нефтяных месторождений.

1.5.3 Отечественная разработка ПК «ТРАСТ».

1.6 Выводы.

2 Обратные задачи нефтегазодобычи.

2.1 Воспроизведение истории разработки - неотъемлемый этап моделирования.

2.1.1 Принципы адаптации.

2.1.2 Некоторые рекомендации по воспроизведению истории разработки.

2.1.3 Процедура воспроизведения истории разработки.

2.1.4 Прогнозирование технологических показателей - заключительный этап воспроизведения истории разработки.

2.2 Характеристика обратных задач нефтегазодобычи.

2.2.1 Обратная коэффициентная задача.

2.2.2 Интерпретация косвенных измерений.

2.3 Методы решения обратных коэффициентных задач.

2.3.1 Регрессионный анализ.

2.3.2 Метод стохастической аппроксимации.

2.3.3 Решение обратных задач методами теории чувствительности.

2.3.4 Применение преобразования Лапласа при решении обратных задач.

2.3.5 Метод детерминированных моментов.

2.4 Выводы.

3 Решение задачи идентификации параметров гидродинамической модели нефтяного месторождения с применением методов теории оптимального управления.

3.1 Решение задачи идентификации.

3.1.1 Постановка задачи идентификации.

3.1.2 Вывод формул для алгоритма задачи идентификации на основе теории оптимального управления.

3.1.3 Строгое математическое обоснование формул (3.22)- (3.23).

3.1.4 Алгоритм градиентной процедуры решения задачи.

3.2 Постановка и решение задачи идентификации на основе теории оптимального управления.

3.2.1 Вариация критерия качества.

3.2.2 Вариация функционала задачи идентификации, вызванная вариацией управляющих параметров обратной задачи.

3.2.3 Вариация замера газонефтяного фактора.

3.2.4 Вариация замера обводненности.

3.2.5 Вариация замера водогазового фактора.

3.2.6 Финальный вид вариации функционала задачи идентификации.99 3.3 Выводы.

4 Практическое применение метода идентификации параметров модели нефтяного месторождения.

4.1 Примеры практической идентификации параметров пласта.

4.1.1 Идентификация параметров Солоцкого месторождения.

4.1.2 Идентификация параметров Красноярского месторождения.

4.1.3 Выводы по результатам практической апробации.

4.2 Исследование на достоверность решения обратной задачи.

4.3 Исследование устойчивости разработанного алгоритма.

4.4 Проблемы, возникающие при адаптации гидродинамической модели нефтяного месторождения.

4.5 Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Системный анализ и обработка результатов гидродинамических исследований нефтегазодобывающих предприятий»

Актуальность работы. Проектирование и осуществление контроля над процессом разработки нефтяных месторождений неотъемлемо связаны с определением свойств и изучением фильтрационных параметров продуктивных коллекторов.

Сведения о пласте при всем их разнообразии всегда ограничены. Они складываются из геологической и геофизической информации: данных исследования образцов породы и гидродинамических исследований скважин; результатов анализа отобранных из скважин проб нефти, газа и пластовой воды; из истории разработки, т.е. совокупности данных по динамике изменения давлений, отбора нефти и закачки воды по отдельным скважинам и в целом по объекту. Даже если имеется весь перечисленный объем информации, что бывает далеко не всегда, ее недостаточно для построения адекватной модели пласта. Модель пласта строится на основе данных измерений параметров скважин и предполагает применение интерполяции по этим данным. Количество скважин ограничено, поэтому имеет место ограниченность информации о процессах, протекающих внутри пласта. Поэтому, нет веских оснований считать такую модель адекватным представлением того, что на самом деле происходит в пласте.

Существует множество аналитических моделей определения параметров пласта (Д.М. Ахметзянова, В.Я. Булыгин, Д.В. Булыгин, Я.М. Вайнберг, Г.А. Вирновский, Р.Н. Дияшев, А.В. Костерин, М.П. Швидлер). Часто проблема формулируется либо как задача Коши, либо как обратная коэффициентная задача. Почти всегда задача определения параметров пластовой системы некорректна в силу неединственности ее решения. Поэтому широкое распространение получила задача идентификации параметров пластовой системы с привлечением многофазных математических моделей фильтрации. Под идентификацией модели понимается физически обоснованное изменение отдельных параметров (которые не поддаются прямому измерению) и строения геологической и фильтрационной моделей, при которых обеспечивается возможно максимальная сходимость в динамике фактических и модельных показателей разработки как по отдельным скважинам, так и в среднем по эксплуатационному объекту (забойные и пластовые давления, дебиты скважин по нефти, воде и газу, накопленные технологические показатели разработки). Процесс идентификации является неотъемлемым этапом проектирования разработки нефтяных месторождений. Руководящие документы, «Правила проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений», обязывают создавать постоянно-действующие геолого-математические модели нефтяных месторождений (ПДГМ), параметры которых должны подвергаться регулярному уточнению. Вместе с тем, в документе отмечено, что формализованная методика идентификации параметров пласта по истории разработки в настоящее время отсутствует.

В связи с вышеизложенным, проблема разработки методов и алгоритмов интерпретации результатов промысловых гидродинамических исследований скважин с целью идентификации параметров пласта является актуальной задачей нефтегазодобывающей промышленности. В данной работе рассмотрена возможность применения методов теории оптимального управления к задаче интерпретации результатов промысловых гидродинамических исследовании скважин.

Целью работы является системный анализ и обработка результатов промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов на основе модификации классических методик с учетом априорной информации об исследуемом объекте (скважине, пласте) методами теории оптимального управления, а также усовершенствование методики интерпретации и технологии проведения промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов.

Достижение поставленной цели базируется на решении следующих задач.

1) Системного анализа существующих методов интерпретации результатов промысловых гидродинамических исследований скважин. История методов и тенденции развития.

2) Формирования требований, предъявляемых к алгоритму решения задачи идентификации параметров математической модели пласта.

3) Разработки методики интерпретации результатов промысловых гидродинамических исследований скважин, основанной на применении методов теории оптимального управления.

4) Разработки и реализации алгоритма интерпретации результатов промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов, и его апробации.

5) Исследования результатов численных расчетов, проведенных по предложенной методике. Определения степени соответствия полученных результатов фактическим показателям.

6) Исследования разработанного алгоритма на устойчивость. Исследования результатов интерпретации на достоверность.

Объект исследования. Объектом исследования являются данные промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов и задачи, связанные с интерпретацией этих данных.

Предмет исследования. Методика и алгоритмы идентификации параметров математической модели нефтяного месторождения по данным истории разработки. Достоверность результатов идентификации. Повышение эффективности методов идентификации.

Методы исследования. В работе использовались методы системного анализа, теории оптимального управления, математического моделирования, теории фильтрации, методы решения некорректных задач и др. Использовались программные средства Borland Delphi 7.0, Schlumberger 2005а1, Golden Software Surfer 8.0, Golden Software Grapher 4.0.

Научной новизной обладают следующие результаты.

1) Разработан метод автоматизированной идентификации параметров модели нефтяного месторождения по результатам гидродинамических исследований скважин с использованием методов теории оптимального управления. Метод позволяет устранить субъективизм в решении, а также позволяет решать задачи идентификации в трехмерной трехфазной постановке.

2) Разработан и реализован алгоритм решения задачи идентификации параметров нефтяного месторождения по результатам гидродинамических исследований скважин, основанный на применении градиентной процедуры поиска минимума целевой функции. Применение этого алгоритма позволило повысить устойчивость и достоверность решения, одновременно снизив требования к вычислительным ресурсам.

3) Предложена методика комплексной оценки методов идентификации параметров модели нефтяного месторождения по результатам гидродинамических исследований скважин. В отличие от существующих методик, комплексная методика включает в себя исследование на реальных месторождениях, исследование на достоверность и устойчивость решения на модельном месторождении.

4) На основе разработанной методики построены соответствующие алгоритмы и создана информационно-аналитическая система обработки и интерпретации промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов (Свидетельство № 50200701344 об официальной регистрации программы для ЭВМ "Адаптация математической модели нефтяного месторождения по данным истории разработки").

Практической полезностью обладают.

1) Полученные в диссертационной работе результаты математического моделирования гидродинамических процессов могут быть основой для развития новых методических рекомендаций и обоснованием практических изменений, направленных на повышение соответствия математических моделей реальным процессам.

2) Разработанная программа интерпретации промысловых гидродинамических исследований скважин использовалась при составлении проектов доразработки Солоцкого и Красноярского месторождений Самарской области.

Реализация результатов работы. В настоящее время материалы исследования внедрены в процесс анализа разработки месторождений в ООО «Технологический центр Б.Ф. Сазонова» г. Самара.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях:

- Всероссийской научно-практической конференции «Компьютерные технологии в науке, практике и образовании» (Самара, СамГТУ, 2004,2005,2006);

- Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, СамГТУ, 2005);

- 63, 64 Всероссийских научно-практических конференциях по итогам НИР за 2005,2006 год (Самара, СГАСУ, 2006,2007);

- Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Самара, СамГТУ, 2006).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в том числе из перечня, рекомендованного ВАК России -1.

Основные положения, выносимые на защиту:

1) Системный анализ проблемы интерпретации промысловых гидродинамических исследований скважин, а также решений этой задачи.

2) Применение методов теории оптимального управления для задачи интерпретации промысловых гидродинамических исследований скважин.

3) Алгоритм процедуры решения задачи идентификации с использованием градиентного метода.

4) Апробация предложенного алгоритма на действующих месторождениях.

5) Оценка результатов работы предложенного метода.

Заключение диссертации по теме «Системный анализ, управление и обработка информации (по отраслям)», Небоженко, Виктор Александрович

4.5 Выводы

Проведено всестороннее исследование разработанного метода и алгоритма идентификации параметров математической модели нефтяного месторождения по данным истории его разработки. Применение алгоритма адаптации для реальных месторождений показало эффективность применения предлагаемой методики решения обратных задач. Здесь мы привели два совершенно полярных месторождения, чтобы показать достоинства и недостатки методики. Анализ результатов решения задачи позволяет сделать вывод, что наиболее точное решение достигается, когда адаптируемая история разработки не превышает 3-6 лет. Если история менее 3-х лет, то данных еще не достаточно для полноценной идентификации параметров пласта. Если история более 7 лет, то из-за ограничения современных средств вычислительной техники приходится укрупнять показатели, что также негативно сказывается на качестве решения задачи. Для того чтобы оценить требования к аппаратной части приведем пример: на хранение информации о 100 ООО ячейках требуется порядка 1 Гб оперативной памяти.

Применяя разработанный алгоритм для реальных месторождений, мы не можем оценить степень достоверности решения задачи, так как мы не знаем точное строение пласта. Оценить достоверность можно при помощи модели тестового месторождения. Применяя этот подход, мы с требуемой точностью достоверно знаем все параметры пласта в каждой ячейке модели, а также с любой точностью можем «снимать» результаты работы добывающих и нагнетательных скважин. Проведенные эксперименты дали, на наш взгляд, неплохие результаты. Хочется отметить, что эти результаты получены без применения методов повышения устойчивости решений. Повысить эффективность решения задачи поможет применение описанных выше методов и применение эффективных методик воздействия на пласт с целью добиться направленного движения жидкости.

Известно, что некорректные задачи имеют неустойчивые решения. Повысить устойчивость решения при помощи разработанного метода помогут предложенные мероприятия.

К сожалению, даже самая лучшая методика решения обратных задач теории фильтрации сталкивается с проблемами. Самая важная проблема -информационная. Для построения адекватной модели всегда не хватает данных. Построение моделей месторождений, которые находятся в разработке несколько десятков лет затруднено отсутствием информации по первым годам и десятилетиям разработки. Даже если есть эта информация она очень низкого качества, так как использовались приборы учета, которые определяли показатели с большими погрешностями. В большинстве случаев удается произвести адаптацию в целом по залежи, а по отдельным скважинам не более 50-60% фонда скважин. Также нередки случаи «подтасовки» данных, когда добывающие предприятия распределяют добычу, в том числе и на простаивающие скважины, для улучшения показателей. Все эти проблемы приводят к тому, что фактические и расчетные данные совпадают, но полученная модель по-прежнему не адекватна разрабатываемому месторождению.

Заключение

1. Показано, что в настоящее время наиболее часто используемым методом решения задачи интерпретации промысловых гидродинамических исследований скважин является ручной (аналитический). Этот факт вносит большую субъективность в решение. Качество решения задачи зависит от опыта решающего. РД 153-39.0-047-00 предписывает решать эту задачу, но не предлагает никаких методов. Таким образом, очень актуальной является разработка объективных методов решения этой задачи.

2. Проанализированы модели месторождения, которые используются при исследовании. Сделан вывод, что на данном этапе развития средств вычислительной техники наиболее эффективным способом исследования нефтяных месторождений является математическое моделирование. Среди множества математических моделей выбрана модель трехмерной, трехфазной несмешивающейся жидкости. Этот выбор обусловлен небольшими допущениями этой модели, а также широким распространением и использованием.

3. Проанализированы основные типы обратных задач и методы их решения. Сформулированы требования к методу и алгоритму решения задачи идентификации.

4. Предложено рассматривать математическую модель нефтяного месторождения в виде преобразователя входной информации.

Управляющими воздействиями являются геологические данные о пласте, которые являются коэффициентами дифференциальных уравнений, описывающих поведение объекта. Результатом преобразования являются те или иные выходные данные, которые представляют динамику показателей разработки этого месторождения (графики добычи нефти, воды, газа; изменение пластового и забойного давлений, обводненность продукции и т.д.). Такой подход позволяет использовать методы теории оптимального управления для решения задачи идентификации параметров модели по истории разработки.

5. Показано, что обратная задача прогнозирования показателей разработки нефтяного месторождения является типичной некорректной задачей, поэтому интерпретация промысловых данных не должна ограничиваться простым расчетом фильтрационных параметров по готовым формулам. Обязательным этапом обработки промысловых данных является проверка полученных данных на устойчивость. Для повышения устойчивости данных гидродинамических исследований скважин предложен регуляризирующий (повышающий устойчивость) алгоритм, основанный на использовании методов теории оптимального управления. Применение метода Флетчера-Ривса для нахождения минимума целевой функции, основные достоинства которого: не требуется вычисление вторых производных, сверхлинейная скорость сходимости, не критичность первоначального приближения, критерии продолжения, возобновления и остановки алгоритма, а также привлечение априорной информации о распределении управляющих параметров заметно повышают устойчивость решения задачи адаптации.

6. Проведено исследование применения разработанного метода определения параметров пласта на реальных месторождениях. Результат применения показывает возможность использования применения разработанного метода и алгоритма адаптации. Проведенное исследование позволило сделать вывод об оптимальном сроке периодичности проведения идентификации параметров пласта (3-7 лет). Меньший срок содержит недостаточно информации для корректной идентификации, а больший срок вынуждает укрупнять промысловые данные, что так же затрудняет установление истинных параметров пласта.

7. Проведено исследование устойчивости решения задачи адаптации. При небольших погрешностях входных данных решение достаточно устойчиво. Предложены методы повышения устойчивости, такие как более точное задание области ограничения вариации управляющих параметров, введение степени достоверности данных в ячейке модели, использование предпроцессоров обработки промысловых данных и др.

8. Проведено исследование достоверности результатов решения задачи интерпретации данных на тестовой модели. Исследования показали, что при умелом воздействии на пласт (через скважины) удается оказывать влияние на процесс получения более высокой точности решения обратных задач. Также исследования выявили необходимость разработки и развития оптимальных способов воздействия на фильтрационные процессы в пласте.

9. Проанализированы проблемы, возникающие при автоматизированной идентификации параметров гидродинамических моделей. Самой серьезной проблемой является информационная. В старых нефтедобывающих районах отсутствуют достоверные промысловые данные, кроме того, данные не подвергались оцифровке. Опыт показывает, что данные достоверны в целом по пласту, но при детальном рассмотрении по скважинам достоверность информации снижается. Это вызвано тем, что данные искажаются для улучшения показателей отчетности. Часть скважин в действительности простаивала, но для улучшения показателей дебит работающих скважин распределяется на все скважины.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Небоженко, Виктор Александрович, 2007 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982. 408 с.

2. Алексеев Ю.К. Метод уточнения параметров математической модели нефтепродуктивного пласта. // НТС ВНИИнефть, вып. 40, изд. Недра, 1971.

3. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. -М.: Недра, 1995.-131 с.

4. Алифанов О.М., Артюхин Е.А., Румянцев С.В. Экстремальные методы решения некорректных задач. М.: Наука, 1996. - 288 с.

5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. Перевод с англ. -М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.

6. Аттетков А.В. и др. Методы оптимизации. М.: Изд-во МГТУ, 2001. -439 с.

7. Базив В.Ф. О новом регламенте составления проектных технологических документов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство -1996. №10. - с. 35-36.

8. Байбаков Н.К., Лапук Б.Б. и др. Решение задач разработки группы газовых месторождений, приуроченных к единой пластовой водонапорной системе. -М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1965. 108 с.

9. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М.: Движение жидкостей и газов в природных пластах. -М.: Недра, 1984. 208 с.

10. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М.: Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993.-415 с.

11. Благодатских В.И. Введение в оптимальное управление (линейная теория). М.: Высшая школа, 2001. - 240 с.

12. Бобылев Н.А., Климов B.C. Методы нелинейного анализа в задачах негладкой оптимизации / РосАН, Ин-т пробл. управл. М.: Наука, 1992.-208 с.

13. Брандт 3. Анализ данных. Статистические и вычислительные методы для научных работников и инженеров. М.: Мир, 2003. - 688 с.

14. Бузинов С.Н., Умирихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964. - 270 с.

15. Булыгин В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974. 230 с.

16. Булыгин В.Я., Рахимов Р.Ш. Об одном устойчивом алгоритме вычисления гидропроводности неоднородного нефтяного пласта. // Сб. Вычислительные методы и математическое обеспечение ЭВМ, вып. 3, изд. Казанского университета, 1981, с. 10-15.

17. Вахитов Г.Г. Решение задач подземной гидродинамики методом конечных разностей. // Труды ВНИИнефть, вып. 10, Гостоптехиздат, 1957, с. 53-88.

18. Волкова В.Н., Денисов А.А. Основы теории систем и системного анализа. Спб.: Издательство СпбГТУ, 2001. - 514 с.

19. Гантмахер Ф.Р. Теория матриц. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2004. - 560 с.

20. Гашков С.Б., Чубариков В.Н. Арифметика. Алгоритмы. Сложность вычислений. М.: Дрофа, 2005. - 320 с.

21. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - 311 с.

22. Грин Д.У., Мериэм Д.Ф., Нандан Б., Розенвальд Г.У. Некоторые последние достижения в методах оценок запасов нефти и газа. //

23. Материалы VIII нефт. конгресса. Математическое моделирование месторождений нефти и газа, Москва, 1971.

24. Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. - 523 с.

25. Гусейнзаде М.А.: Особенности движения жидкости в неоднородном пласте. М.: Недра, 1965. - 276 с.

26. Гусейнов Г.П. Некоторые вопросы гидродинамики нефтяного пласта. -Баку.: Азернешр, 1961.-231 с.

27. Гуц А.К. Комплексный анализ и кибернетика.- М.: ЛКИ, 2007 144 с.

28. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. -М.: Недра, 1980. 264с.

29. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Лань, 2006.-672 с.

30. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986.-332 с.

31. Закиров И.С., Hauenherm W., Закиров Э.С., Zipper H. History matching для подземного хранилища Lauchstaedt. // Газовая промышленность, №10, 1997. с. 50-53.

32. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Изд. Струна, 1998. 626 с.

33. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1989. 334 с.

34. Закиров С.Н., Брусиловский А.И. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. 643 с.

35. Закиров С.Н., Палатник Б.М., Морев В.А. Трехмерная обратная задача теории разработки в случае газового режима. ЭИ ВНИИЭгазпрома,

36. Сер. Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений, вып. 12, М. 1986.

37. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. -М.: Недра, 1988. 335 с.

38. Закиров Э.С. 3D обратная задача и проблема upscaling (масштабирования). // НТС РАО «Газпром» по применению ЭВМ при создании и эксплуатации ПХГ, апрель 2001.

39. Закиров Э.С. Идентификация размеров и конфигурации водоносного пласта по данным разработки залежи нефти и газа. // Наука и технология углеводородов, №2,2001. с. 71-75.

40. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. -М.: Изд. Грааль, 2001.-303 с.

41. Зализняк В.Е. Основы научных вычислений. Введение в численные методы для физиков и инженеров. М.: Институт компьютерных исследований, 2006. - 264 с.

42. Зотов Г.А., Тверковкин С.М.: Газогидродинамические методы исследований скважин. -М.: Недра, 1970. 191 с.

43. Ильин В.А., Садовничий В.А., Сендов Бл.Х. Математический анализ. Начальный курс. -М.: Изд-во МГУ, 1985. 662 с.

44. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 128 с.

45. Карманов В.Г. Математическое программирование. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2004. - 264 с.

46. Киреев В.И., Пантелеев А.В. Численные методы в примерах и задачах. М.: Высшая школа, 2006. - 480 с.

47. Ковалев B.C. Автоматизированная адаптация (настройка) параметров математической модели залежи эффективное средство повышения точности прогноза при проектировании разработки нефтяных месторождений. // Нефтяное зозяйство, №1. - 1994. - с. 41-46.

48. Ковалев B.C., Гучко JI. Вопросы автоматизации работ по проектированию разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - (обзорн. информ. Сер. геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений). - Вып. 19.

49. Ковалев B.C., Лихницкая Н.Ю., Жидкова Н.М. Повышение точности прогноза динамики показателей разработки нефтяных залежей. // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. Самара, 2000. - с. 35-38.

50. Коллинз Р.: Течения жидкостей через пористые' материалы. М.: Мир, 1964.-351 с.

51. Колмогоров А.Н., Фомин С.В. Элементы теории функций и функционального анализа. -М.: Наука, 1981. 404 с.

52. Кондратенко B.C. Основы компьютерного моделирования. М.: нефть и газ, - 2000. - 287 с.

53. Костомаров Д.П., Корухова JT.C., Манжелей С.Г. Программирование и численные методы. М.: Издательство Московского университета, 2001.-224 с.

54. Краснощеков П.С. Принципы построения моделей. М.: Изд-во ФАЗИС, -2000.-411 с.

55. Кривилев А.Е. Основы компьютерной математики с использованием системы MATLAB. М.: Лекс-Книга, 2005. - 496 с.

56. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. -М.: Недра, 1979. 303 с.

57. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1962. -430 с.

58. Крылов А.П., Васильевский В.Н., Умрихин И.Д. Решение некоторых практических задач разработки нефтяных месторождений при помощи карт изобар. II Нефтяное хозяйство, № 2.1956.

59. Крылов А.П., Гофлин A.JI. и др. Исследование на электроинтеграторе ЭИ-С влияния неоднородности пласта на процессе разработки на примере пласта Д1 Александровской площади. // Тр. ВНИИ, вып. 32, Гостоптехиздат, 1961.

60. Кузнецов А.В., Холод Н.И., Костевич JI.C. Руководство к решению задач по математическому программированию. М.: Высшая школа, 2001.-448 с.

61. Кулиш У., Рац Д., Хаммер Р., Хокс М. Достоверные вычисления. Базовые численные методы. -М.: Высшая школа, 2005. 496 с.

62. Кульпин Л.Г. Пьезометрические методы исследования экранированных нефтегазоводоносных пластов. // Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук. ВНИПИМорнефтегаз, ГАНГ им. Губкина, 1996.

63. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1974. - 193 с.

64. Лаврентьев М.М., Романов В.Г., Шишатский С.П. Некорректные задачи математической физики и анализа. М.: Наука, 1980. - 286 с.

65. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. -М.: Гостоптехиздат, 1948. 296 с.

66. Лутманов С.В. Курс лекций по методам оптимизации. М.: Наука, 2001.-368 с.

67. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976. -264 с.

68. Малышев В.В., Карп К.А. Вероятностный анализ и управление: Учебное пособие для вузов. -М.: Высшая школа, 2003.-344 с.

69. Методология решения прикладных оптимизационных задач. Сб. научн. тр. / АН Укр. ин-т кибернетики. Киев, 1992. - 84 с.

70. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 368 с.

71. Миронов Т.П., Орлов B.C. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. М.: Недра, 1977. - 272 с.

72. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. -М.: Наука, 1978.352 с.

73. Небоженко В.А. Обзор современных технологий компьютерного моделирования залежей // Нефтегазовые и химические технологии: Тезисы докладов третьей Всероссийской научно-практической конференции, Самара, 2005. С. 93.

74. Небоженко В.А. Оптимизация решения задачи идентификации параметров математической модели нефтяной залежи // 64-я Всероссийская научно-техническая конференция по итогам НИР университета за 2006 год, Самара, 2007. С. 553-554.

75. Небоженко В.А. Повышение точности прогноза динамики показателей разработки нефтяных месторождений // Нефтегазовые и химические технологии: Тезисы докладов третьей Всероссийской научно-практической конференции, Самара, 2005. С. 94.

76. Небоженко В.А. Построение математических моделей при решении задач оптимизации // Компьютерные технологии в науке, практике и образовании: Труды Всероссийской научно-практической конференции, Самара, 2005. С. 42-44.

77. Небоженко В.А. Сравнительный анализ моделей, используемых при оценке процесса разработки нефтяных месторождений // Компьютерные технологии в науке, практике и образовании: Труды Всероссийской научно-практической конференции, Самара, 2005. С. 44-46.

78. Небоженко В.А. Уточнение модели пласта по фактическим данным разработки месторождения // Компьютерные технологии в науке, практике и образовании: Труды Всероссийской научно-практической конференции, Самара, 2006. С. 47-50.

79. Новосельцев В.И., Тарасов Б.В., Голиков В.К., Демин Б.Е. Теоретические основы системного анализа. М.: Майор, 2006. - 592 с.

80. Орлов B.C. Оценка гидропроводности и пьезопроводности пласта в законтурной области. // Тр. ВНИИ, вып. 21, Гостоптехиздат. 1959.

81. Основы теории оптимального управления / Под редакцией В.Ф. Кротова М.: Высшая школа, 1990. - 248 с.

82. Палатник Б.М., Закиров И.С. Идентификация параметров газовых залежей при газовом и водонапорном режимах разработки. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. - 37 с.

83. Пантелеев А.В., Летова Т.А. Методы оптимизации в примерах и задачах. М.: Высшая школа, 2005. - 544 с.

84. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 213 с.

85. Петров Б.Н., Крутько П.Д. Применение теории чувствительности в задачах автоматического управления // Изв. АН СССР. Сер. Техническая кибернетика. 1970. - №2. - с. 300-305.

86. Петров И.Б., Лобанов А.И. Лекции по вычислительной математике. -М.: Бином, 2006.-528 с.

87. Пирсон С.А.: Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961. -570 с.

88. Плис А.И., Сливина Н.А. Mathcad 2000. Математический практикум. -М.: Финансы и статистика, 2003. 656 с.

89. РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений».

90. РД 153-39-007-96-М «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

91. Рено Н.Н. Алгоритмы численных методов. М.: КДУ, 2007. - 24 с.

92. Розенберг М.Д., Кундин С.А.: Многофазная и многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1978. 335 с.

93. Розенвассер Е.Н., Юсупов P.M. Чувствительность систем управления. -М.: Наука, 1981.-464 с.

94. Савченко В.П., Козлов A.JL, Черский Н.В. Новые методы промышленной разведки и оценки запасов газовых месторождений. -М.:ГОСИНТИ, 1959. -55с.

95. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.: Наука, 1981.-448 с.

96. Семенов B.C., Небоженко В.А. Некоторые аспекты исследования временных рядов // Ашировские чтения: Материалы 3-й Международной научно-практической конференции, Самара, 2006. С. 184-186.

97. Семенов B.C., Небоженко В.А. О задаче идентификации математических моделей нефтяных залежей // Ашировские чтения: Материалы 3-й Международной научно-практической конференции, Самара, 2006. С. 189.

98. Семенов B.C., Небоженко В.А. Повышение эффективности процесса адаптации гидродинамической модели нефтяного месторождения // Вестник СамГТУ выпуск №1(19), Серия Технические науки, Самара, 2007. С. 95-100.

99. Сергеева Е.В. Автоматизация процесса обработки данных, используемых в гидродинамических моделях. // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. Самара, 2004. - с. 29-37.

100. Советов Б.Я., Яковлев С.А. Моделирование систем. Практикум. М.: Высшая школа, 1999. - 224 с.

101. Теория оптимальных решений. Сб. научн. тр. / АН Укр. ин-т кибернетики. Киев, 1992. - 83 с.

102. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. -М.: Наука, 1974.-224 с.

103. Тихонов А.Н., Иванов В.К., Лаврентьев М.М. Некорректно поставленные задачи // Дифференциальные уравнения с частными производными. М.: Наука, 1970. - 407 с.

104. Турчак Л.И., Плотников П.В. Основы численных методов. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2002. - 304 с.

105. Турчин В.Ф., Козлов В.П., Малкевич М.С. Использование методов математической статистики для решения некорректных задач //УФН. -1970.-Т. 102, №3.

106. Уолтер Рудин. Основы математического анализа. М.:Лань, 2004. -320 с.

107. Успенский А. Б. Обратные задачи математической физики анализ и планирование экспериментов // Математические методы планирования эксперимента. - Новосибирск: Наука, 1981.

108. Успенский А.Б., Федоров В.В. Вычислительные аспекты метода наименьших квадратов при анализе и планировании регрессионных экспериментов. -М.: Изд-во МГУ, 1975. с. 122-140.

109. Федоров В.В. Активные регрессионные эксперименты // Математические методы планирования эксперимента. Новосибирск: Наука, 1981.

110. Филиппов А.Ф. Введение в теорию дифференциальных уравнений. ' М.: КомКнига, 2007. - 240 с.

111. Химмельблау Д. Анализ процессов статистическими методами. М.: Мир, 1973.-958 с.

112. Цыпкин ЯЗ. Адаптация, обучение и самообучение в автоматических системах // Автоматика и телемеханика. 1966. - №1.

113. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по KB Д. М.: Наука, 1998. - 304с.

114. Швидлер М.И., Леви Б.И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей. М.: Недра, 1970. -156 с.

115. Шеберстов Е.В. Решение уравнений одномерной двухфазной фильтрации методом конечных разностей. // Тр. ВНИИГАЗа

116. Повышение надежности газотранспортных систем». -М.: 1979, с. 6876.

117. Шмырев В.И. Введение в математическое программирование. М.: Институт компьютерных исследований, 2002. - 192 с.

118. Эльсгольц Л.Э. Дифференциальные уравнения и вариационное исчисление. -М.: Наука, 1965.424 с.

119. Anterion F., Eymard R., Karcher В. Use of Parameter Gradients for Reservoir History Matching. Paper SPE 18433 presented at the 10 SPE Symposium on Reservoir Simulation, Houston, February 6-8, 1989.

120. Aziz K. Notes for petroleum reservoir simulation. Stanford University, Stanford, California. - 1994.-471 pp.

121. Carter R.D., Kemp L.F.Jr., Pierce A.C., Williams D.L. Performance Matching With Constraints. // SPEJ, April 1974, pp. 187-196.

122. Chavent G., Dupuy M., Lemmonier P. History Matching by Use of Optimal Theory. // SPEJ, February 1975, pp. 74-86.

123. Chen W.H., Gavalas G.R., Seinfeld J.H., Wasserman M.L. A new algorithm for automatic history matching. // SPEJ, December 1974, pp. 593-608.

124. Coats K.H., Dempsey J.R., Henderson J.H. A new technique determining reservoir description from field performance data. // SPEJ, №1,1970.

125. Daltaban T.S., Wall C.G. Fundamental and applied pressure analysis. Imperial College Press, 1998. 811 pp.

126. Hans O.J. A rapid method for obtaining a two-dimensional reservoir description from well pressure response data. // SPEJ, №4, 1966.

127. Kruger W.D. Determining areal permeability distribution. // JPT, №7, 1961.

128. Kuhn H.W., Tucker A.W. Second Berkley Symposium on Mathematical Statistic and Probability, California, 1951.

129. Levenberg K. A method for the solution of certain non-linear problems in least squares. // Quart. Appl. Math, vol.2, p. 164,1944.

130. Marquardt D.W. An algorithm for least squares estimation of non-linear parameters. // Soc. Indust. Appl. Math., pp. 431-441,1963.

131. Mattax C.C., Dalton R.L. Reservoir simulation. SPE Monograph vol. 13. -Richardson, Texas. - 1990. - 174 pp.

132. Palatnik B.M., Aanonsen S.I., Zakirov I.S., Zakirov E.S. New Technique to Improve the Efficiency of History Matching of Full-Field Models. // Proceedings of the 4 European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. Roros, Norway, 7-10 June, 1994.

133. Peaceman D.W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. -Amsterdam Oxford - New York: Elsevier Scientific Publishing Company, 1977. - 176 pp.

134. Ramirez F.W. Application of Optimal Control Theory to Enhanced Oil Recovery. Elsevier, 1987. Development in Petroleum Science, 21. -243pp.

135. Rumble R.C., Spain H.H., Stamm H.E. A reservoir analyzer study of the Woodbine Basin. // Trans. Of AIME, vol. 192,1951.

136. Tan T.B., Kalogerakis N. A Fully Implicit, Three-Dimensional, Three Phase Simulator with Automatic History-Matching Capability. // Paper SPE 21205presented at the 11 SPE Symposium on Reservoir Simulation, Anaheim, California, February 17-20,1991.

137. Thomas K.L., Heliums L.J., Reheis G.M. A Nonlinear Automatic History Matching Technique for Reservoir Simulation Models. // SPEJ, December 1972, pp. 508-514.

138. Wasserman M.L., Emanuel A.S., Seinfeld J.H. Practical Applications of 'Optimal Control Theory to History Matching Multiphase Simulator Models. // SPEJ, August 1975, pp. 347-355.

139. Watson A.T., Seinfeld J.H., Gavalas G.R., Woo P.T. History Matching in Two-Phase Petroleum Reservoirs. // SPEJ, December 1980, pp. 521-532.

140. Zakirov E.S., Zakirov S.N., Zakirov I.S. Optimal control theory application to the solution of flow problems. // International conference devoted to 100 anniversary of P.Ja. Polubarinova-Kochina, Moscow, September 1999.