Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Исследование процессов адаптации гидродинамических моделей разработки нефтяных месторождений

Диссертация: Исследование процессов адаптации гидродинамических моделей разработки нефтяных месторождений
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Отсутствие близких по функциональным возможностям и надежности альтернативных путей решения всего круга задач представляемых моделированием признается многими авторитетными источниками, и делает этот инструмент практически незаменимым. Наиболее трудоемким этапом в создании геолого-гидродинамических моделей является их адаптация к фактическим данным разработки и разрешение неопределенностей… Читать ещё >

Исследование процессов адаптации гидродинамических моделей разработки нефтяных месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. Обзор развития математического моделирования разработки месторождений углеводородов
    • 1. 1. Формирование направлений математического моделирования
    • 1. 2. Постановка исследуемой проблемы, возникающей при создании математических моделей разработки нефтяных месторождений
  • Выводы
  • 2. Исследование влияния абсолютной и фазовой проницаемостей на сходимость и результаты гидродинамического моделирования в процессе адаптации
    • 2. 1. Основы определения абсолютной и относительной проницаемостей
    • 2. 2. Численные эксперименты по исследованию влияния абсолютной и фазовой проницаемостей на сходимость результатов моделирования
    • 2. 3. Численный эксперимент по использованию неоднородных фазовых проницаемостей
  • Выводы
  • 3. Анализ геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки
    • 3. 1. Геолого-гидродинамическая модель Абдуловского нефтяного месторождения
    • 3. 2. Уточнение фильтрационно-емкостных свойств на основе данных геолого-технологического моделирования Серафимовского нефтяного месторождения
  • Выводы
  • 4. Результаты исследования переформирования Цветаевского нефтяного месторождения после первичного этапа разработки
    • 4. 1. Геолого-гидродинамическая характеристика Цветаевского нефтяного месторождения
    • 4. 2. Геолого-гидродинамическая модель
    • 4. 3. Уточнение характеристик на основе уравнения растекания конуса воды под действием гравитационных сил
  • Выводы

Актуальность проблемы.

На современном этапе развития нефтяной промышленности России при проектировании и разработке нефтяных месторождений широко внедряется математическое моделирование. Использование геолого-гидродинамических моделей при разработке нефтяных месторождений позволяет оценивать запасы месторождений, анализировать текущее состояние разработки, прогнозировать различные сценарии разработки, проводить мониторинг гидродинамических характеристик и процессов в пластах, обосновать мероприятия по исследованию месторождений.

Моделирование находит применение при решении основных задач разработки в течение всего цикла эксплуатации месторождений. В тоже время анализ, диагноз, прогноз и управление процессом разработки на основе многомерных детерминированных гидродинамических моделей является сложным процессом.

Отсутствие близких по функциональным возможностям и надежности альтернативных путей решения всего круга задач представляемых моделированием признается многими авторитетными источниками, и делает этот инструмент практически незаменимым. Наиболее трудоемким этапом в создании геолого-гидродинамических моделей является их адаптация к фактическим данным разработки и разрешение неопределенностей, связанных с анализом геолого-физических параметров.

В связи с вышесказанным, совершенствование методов адаптации и идентификации гидродинамических моделей при разработке нефтяных месторождений является актуальной и востребованной проблемой. Цель работы.

Исследование задач гидродинамического моделирования на стадии воспроизведения фактических параметров разработки, а также проведение анализа разработки нефтяных месторождений на основе трехмерных геолого-гидродинамических моделей. Задачи исследований.

1. Изучение текущего состояния геолого-гидродинамического моделирования на этапе фильтрационного моделирования и проведение анализа истории разработки. Анализ актуальных методов рационализации создания геолого-гидродинамических моделей разработки нефтяных месторождений.

2. Исследование основных математических моделей относительных фазовых проницаемостей, применяемых при масштабировании гидродинамических моделей.

3. Проведение численных экспериментов с реализацией различных вариантов моделей для исследования зависимостей между адаптацией истории разработки и прогнозом, адаптацией фильтрационно-емкостных свойств и прогнозом.

4. Изучение зависимости технологических показателей, полученных при гидродинамическом моделировании, с использованием неоднородных по фильтрационных свойствам регионов.

5. Создание геолого-гидродинамических моделей Абдуловского, Сера-фимовского и Цветаевского нефтяных месторождений.

Методы исследований.

Построение секторных моделей для осуществления численных экспериментов по определению степени зависимости результатов моделирования и неоднородности задания геолого-физических параметров осуществлялось с использованием программного обеспечения по гидродинамическому моделированию ECLIPSE.

При создании геолого-гидродинамических моделей нефтяных месторождений использовались геолого-промысловые данные по исследованию скважин и кернового материала, данные подсчета запасов, технологические базы данных, исследования по определению термобарических параметров флюидов и пород.

Для решения поставленных задач была принята модель изотермической неустановившейся пространственной фильтрации пластовых флюидов (газ, нефть и вода). Для выполнения численных экспериментов по созданию гидродинамических моделей нефтяных месторождений использовались программные комплексы IRAP RMS и TEMPEST-MORE.

При моделировании Цветаевского нефтяного месторождения, в дополнение к основной модели разработки, для исследования динамики растекания конуса обводненности под действием гравитационных сил была создана численная модель с использованием конечно-разностных аппроксимаций. Научная новизна работы.

1. На основе численных экспериментов установлена зависимость между результатами адаптации расчетных и фактических данных истории разработки и качеством характеристик на этапе прогнозирования показателей разработки, а также между результатами адаптации по геолого-гидродинамическим критериям к фактическим данным и качеством характеристик при прогнозировании показателей разработки.

2. Исследовано влияние вертикальной и горизонтальной неоднородности фазовых проницаемостей на показатели добычи флюидов.

3. Исследована динамика растекания конуса обводненности под действием гравитационных сил с использованием конечно-разностных аппроксимаций.

4. Созданы трехмерные геолого-гидродинамические модели Абдуловско-го и Серафимовского нефтяных месторождений, а также Цветаевского нефтяного месторождения, находящегося длительное время в консервации и запущенного в повторную разработку.

Основные защищаемые положения.

1. Численные эксперименты на моделях с необходимыми критериями по технологическим и геолого-гидродинамическим параметрам, и оценка их результативности на этапе прогнозирования.

2. Численные эксперименты по оценке изменения характеристик при неоднородном задании фазовых проницаемостей.

3. Трехмерные геолого-гидродинамические модели Абдуловского, Сера-фимовского и Цветаевского нефтяных месторождений.

4. Уточнение характеристик переформирования залежи Цветаевского нефтяного месторождения под действием гравитационных сил.

Практическая значимость.

• Результаты работ использовались в технологических документах Абдуловского, Серафимовского нефтяных месторождений. Результаты моделирования применялись в проекте разработки Цветаевского нефтяного месторождения на стадии повторной разработки после длительного времени консервации.

• Основные выводы, полученные в данной работе также применялись при создании геолого-гидродинамических моделей вошедших в технологические документы по Кушкульскому, Саитовскому, Барьязинскому, Сатаевско-му, Петропавловскому, Мустафинскому, Катынскому, Тейрукскому, Ново-Узыбашевскому нефтяным месторождениям.

Публикации и апробация работы.

Основные результаты диссертации опубликованы в 9 работах, список которых приведен в конце автореферата. Положения диссертационной работы представлялись и обсуждались на научно-технических советах ООО «Башгео-проект» и АНК «Башнефть», на заседаниях нефтяной секции ЦКР Роснедра (2002г, 2003 г, 2004 г, 2005 г, 2006 г, 2007г) — на объединенном научном семинаре кафедр прикладной физики и геофизики Башгосуниверситета (2007г), на VI региональной школе-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученных по математике, физике и химии (Уфа, 2006г). Основная часть практических вопросов и принципиальных решений обсуждалась на ежегодных семинарах компании Яохаг (2004г, 2005 г, 2006 г).

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д. ф-м.н., профессору Хабибуллину И. Л., и признательность д.г.-м.н., профессору Лозину Е. В. Автор также благодарит соавторов и коллег в ООО «Башгеопро-ект» и ОАО «Газпром нефть» за ценные советы, консультации, участие в исследованиях, разработке и внедрении положений диссертационной работы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

1. Проведены две серии численных экспериментов на секторных трехмерных моделях, с учетом сжимаемости пористой среды с различными способами задания относительных и абсолютных проницаемостей:

• В первой серии численных экспериментов показано, что получение наилучшей сходимости фактических и расчетных данных на этапе адаптации истории разработки не приводит к улучшению показателей на этапе прогнозирования. Модели, адаптированные по фильтрационно-емкостным свойствам, на этапе истории разработки, характеризуются более качественным результатом при прогнозировании.

• Во второй серии численных экспериментов методом сравнения характеристик моделей неоднородных и однородных по относительным прони-цаемостям установлено, что вертикальная неоднородность фазовых проницаемостей влияет на показатели добычи нефти и воды (на 4−9% по нефти, и 88−160% по воде), а горизонтальная на показатели добычи воды (на 88−1700%).

2. На основе трехмерной геолого-гидродинамической модели выполнены исследования по анализу разработки Абдуловского и Серафимовского нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

• Показано, что качественная суммарная сходимость параметров идентификации фильтрационных параметров, гидродинамической модели Абдуловского месторождения достигается при использовании четырех регионов фазовых проницаемостей области фильтрации нефти и воды.

• На гидродинамической модели Абдуловского месторождения смоделирована динамика пластового давления кизеловского горизонта, выражающаяся в слабой зависимости от объема закачиваемой в пласт воды.

Установлено, что наибольшее энергетическое влияние в пласте оказывает законтурная область.

• В результате проведенного уточнения поля проницаемости в гидродинамической модели Серафимовского месторождения, среднее значение получилось 0,305 мкм2, что согласуется с гидродинамическими исследованиями скважин.

• При расчетах вариантов разработки Серафимовского месторождения установлено, что при неустойчивых режимах эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, чрезмерно большие скорости нагнетания воды, не способствуют увеличению охвата заводнением и выравниванию фронта вытеснения.

З.На основе трехмерной геолого-гидродинамической модели, выполнены исследования по анализу разработки Цветаевского нефтяного месторождения, запущенного в повторную эксплуатацию после продолжительного периода консервации.

• Исследована численная модель снижения конуса обводненности под действием гравитационных сил. Получены гидродинамические характеристики соотношения проницаемостей при повторной эксплуатации, и зависимости скорости снижения конуса обводненности от начальной высоты и проницаемости пласта.

• Коэффициент извлечения нефти Цветаевского нефтяного месторождения достиг 0,196 д.е., а возобновление эксплуатации привело к приросту на 1,8%. Относительно интенсивно вырабатываются северная и центральная части залежи.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Азиз X, Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем./ AHO «Институт компьютерных исследований», — Ижевск.- 2004. С416.
  2. В.А. Методика прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений./Нефть и газ Тюмени. N9. 1971. — С.38.
  3. .Т. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений./-М.: Недра. -1978. -С.196.
  4. .Т., Исайчев В. В., Кожакин С. В., Семин Е. И., Сургучев M.JI. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений нефти и газа./ -М.: Недра.-1978.-С.197.
  5. Г. И., В.М.Ентов, В.М.Рыжик Движение жидкостей в природных пластах./ М.: Недра. 1984. — С.205.
  6. К.С., Дмитриев Н. М., Т.Д. Розенберг Нефтегазовая гидродомехани-ка/ AHO «Институт компьютерных исследований».- Ижевск. 2005. — С.368.
  7. К.С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика./ М.: Недра.- 1993.-С.416.
  8. Ю.П. Рациональное размещение нефтяных скважин в круговой залежи./ Тр. ВНИИнефть. Вып. 19. М.: Госттехиздат. 1959 — С. 343.
  9. Ю.Брусиловский А. И. Фазовые превращения при разработке нефти и газа./ Грааль.-2002.-С.575.
  10. В.И., Гибадуллин Н. З., Леви В. Б., Лозин Е. В., Миниахметов А. Г., Трофимов В. Е. Исследование эффективности утилизации попутного газа закачиванием в продуктивные пласты./ Нефтяное хозяйство. 2004-№ 8. -С.78.
  11. В.И., Леви В. Б. Регулярный явный метод численного решения уравнений в частных производных./ Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности. Сборник научных трудов. Уфа. Изд. УГНТУ. -1999. -С.467.
  12. Вестник ЦКР/ М.: Изд АИС. 2005.- № 1. -С.98.
  13. Временное методическое руководство по определению коэффициента нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти и газа по данным геологоразведочных работ./ -М. -1972 С. 320.
  14. Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта./М.: Недра. 1971. -С.312.
  15. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефте-промысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов./ -М.: Недра. -1986. -С.607.
  16. Л.П. Основные положения и предварительные рекомендации по методике текущего и перспективного планирования добычи нефти. /Экономика нефтяной промышленности.- 1970.- № 12.-С.125.
  17. Дон Уолкот Разработка и управление месторождениями при заводнении./ -М.: Недра. -2001. -С. 142.
  18. K.M. Разработка нефтяных месторождений. / М.: Недра. -1977. -С.360.
  19. Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта./ М.: Недра. 1975. -С.216.
  20. Э.С., Мангазеев В. П., Закиров И. С. Регулирование разработки многопластовых месторождений./ Геол., геофиз. и разраб. местор. нефти и газа. -2002,-№ 5 С. 228.
  21. Исследование параметров вытеснения нефти водой из продуктивных карбонатов башкирского яруса, песчаников нижнего карбона и девона Ново-Узыбашевского месторождения. Отчёт о НИР / Башнипинефть.Уфа. -2004. -С.75.
  22. Исследование параметров вытеснения нефти водой из продуктивных песчаников нижнего карбона, девона и карбонатов кизеловского горизонта. Отчёт о НИР/ Башнипинефть. Уфа.-2002. — С.57.
  23. С.С., Шнурман Г. А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов./ М, Недра. — 1984. — С. 256.
  24. Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов./ AHO «Институт компьютерных исследований». Ижевск. -2002. С. 368.
  25. Л.Е., Рындин В. Н., Плотников А. Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС/ М, Недра. -1991. — С.75.
  26. Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов./ М.: Недра. -1977. -С.287.
  27. Ч. Оценка и разработка пластов с летучей нефтью./ Хьюстон. -США. -1995.-С.257.
  28. КрыловА.П., Глоголовский М. М., Мирчик М. Ф., Николавский Н. М., Чарный И. А. Научные основы разработки нефтяных месторождений./ AHO Институт компьютерных исследований. Ижевск. -2004. С. 416.
  29. .Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов./ AHO Институт компьютерных исследований. Ижевск. 2002 — С. 296.
  30. .Б., Байбаков Н. К., Требин Ф. А., и др. Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газоконденсатных месторождений./ М.: Недра.-1970.-С.287.
  31. В.Б. Гидродинамическое моделирование разработки Тейрукского месторождения // VI региональная школа-конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике, физике и химии: Сборник трудов. Том 1. Физика. -Уфа. РИО БашГУ. -2006.- С143.
  32. В.Б., Уразаков Т. К., Абдулмазитова Г. Ф. Создание геолого-технологической модели объектов Саитовского нефтяного месторождения// Геология, разработка, эксплуатация и экология нефтяных месторождений
  33. Башкортостана и Западной Сибири. Сборник научных трудов. Уфа, изд. Геопроект, вып 118. -2005. — С.227.
  34. Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде./ ОГИЗ. -1974.-С.628.
  35. Е.В., Леви В. Б. Уточнение фильтрационно-емкостных свойств на основе данных геолого-технологического моделирования Серафимовского нефтяного месторождения.// Нефтяное хозяйство. -2007- № 4.- С. 143.
  36. Е.В., Леви В. Б. Результаты геологического и гидродинамического моделирования переформирования нефтяных месторождений после первичной разработки.// Нефтяное хозяйство. -2005 № 10. — С.40−42.
  37. В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ./- М., «Недра-Бизнесцентр». — 2003.-С.638.
  38. В.Д. Метод оценки фактической нефтедобычи пластов /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1995.-№ 8.-С.250.
  39. В.Д. Метод оценки фактической нефтедобычи пластов /Геологи, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1995.-№ 8.-С.230.
  40. М. Течение однородных жидкостей в пористой среде./ AHO «Институт компьютерных исследований». -Ижевск. 2004. — С.628.
  41. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений/ М.: ВНИИОЭНГ. — 2003. — С.224.
  42. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели)/ -М.: ВНИИОЭНГ.- 2003.-С.162.
  43. Методическое руководство по определению активных извлекаемых запасов нефти месторождений (объектов), находящихся в поздней стадии разработки /Башнипинефть. Уфа. -1987.-С.51.
  44. Методическое руководство по определению активных извлекаемых запасов нефти месторождений (объектов), находящихся в поздней стадии разработки /Башнипинефть. -Уфа.- 1987.-С.51.
  45. Методическое руководство по определению нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным и пересчёту запасов нефти по длительно разрабатываемым месторождениям/ М.: Недра.- 1964.- С. 126.
  46. Методическое руководство по определению нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным и пересчёту запасов нефти по длительно разрабатываемым месторождениям/- М.: Недра.- 1964.-С.123.
  47. Некоторые вопросы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Бюллетень ЦКР/ Выпуск № 4. М.-2004.-С.157.
  48. В.Н. Геомеханика и флюидодинамика./ М.: Недра, 1996. -447с.
  49. Н.М. Метод комплексного проектирования разработки группы газовых меторождений./ М.:Гостоптехиздат.- 1952. -С. 104.
  50. В.Н., Басниев К. С., Горбунов А. Т., Зотов Г. А. Механика насыщенных пористых сред./ М.: Недра.- 1970. С. 339.
  51. Определение физико-гидродинамических характеристик вытеснения нефти из карбонатов башкирского и турнейского ярусов, верейского и каширского горизонтов ряда месторождений нефти АНК Башнефть: Отчёт / Башнипи-нефть.-Уфа.- 1999.-С.97.
  52. А.О. Режимы разработки нефтяных месторождений./ Учебное пособие для ВУЗов. Недра.- 1993. -С. 126.
  53. В.Г., Родионов В. П. Нефтеизвлечение из карбонатов турнейского яруса при различных скоростях движения закачиваемой воды в поровом пространстве. / Нефтепромысловое дело. 2001.-С.223.
  54. И.Г. Основы геологии нефти и газа./- М, — 1962. -С.292.
  55. Расчеты в технологии и технике добычи нефти./-М.: Недра.-1967.-С.380.
  56. РД 39−147 035−209−87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов./ -М.-1987. -С.52.
  57. РД 39−147 035−209−87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов./- М.-1987.-С.52.
  58. РД 153−39.0−047−00. Регламент по созданию ПДГТМ нефтяных и газонефтяных месторождений/ Минтопэнерго РФ, М.-2000.-С.85.
  59. РД 153−39−007−96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений./ М.-1996.-С.201.
  60. РД 39−9-1069−84. Методическое руководство по определению начальных извлекаемых запасов нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разработки (при водонапорном режиме). М.: Недра.- 1983.-С.140.
  61. РД 39−9-1069−84. Методическое руководство по определению начальных извлекаемых запасов нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разработки (при водонапорном режиме)./ М.: Недра.-1983.-С.160.
  62. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей./ М.: Наука.-1976.-С.244.
  63. Руководство пользователя ROXAR RMS common, версия 7.0.x/ М: Roxar.-2003.-С.80.
  64. М.М. и др. Проектирование разработки крупных месторождений./-М.: Недра, — 1969.-С.340.
  65. М.М., Тухватуллин В. З. О некоторых показателях расчета плана добычи нефти./Экономика нефтяной промышленности, — 1975.-№ 12.С.19−21.
  66. Ситенков В, Г. Гидравлика. Теория и расчет двухфазных систем./ -Нижневартовск.- 2006.- С. 204.
  67. Сопровождение действующих и создание новых математических моделей разработки нефтяных месторождений. Поддержка и сопровождение программного обеспечения RMS и MORE./ М: Roxar.- 2003.-С.76.
  68. Справочник по нефтепромысловой геологии./ М.: Недра.-1981.-С.524.
  69. Сургучев M. JL Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений платформенного типа./ М.: Гостоптехиздат.- 1960.- С. 58.
  70. М.Л., Желтов Ю. В., Симкин Э. М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах./ М.: Недра.-1984. — С.214.
  71. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов./ М.: Недра.-1974.-С.659.
  72. Технический справочник «More 6». / М: Roxar.-2003.-C.76.
  73. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Цветаевского нефтяного месторождения./ Уфа: Башнефть.- 2004. — С.305.
  74. В.З. Определение технологических показателей разработки при заводнении залежей нефти. / Проблемы нефти и газа Тюмени. Тю-мень.-1985.-С.125.
  75. В.З., Саттаров М. М., Леви Б. И. Методика прогнозирования технологических показателей разработки нефтяных месторождений при перспективном планировании. / ОНТИ Башнипинефть.-Уфа.-1976.-С.55.
  76. Э.М., Лозин Е. В., Лисовский Н. Н., Габитов Г. Х. Вторичная разработка нефтяных месторождений/ -Санкт-Петербург. Недра, — 2006.- С. 361.
  77. М.М., Булгакова Г. Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологических сложных средах/ АНО «Институт компьютерных исследований» Ижевск.-2003.-С.288.
  78. М.М., Мирзаджанзаде А. Х., Бахтизин Р. Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи./ АНО Институт компьютерных исследований Ижевск.- 2004. С. 368.
  79. Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта./ М.: Недра.- 1965. С. 232.
  80. М.И. Статистическая гидромеханика пористых сред./М.: Недра.-1985.-С.288.
  81. В.Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика./ НИЦ Регулярная и хаотическая динамика. Ижевск.- 2001.- С. 736.
  82. Baker, R.: «Streamline Technology: Reservoir History Matching and Forecasting Its Success, Limitations, and Future «JCPT (2001) 40, No. 4,23.
  83. Bissel, R.C. et al.: «Combining Geostatistical Modeling with Gradient Information for History Matching: The Pilot-Point Method,» paper SPE 38 730 presented at the 1997 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver 6−9 October.
  84. Bissell, R.C., Sharma, Y., and Killough, J.E.: «History Matching Using the Method of Gradients: Two Case Studies» paper SPE 28 590 presented at the 1994 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 25−28 September.
  85. Bush, M.D. and Carter, J.N.: «Application of a modified genetic algorithm to parameter estimation in the petroleum industry» paper presented at the 1996 Conference on Artificial Neural Networks in Engineering, St. Louis, Missoury, 1−13 November.
  86. Caers, J. et al.: «A Geostatistical Approach to Streamline-Based History Matching «SPEJ (December 2000) 250.
  87. Carlson, F.M. and Stein, M.H.: «Automatic Waterflood History Matching Using Dimensionless Performance Curves» paper SPE 24 987 presented at the 1992 Annual Technical Conference and Exhibition, Washington, DC 4−7 October.
  88. Carter, J.N.: «Using Bayesian Statistic to Capture the Effects of Modelling Errors in Inverse Problems» Mathematics Geology (2004) 36, No. 2,187.
  89. Chavent, G., Dupuy, M., and Lemonnier, P.: «History Matching by use of Optimal Theory» SPEJ (February 1975) 74- Trans., AIME, 259.
  90. Chen, W.H. et al.: «A New Algorithm for Automatic History Matching «SPEJ (December 1974) 593- Trans., AIME, 257.
  91. Datta-Gupta, A. et al.: «A Type-Curve Approach to Analyzing Two-Well Tracer Tests» SPEFE (March 1995) 40- Trans., Aime, 299.
  92. Denney, D. et al.: «Geological Parameterization of a Reservoir Model for History Matching» JPT (April 2002) 76.
  93. Dogru, A.H. and Seinfeld, J.H.: «Comparison of Sensitivity Coefficient Calculation Methods in Automatic History Matching» SPEJ (December 1981) 551.
  94. Dye, L.W., Home, R.N., and Aziz, K.: «New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators» paper SPE 15 137 presented at the 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, California, 2−4 April.
  95. Gerillot, D. and Pianelo, L.: «Simultaneous Matching of Production Data and Seismic Data for Reducing Uncertainty in Production Forecasts» paper SPE 65 131 presented at the 2000 SPE European Petroleum Conference, Paris, 24−25 October.
  96. Ghoniem, S.A. et al.: «Simplified method for petroleum reservoir history matching» Applied Mathematical Modeling (1984) 8, No. 4,282.
  97. Giudicelli, C.B. et al.: «Anguille Marine, a Deep-Sea Fan Reservoir Offshore Gabon: From Stochastic Modeling Toward History Matching» paper SPE 24 984 presented at the 1992 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington, DC, 4−7 October.
  98. Gomez, S., Gosselin, O., Barker, J.W.: «Gradient-Based History Matching With a Global Optimization Method,» SPE J (June 2001) 200/
  99. He, Z., Yoon, S., and Datta-Gupta, A.: «Streamline Based Production Data Ine-gration With Gravity and Changing Field Conditions» SPEJ (December 2002) 423.
  100. Hirasaki, G.J.: «Sensitivity Coefficients for History Matching Oil Displacment Processes», SPEJ (March 1973) 39.
  101. Illiasov, P.A., and Datta-Gupta, A.: «Field-Scale Characterization of Permeability and Saturation Distribution Using Partitioning Tracer Tests: The Ranger Field, Texas» SPEJ (December 2002) 409.
  102. Joyner, H.D. and Lovingfoss, W.J.: «Use of a Computer Model in Matching History and Predicting Performance of Low-Permeability Gas Wells» JPT (December 1971)1415.
  103. Le Gallo, Y. and Le Ravalec- Dupin, M.: «History Matching Geostatistical Reservoir Models With Gradual Deformation Methods «paper SPE 62 922 presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, 1−4 October.
  104. Makhlouf, E.M. et al.- «General History Matching Algorithm for Three-Phase, 3-D Petroleum Reservoir» SPE Advanced Technology Series (1993) 1, No. 2, 83.
  105. Mantica, S., Cominelli, A., and Mantica, G.: «Combining Global and Local Optimization Techniques for Automatic History Matching Production and Seismic Data» SPEJ (June 2002) 123.
  106. Miliken, W.J., Emanuel, A.S., and Chkravarty, A.- «Applications of 3D Streamline Simulation to Assist History Matching» SPERE (December 2001) 502.
  107. Moore, L.T. and Lamba, J.: «Automatic History Matching in Production Modeling» paper presented at the 1985 Annual Conference and Convention of the American Inst. Of Industrial Engineers, Boston, Massachusetts, 14−17 May.
  108. Ory, J. et al.: «A Semi-Automatic History-Matching Technique Applied to Aq-uiffer Gas Storages» paper SPE 38 862 presented at the 1997 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 5−8 October.
  109. Ouenes, A. et.: «New Algorithm for Automatic History Matching: Application of Simulated Annealling Method (SAM) to Reservoir Inverse Modeling» paper SPE 26 297 available from SPE, Richardson, Texas (1993).
  110. Parish, R.G., et al.: «Effective History Matching: The Applications of Advanced Software Techniques to the History-Matching Process» paper SPE 25 250 presented at the 1993 SPE Symposium on Reservoir Simulation, New Orleans, 28 February- 3 March.
  111. Rahon, D., Blanc, G., and Guerillot, D.: «Gradients Method Constrained by Geological Bodies for History Matching» paper SPE 36 568 presented at the 1996 SPE Annual Technical conference and Exhibition, Denver, 6−9 October.
  112. Savioli, G.B. and Bidner, M.S.: «Comparison of Optimization Techniques for Automatic History Matching» Journal of Petroleum Science and Engineering (1994) 25.
  113. Sayyouh, M.H.: «Goal Programming: A New Tool for Optimization in Petroleum Reservoir History Matching» Applied Mathematical Modeling (1981) 5, No. 4,223.
  114. Shah, S., Gavalas, G.R., and Seinfeld, J.H.: «Error Analysis in History Matching: The Optimum Level of Parameterization» SPEJ (1978) 219.
  115. Smith, R.A.W. and Tan, T.B.: «Reservoir Characterization of a Fractured Reservoir Using Automatic History Matching» paper SPE 25 251 presented at the 1993 SPE Symposium on Reservoir Simulation, New Orleans, 28 February 3 March.
  116. Thomas, L.K., Heliums, L.J., and Reheis, G.M.: «Nonliner Automatic History-Matching Technique for Reservoir Simulation Models» SPEJ (December 1972) 508- Trans., AIME, 253.
  117. Van den Bosch, B. and Seinfeld, J.H.: «History Matching in Two-Phase Petroleum Reservoirs: Incompressible Flow «SPEJ (June 1978) 398.
  118. Vasco, D.W., Yoon, S., and Datta-Gupta, A.: «Integrating Dynamic Data Into High-Resolution Reservoir Models Using Streamline-Based Analytical Sensitivity Coefficients» SPEJ (December 1999) 389.
  119. Wang, Y. and Kovscek, A.R.: «Streamline Approach for History Matching Production Data» SPEJ (December 2000) 353.
  120. Wasserman, M.L., and Emanuel, A.S.: «History matching three-dimensional models using optimal control theory» JCPT 1 976 15, No 4,70.
  121. Wasserman, M.L., Emanuel, A.S., and Seinfeld, J.H.: «Practical Applications of Optimal-Control Theory to History Matching Multiphase Simulator Models» SPEJ (August 1975) 347- Trans., AIME, 259.
  122. Watson, A.T. et al.: «An Analytical Model for History Matching Naturally Fractured Reservoir Production Data «SPERE (August 1990) 384.
  123. Watson, A.T. et al.: «History Matching in Two-Phase Petroleum Reservoirs» SPEJ (December 1980) 521.
  124. Watson, A.T., Lane H.S., and Gatens, J.M. III.: «History Matching With Cumulative Production Data» JPT (January 1990) 96.
  125. Watson, A.T.: «Sensitivity Analysis of Two-Phase Reservoir History Matching «SPERE (August 1989) 319.
  126. Wu, Z. and Datta-Gupta, A.: «Rapid History Matching Using a Generalized Travel-Time Inversion Method» SPEJ (June 2002) 113.
  127. Yamada, T.: «Nonuniqueness of History Matching «paper SPE 59 434 presented at the 2000 SPE Asia Pacific Conference on Integrated Modeling for Asset Management, Yokohama, Japan, 25−26 April.
  128. Yang, P.H., and Watson, A.T.: «Automatic History Matching With Variable-Metric Methods» SPERE (August 1988) 995.
  129. Zhang, F., Reynolds, A.C., and Oliver, D.S.: «Model Errors Inherent in Conditioning a Stochastic Channel to Pressure Data» paper SPE 62 987 presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, 1−4 October.
  130. Zhang, J., Dupuy, A., and Bissel, R.: «Use of an Optimal-Control Technique for History Matching» paper presented at the 1998 ISIP Intl. Symposium on Invers Problems in Engineering Mechanics, Nagano City, Japan, 24−27 March.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!