Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти : по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы

• Автор: Хабаров, Алексей Владимирович
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 103 с. : ил.

1.1 История развития моделирования переходной зоны. Обзор различных капиллярных моделей насыщенности
1.2 Практическое применение модели БруксКори
1.3 Определение положения зеркала чистой воды
1.4 Заключение по результатам применения капиллярноймодели.
насыщенности.
Глава 2. Методика оценки пористости тонкослоистых пластовколлекторов ЛС Салымской группы месторождений
2.1 Состояние проблемы.
2.2 Ограничения традиционной методики прогноза ФЕС тонкослоистых пластовколлекторов.
2.3 Технология восстановления высокочастотной компоненты показаний плотностного каротажа.
2.4 Методика прогноза долевого содержания тонкослоистых коллекторов
2.5 Статистический анализ различных вариантов.оценки пористости
2.6 Выводы по результатам применения специальных технологий при оценке
пористости горных пород
Глава 3. Прогноз проницаемости и продуктивности
3.1 Традиционные методы и существующие неопределенности
3.2 Сбор, подготовка и анализ керновых данных
3.3 Выбор, настройка и проверка модели проницаемости, учитывающей структуру порового пространства.
3.4 Прогноз эксплуатационных показателей скважин по данным ГИС.
3.4.1 Анализ влияющих факторов.
3.4.2 Эмпирическая модель обводненности.
3.4.3 Прогноз обводненности фазовые проницаемости.
3.4.4 Модель Кори.
3.4.5. Прогноз продуктивности уравнение Дарси.
3.5 Разработка комплексной методики прогноза проницаемости
3.5.1. Литофациальная модель проницаемости.
3.5.2 Литоилотностная модель проницаемости
3.5.3 Множественные регрессии и нейронные сети как инструмент прогноза проницаемости.
3.5.4 Анализ результатов тестирования различных моделей проницаемости.
3.6 Удельное электрическое сопротивление и его связь с изменением ФЭС
горных пород
3.7. Выводы по результатам анализа различных способов прогноза
проницаемостии.
Глава 4. Интерактивный интерпретационный алгоритм.
Заключение.
Список литературы


Разработка этих объектов ведется компанией Салым
Петролеум Девелопмент СПД совместное предприятие 8Ье1Ьи Сибирь Энерджи. В административном отношении МСГ находятся на территории Нефтеюганского района ХантыМансийского автономного округа Тюменской области, в Салымскомнефтегазоносном районе Среднеобскойнефтегазоносной области. В пределах рассматриваемой территории установлена продуктивность нижнемеловых и юрских горизонтов пласты АСЮ, БС8, ачимовская, баженовская. Компанией СПД ведется промышленная эксплуатация пластов группы АСЮ, являющихся основным нефтеносным объектом. В отношении их запасов углеводородного сырья, наибольший интерес представляет ЗападноСалымское месторождение. К настоящему моменту пробурено более 0 эксплуатационных скважин. Одним из основных принципов СПД является принятие решений на основе качественных данных. Приблизительно, в каждой двадцатой скважине эксплуатационного фонда и всех новых разведочных скважинах осуществляется отбор керна с сохраненным естественным насыщением. В настоящее время проходка с отбором подобного высокоинформативного керна превысила отметку в м. При этом вынос и сохранность каменного материала составляет . Полнота и качество геологогеофизических данных позволяют провести надежную оценку общих емкостных и литологических характеристик рассматриваемых отложений. Так, продуктивные пласты АС представляют собой серии песчаных тел ограниченной толщины от первых единиц до первых десятков метров, сформировавшиеся в прибрежноморской и дельтовой обстановках осадконакопления. Средние величины их фильтрационноемкостных свойств составляют К , К и Кпр мД.