Дискретно-непрерывное моделирование нефтяных залежей с целью обоснования геолого-промысловых критериев эффективного применения методов повышения нефтеотдачи : На примере месторождений Западной Сибири

• Автор: Дорошенко, Александр Александрович
• Шифр специальности: 04.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 350 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В СВЯЗИ
С ПОВЫШЕНИЕМ НЕФТЕОТДАЧИ
1.1. Основные черты геологического строения центральной
части Западной Сибири
1.2. Геолого-промысловая характеристика типовых пластов
месторождений центральной части Западной Сибири
2. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
2.1. Геолого-промысловые факторы, определяющие снижение
эффективности разработки нефтяных месторождений в режиме заводнения пластов
2.2. Методы принятия решений при выборе способов воздействия
на пласты с целью повышения нефтеотдачи
2.3. Современное состояние применения методов воздействия на нефтяные пласты
3. ОСНОВЫ ДИСКРЕТНО-НЕПРЕРЫВНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
ПРИ ИЗУЧЕНИИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
3.1. Понятие о дискретно-непрерывных прогнозных моделях
3.1.1. Дискретные прогнозные модели
3.1.2. Дискретно-непрерывные прогнозные модели
3.2. Методика построения дискретных прогнозных моделей
3.3. Методика разграничения нефтяных залежей на участки,
однородные по комплексу геолого-промысловых признаков
4. МЕТОДЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
4.1. Анализ существующих классификаций коллекторов по проницаемости
4.2. Предлагаемая методика классификации коллекторов по нормированной проницаемости
4.3. Методы моделирования неоднородности призабойных зон
4.4. Методика построения карт распространения типов призабойных
зон пластов
5. ПОСТРОЕНИЕ ДИСКРЕТНО-НЕПРЕРЫВНЫХ МОДЕЛЕЙ С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
5.1. Типизация призабойных зон пласта как основа для построения
дискретно-непрерывных прогнозных моделей
5.2. Дискретно-непрерывные модели прогноза эффективности методов интенсификации притоков
5.2.1. Построение дискретных моделей
5.2.2. Построение дискретно-непрерывных моделей
5.3. Дискретные модели прогноза эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи
5.4. Дискретные модели прогноза эффективности циклического воздействия на пласт
5.5. Построение прогнозных карт технологической эффективности методов воздействия на пласт
6. ПРИМЕНЕНИЕ ДИСКРЕТНО-НЕПРЕРЫВНЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПО КОСВЕННЫМ ДАННЫМ
6.1. Прогнозирование коэффициента продуктивности по комплексу геолого-промысловых признаков
6.2. Прогнозирование гидропроводности нефтяных пластов по материалам разведочных скважин
7. ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРИМЕНИМОСТИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
7.1. Дискретно-непрерывные модели прогноза экономической эффективности МУН
7.2. Построение карт для прогноза рентабельности методов увеличения нефтеотдачи пластов
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЯ. Акты внедрения

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы. К настоящему времени в состоянии сырьевой базы нефтедобывающих предприятий России произошли значительные качественные и количественные изменения структуры запасов нефти. В связи с высокой степенью выработки запасов крупных и высокопродуктивных месторождений, значительно снизилась обеспеченность добычи активными высокопродуктивными запасами и ресурсами нефти. Произошло снижение дебитов скважин по нефти и их массовое обводнение до пределов ниже уровня рентабельной эксплуатации. Это обусловливает необходимость проведения большого объема работ по воздействию на пласт с целью ограничения водопритоков и вовлечения в разработку недренируемых запасов.
Существует значительное число работ, посвященных теоретическим и прикладным аспектам применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Это работы таких исследователей как М.Т.Абасов, М.А.Авдонин, Г.А.Бабалян, Ю.В.Баранов, Р.А.Булатов, Д.В.Булыгин, Л.Н.Бученков, А.И.Вашуркин,
B.Е.Гавура, А.Ш.Газизов, А.Т.Горбунов, С.В.Гусев, Р.Н.Дияшев, Н.Р.Еремин,
C.А.Жданов, Ю.П.Желтов, В.П.Зайнудинов, А.С.Касов, В.Е.Кащавцев, Г.А.Малышев, И.Л.Мархасин, Р.И.Медведский, В.А.Мордвинов, Р.X.Муслимов, М.Ф.Свищев, В.П.Сонич, М.Л.Сургучев, М.А.Токарев, В.К.Федорцов, А.Я.Хавкин, Н.А.Черемисин, А.К.Ягофаров и др.
В результате исследований этих и других специалистов обобщен большой объём лабораторных и промысловых испытаний широкого спектра методов воздействия на нефтяные пласты, однако ряд очень важных вопросов остался ещё нерешенным. Так промысловый опыт показал, что на одной и той же залежи, любой метод увеличения нефтеотдачи, применимость которого обоснована по известным в настоящее время критериям, на одних участках дает значительный прирост добычи нефти, на других же - его технологический эффект близок к нулю или даже отрицателен. В связи с этим весьма актуальным является решение проблемы разграничения залежей по комплексу геолого-промысловых
Северная часть Восточно-Моховой площади керном на изучена и на этом участке необходимо пробурить несколько скважин с отбором керна.
В целом же средние значения Кп и Кпр на изученных площадях представляются достоверными.
Водоудерживающая способность изменяется в широком диапазоне: от
18,8 до 84 % и в целом по пласту составляет 36 %. Средние значения Квс по отдельным площадям изменяются незначительно: от 35,5 до 7,9 %, 64 % пород имеют невысокие Квс - 25 - 40 %.
Пласт БС10 характеризуется, в основном, очень высокой продуктивностью (табл. 1.2). В зависимости от физико-литологических свойств дебиты нефти изменяются в широких пределах - от 6,6 м3/сут при динамическом уровне 316 м (скважина 120) до 351 м3/сут через штуцер диаметром 12-мм на фонтанирующем режиме. Устойчивость дебитов подтверждается длительной эксплуатацией.
Свойства и состав пластовой воды. На территории Федоровского месторождения пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов. Коэффициент 1Ча/С1 в пластовых водах ближе к единице. Для вод гидрокарбонатного типа он составляет 1,01 - 1,09, для вод хлоридно-кальциевого типа - 0,90 - 0,99.
Минерализация пластовых вод месторождения отличается незначительно от минерализации таковых в целом по Сургутскому району.
В целом по месторождению пластовые воды характеризуются низкой минерализацией. Максимальная их минерализация не превышает 20,56 г/л, причем средняя минерализация по пластам изменяется незначительно - в пределах от 13,42 (пласт АС?.») до 19,96 г/л (пласт АС4).