Оценка влияния процессов разработки нефтяных залежей на динамику изменения геолого-промысловых параметров

• Автор: Зиновкина, Татьяна Сергеевна
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 122 с. : ил.

Оглавление
Введение
Г лава 1. Достоверность геолого-промысловой информации об объекте разработки
1.1. Определение границ распространения коллекторов нефтяных залежей
1.1.1. Кровля и подошва залежи
1.1.2. Картирование дизъюнктивных нарушений
1.1.3. Картирование линий замещения (выклинивания) пород-коллекторов на породы неколлектора
1.1.4. Разделение нефтенасыщенного пласта по характеру насыщающего флюида17
1.2. Определение эффективных нефтенасыщенных толщин коллекторов нефтяных залежей
1.3. Определение коэффициента пористости пласта
1.3.1. Лабораторные исследования керна
1.3.2. Интерпретация материалов данных ГИС
1.3.3. Классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости
1.4. Методики оценки величины погрешности коэффициента пористости
1.4.1. Методика выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости
1.4.2. Методика проверки надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных
1.4.3. Методика выбора среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект
1.4.4. Методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора
1.5. Определение коэффициента нефтенасьнценности
1.6. Определение физико-химических свойств нефти 49 Глава 2. Изменение геолого-промысловых параметров залежи нефти в процессе разработки52
2.1. Бурение и освоение скважин
2.2. Первичные методы разработки
2.2.1. Динамика изменений эффективного нефтенасыщенного объема залежи в процессе разработки залежи на естественном режиме
2.2.2. Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки залежи на естественном режиме
2.2.3. Динамика изменений физическо-химических свойств нефти в процессе разработки залежи на естественном режиме
2.3. Вторичные методы разработки

2.3.1 Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе
разработки залежи с использование методов заводнения
2.3.2. Динамика изменений физико-химических свойств нефти в процессе разработки залежи с использование методов заводнения
2.4. Третичные методы разработки
2.4.1. Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки залежи с использованием методов увеличения нефтеотдачи
2.4.2. Динамика изменений физических свойств нефти в процессе разработки залежи с использованием методов увеличения нефтеотдачи
2.5. Классификация изменения геолого-промысловых параметров (открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти) в жизненном цикле нефтяных месторождений
2.6. Методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геологопромысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов
Глава 3. Применение предложенных методик и классификаций на исследуемых площадях
3.1. Оценка погрешности коэффициента пористости пласта Пэйп Лыдушорского месторождения
3.2. Определение среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект
3.2.1. Пласт БУЮ Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения
3.2.2. Пласт ОДтп Мусюршорского месторождения
3.3. Оценка степени достоверности определенного объема пустотного пространства пласта
3.3.1. Пласт БУЮ Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения
3.3.2. Пласт ОзИп Мусюршорского месторождения
3.4. Определение влияния процессов разработки нефтяной залежи на динамику изменения геолого-промысловых параметров залежи Массив месторождения Алиан97
3.4.1 Эффективный нефтенасыщенный объем
3.4.2. Коэффициент открытой пористости
3.4.3. Сопоставление оцененных начальных объемов нефти и параметров (2012 г.)
с результатами, полученными в 2000 г. по залежи Массив месторождения Алиан111
Заключение
Список литературы

Введение
Актуальность тематики исследований.
Одним из факторов, влияющим на полноту извлечения углеводородов, является наличие надежной и достоверной информации о строении, литолого-фациальной изменчивости, характере насыщения пластов и свойствах пластовых флюидов. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. При вводе залежи в разработку в результате технологического воздействия на залежь создается принципиально новая сложная динамическая геолого-промысловая система. Способность пористых сред пропускать через себя пластовые флюиды зависит от свойств породы и фильтрующихся флюидов, а также от скорости фильтрации, воздействия внешних физических полей, количественного соотношения и распределения фаз в поровом пространстве и других факторов. Вышеперечисленные факторы существенно изменяются в результате применения различных методов воздействия на залежь углеводородов. Техногенное воздействие на залежь приводит к изменению компонентного состава пластовых флюидов и, как следствие, к изменению значений параметров, характеризующих физико-химические свойства подвижной нефти. Таким образом, свойства пласта-коллектора и насыщающих его флюидов в значительной степени зависят от применяемой технологии воздействия на пласт, и изменяются на всем протяжении жизненного цикла месторождения. Данные, получаемые в процессе разработки, характеризуют текущее состояние залежи. На сегодняшний день при создании и адаптации геолого-гидродинамических моделей залежи используют фактические данные за весь период разработки, а геолого-промысловые параметры пласта остаются изначально определенными и неизменными, и, как следствие, степень достоверности результатов, получаемых на ЗД геолого-гидродинамических моделях, невысокая. Основными факторами, приводящими к неточной количественной оценке геологопромысловых параметров, являются:
• измерительные и методические погрешности;
• отсутствие учета динамики изменения геолого-промысловых параметров пласта и физико-химических свойств нефти, происходящих вследствие технологических процессов, протекающих в резервуаре.
Большинство нефтяных месторождений в России и за рубежом находятся на завершающей стадии разработки. Для создания эффективной системы доразработки залежи необходимо учитывать изменения, произошедшие с пластом и флюидами за истекший период разработки залежи. Поэтому, создание методик оценки влияния процессов разработки залежей и точности определения значений геолого-промысловых параметров представляет актуальную проблему.

1.3.2. Интерпретация материалов данных ГИС
Материалы ГИС используются для:
• литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов скважин;
• выделения в разрезе скважин коллекторов;
• разделения коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов на газо-, нефте- и битумонасыщенные;
• определения положения межфлюидных контактов, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин, коэффициентов пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости.
Эффективность методов ГИС зависит как от применяемого комплекса ГИС, так и от петрофизического обеспечения, информативности испытаний, типов изучаемых разрезов, характера строения резервуаров, фазового состояния углеводородов, технологии бурения.
Рассмотрим факторы, влияющие на точность определения значения коэффициента пористости по данным материалов ГИС.
1. Основу геологической интерпретации данных ГИС составляют петрофизические зависимости типа «керн-керн», «керн-ГИС», «ГИС-ГИС». От надежности используемых связей зависит точность определения коэффициента пористости по данным методов ГИС.
Зависимости «керн-ГИС» получают, когда коллекторские характеристики измеряют на образцах керна, отобранных в интервалах разреза, однородных по материалам ГИС, геофизические же характеристики определяются по кривым ГИС, зарегистрированным против этих интервалов в стволе скважины. Зависимости «ГИС-ГИС» получают путем сопоставления между собой различных геофизических параметров. На достоверность связей типа «керн-керн», «керн-ГИС» оказывают влияние качество лабораторных определений, качество привязки керна к данным ГИС, а также представительность выборки, используемой для построения связи [58].
Коэффициент пористости определяют по данным электрического, электромагнитного, акустического, гамма-гамма плотностного, ядерно-магнитного каротажа, а также по данным стационарных нейтронных видов каротажа и по данным метода собственных потенциалов. Петрофизической основой определения коэффициентов пористости по материалам ГИС служат корреляционные парные или многомерные зависимости типа «керн-ГИС» и «керн-керн» между коэффициентом пористости и различными геофизическими параметрами. Их устанавливают для выделенных в изучаемом объекте литотипов пород с тем, чтобы максимально учесть состав веществ, образующих минеральный скелет породы, тип и распределение глинистых частиц, тип и объемы цементов, влияние межзерновой, каверновой и трещинной емкости и порозаполняющих флюидов - воды, нефти и газа.