Разработка технологии построения фильтрационно-емкостных моделей залежей углеводородов в сложнопостроенных терригенных коллекторах на основе их классификации по ГИС : На примере газоконденсатнонефтяных месторождений Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепеч

• Автор: Вишератина, Нина Петровна
• Шифр специальности: 04.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Ухта
• Количество страниц: 164 с.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
Глава 1. Анализ эффективности использования ГИС при подсчете запасов углеводородного сырья и построении фильтрационно-емкостных моделей залежи. Определение задач исследования, решаемых в диссертации
Глава 2. Разработка методики классификации коллекторов Пе-чоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия

2.1. Общая схема классификации

2.2. Критерии выделения групп коллекторов по ГИС

2.3. Опробование методики классификации коллекторов по разрезу скважин

Глава 3. Технология построения фильтрационно-емкостных моделей залежей УВ сырья на основе классификации коллекторов по ГИС

3.1. Технология интегрированной интерпретации геофизических данных

3.1.1. Программа расчета исходных физических параметров

3.1.2. Компьютерная технология построения фильтрационноемкостных моделей залежей УВ сырья
3.2. Алгоритмы решения
Глава 4. Реализация полученных результатов
4.1. Фильтрационная модель залежи углеводородов по Западно-Соплесскому месторождению
4.2. Фильтрационная модель залежи углеводородов по Югидскому
месторождению
Заключение
Библиографический список использованной литературы
Введение
Большинство резервуаров газа и нефти отличаются существенной фильтрационной неоднородностью. Это относится и к сложнопостроенным коллекторам месторождений, приуроченным к структурам первого порядка -Печоро-Кожвинскому мегавалу и Среднепечорскому поперечному поднятию (рис.1). Помимо пород-коллекторов, фильтрация пластовых флюидов в которых подчиняется закону Дарси, и практически непроницаемых пород-неколлекторов, в разрезах большинства месторождений имеются породы-полупроводники, движение флюидов в которых подчиняется нелинейному закону фильтрации. Такие породы получили название «породы с начальным градиентом» или «потенциальные коллекторы». Наличие подобных пород приводит к тому, что фильтрационная модель залежи во времени изменяется. Некоторые части залежи начинают дренироваться только после снижения давления в зоне отбора. Другие, наоборот, отделяются от зоны отбора при повышении напряжения в скелете породы.
Фильтрационные процессы в залежах могут быть описаны в рамках так называемой блочно-слоистой модели, представляющей залежь в виде частей-блоков, связанных между собой при градиентах давления, превышающих некоторое критическое значение, определяемое свойствами газонефтенасы-щенных пород, через которые происходят перетоки флюидов из одной залежи в другую.
При подсчете запасов и проектировании системы разработки, как показывает проведенный анализ, считается, что практически все залежи квазиод-нородны. По площади изменяются только эффективные толщины, иногда пористость. В пределах Республики Коми (по данным на 01.01.1999 г.) учтено 116 месторождений, из них: 86 - нефтяных, 13 - газовых, 6 - газонефтяных, 5 - газоконденсатных, 6 - нефтегазоконденсатных. Большинство залежей рассматривались как единые газогидродинамические системы. Для газовых месторождений коэффициент газоотдачи принимался равным единице независимо от системы расстановки добывающих скважин. В процессе эксплуатации
Границы и индексы тектонических элементов
ЛВн надпорядковых
(!) Печорская синеклиза
<3) Предуральский краевой прогиб
I порядка її Печоро-Кохвинский мегавал 1г Ижма-Печорская впадина Пі Верхвепечорская впадина Не Среднепечорское поперечное поднятие Пд Большесынинская впадина

(Г) Кыртаельско—Печорогородский ИГР Среднепечорский ИГР Большесынинский ИГР Верхнє л ыжско—Лемьюский ИГР Мутноматериково-Лебединский НІР Верхнепечорский НГР
Рис.1. Обзорная карта Печорского района
• ♦ | * МЯВ

*Г О и
| г— Кп г ср. = г ф.св Г 1111 1 гг Скв.№ 68 обр. 6/3< = 8.6%, Кпр =112. 9.0 мкм, г ф.ср. = = 12.6 мкм., г ф.м мкм. 1 1 1 5, )мД.; В.9 мкм., кн. = 2.0
/

{ У]
г: У У / У

• Размер пор г.мкм

Размер пор г.мкм
' п пгт

Скв.*> 143, обр. 1/3,
Кп = 6.9%, Кпр = 1.12 мД.; Гф=1 .бмкм, гф.ср. = 2.05 мкм
г ф.св. = 4.6 мкм., г ф.мин. = 0.8 мкм.

Размер пор г.мкм Рис. 7. Гистограммы распределения пор и долевое участие фильтрующих пор.
—(2 пор,% — (} фильтр. пор,% Фильтрующие поры.