Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования : на примере месторождений Западной Сибири

• Автор: Грищенко, Марина Афанасьевна
• Шифр специальности: 25.00.16
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2008
• Место защиты: Екатеринбург
• Количество страниц: 209 с. : ил.

Оглавление
Введение
1. Теоретические основы создания геологических моделей с целью подсчёта запасов
1.1. Обоснование ВНК как основа структурной модели и модели
насыщенности залежи
1.1.1. Общие представления о межфлюидных контактах
1.1.2. Причины неровного положения ВНК
1.1.3. Обзор и анализ существующих методик определения и
обоснования ВНК
1.2. Основы капиллярно-гравитационной концепции
1.2.1. Основные принципы капиллярных явлений
1.2.2. Понятие и строение переходной зоны
1.2.3. Применение принципов капиллярно-гравитационной концепции при анализе строения нефтяных залежей
1.3. Основы моделирования насыщенности залежей
1.3.1. Современные представления о строении насыщенности залежей
1.3.2. Методические приемы моделирования насыщенности залежей с учетом переходной зоны
1.4. Основы теории стадийности процессов нефтегазообразования и анализа нефтегазоносных систем
2. Методические приемы создания геологических моделей
2.1. Создание двумерных геологических моделей с целью подсчета запасов
2.1.1. Создание структурной модели
2.1.2. Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин
2.1.3. Построение карт петрофизических параметров
2.1.4. Подсчет запасов
2.2. Создание трёхмерных геологических моделей с целью подсчета запасов и гидродинамического моделирования
2.2.1. Создание структурной модели месторождения
2.2.2. Построение фациальной модели
2.2.3. Построение модели ёмкостных и фильтрационных свойств
2.2.4. Построение модели насыщенности
2.2.5.Подсчет запасов углеводородов
3. Основные закономерности положения ВНК месторождений Нижневартовского
района
3.1. Основные черты геологического строения Нижневартовского района
3.1.1. Географо-экономическая характеристика района
3.1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика района
3.1.2. Тектоника
3.1.3. Нефтегазоносность
3.2. Геологические модели нефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Кошильского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений
3.2.1. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ]2 Пермяковского месторождения
3.2.2. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ]2 Кошильского
месторождения
3.2.3 Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВ8, БЕЦ1’2, БВю1"2 и БВИ Гун-Еганского месторождения
3.2.4. Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВ|0' и БВ102 Никольского месторождения
3.2.5. Геологическая модель нефтяных залежей пластов ЮВЬ АВі‘'2-АВ4_5Самотлорского месторождения
3.3. Основные закономерности и особенности положения ВНК залежей
представленных моделей
4. Методические приемы моделирования насыщенности при создании
геологических моделей

4.1.1. Модель насыщенности пласта ЮВ, Пермяковского месторождения
4.1.2. Модель насыщенности пласта ЮВі2 Кошильского месторождения

4.2.1. Модель насыщенности пластов БВ./" , БВ93, БВ|0'" , БВц Гун-Еганского месторождения
4.2.2. Модель насыщенности пластов БВю1 и БВю2 Никольского месторождения
4.2.3. Модель насыщенности пластов АВ]1’2-АВ4.5 и ЮВ] Самотлорского месторождения
5. Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей
5.1. Подсчет запасов нефти на основе 2Д моделей
5.2. Подсчет запасов нефти на основе ЗД моделей
5.3. Сопоставление запасов, рассчитанных по 2Д и ЗД моделям
Заключение
Литература

Реальные пласты могут быть неоднородны по литологии и процессы, происходящие при формировании залежи и ПЗ, значительно сложнее классических представлений о них. Это усложняет форму кривых КС и для установления границ ПЗ необходимо использовать весь комплекс ГИС.
4. При наличии у залежей ПЗ положение ВПК может быть определено различными путями в зависимости от имеющихся данных и концепции, существующей относительно данного месторождения и конкретной залежи. Следует напомнить, что понятие поверхности ВНК весьма условно, в реальном нефтяном пласте такой поверхности нет. Можно говорить о поверхности контакта двух жидких фаз в одном капиллярном канале, но в природной поровой среде, состоящей из множества капиллярных каналов разного размера, существует постепенный переход от той части пласта, в которой происходит фильтрация безводной нефти, к породе, где подвижной фазой является только вода.
Не сложно представить процесс влияния капиллярных сил на положение ВНК. При формировании залежи нефть легче оттесняет воду из относительно крупных капиллярных каналов, а в тонких капиллярах оттеснение воды затруднено и происходит менее интенсивно. Т.е., при заполнении ловушки нефтью, оттеснение воды из более проницаемых разностей пород-коллекторов происходит интенсивнее, чем из менее проницаемых.
Современные исследователи считают, что ввиду изменения нефтенасыщенности в пределах ПЗ за ВНК необходимо принимать границу, выше которой из пласта может быть получена практически безводная нефть, а ниже -вода с незначительным содержанием нефти. Однако мнения специалистов расходятся по вопросу обводненности продукции на уровне ВНК - от 1 % до 20 %. Вероятнее всего, уровню ВНК должна соответствовать такая обводненность продукции, при которой из пласта получают промышленный приток нефти, обусловленный потенциальными возможностями коллектора и залежи.
Обычно за водонефтяной контакт принимают уровень внутри ПЗ нефтяного пласта, на котором водонасьиценность равна критическому значению электрического сопротивления (Рпкр) или граничному значению коэффициента водонасыщенности (Квгр) [45]. При подсчете геологических запасов содержание нефти ниже ВНК не учитывается.