Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства

• Автор: Индрупский, Илья Михайлович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 324 с. : ил.

Оглавление
Введение

Глава 1. Теоретические основы концепции ЭПП

1.1. Введение

1.2. Основные модели и уравнения фильтрации в концепциях АПП и ЭПП

1.2.1. Однофазная фильтрация

1.2.2. Уравнение пьезопроводности

1.2.3. Базисные параметры концепций АПП и ЭПП

1.2.4. Базовая модель многофазной фильтрация в концепции АПП

1.2.5. О проблеме нормировки относительных фазовых проницаемостей

1.2.6. Базовая модель многофазной фильтрации в концепции ЭПП

1.2.7. Расширенная форма уравнений фильтрации в концепции ЭПП
1.2.8. Об учете изменения остаточной водонасыщенности в концепциях АПП и ЭПП
1.2.9. Учет сжимаемости остаточной воды
1.3. Формирование коллекторских свойств пористой среды и их связь со структурой в абсолютном и эффективном норовых пространствах
1.4. Обоснование подхода к заданию остаточной водонасыщенности и эффективной пористости при гидродинамическом моделировании в концепциях АПП и ЭПП
1.4.1. Типизация связанной воды и выбор целесообразного подхода к заданию остаточной водонасыщенности и эффективной пористости
1.4.2. Остаточная и критическая водонасыщенности
1.4.3. Экспериментальные методы определения остаточной и критической водонасыгценностей
1.4.4. Моделирование величины 5вкр с учетом капиллярного концевого эффекта
1.4.5. Исходные данные и результаты расчетов
1.4.6. Связь 8екр и капиллярного давления с понятием “рыхлосвязанной” воды
1.4.7. Выводы и следствия для гидродинамического моделирования
1.5. Выводы по главе 1
Глава 2. Следствия концепции ЭПП в методологии проектирования разработки месторождений нефти и газа и сопредельных научных дисциплинах
2.1. Иерархическая структура взаимодействия нефтегазовых научных дисциплин в недропользовании
2.2. Эксперименты в области физики пласта
2.2.1. Стандартные исследования образцов керна
2.2.2. Потоковые и специализированные лабораторные исследования
2.2.3. Роль процедур экстрагирования при лабораторных исследованиях керна в абсолютном и эффективном поровом пространстве
2.3. Петрофизика и ГИС
2.3.1. Корреляционные петрофизические зависимости в концепциях АПП и ЭПП
2.3.2. Эффективная пористость в методологии ГИС
2.4. ЗБ геологическое моделирование
2.4.1. О понятии “неколлекторов”
2.4.2. Критерии выделения “неколлекторов” в концепции АПП
2.4.3. Об использовании эффективной и динамической пористости для обоснования граничных значений в концепции АПП
2.4.4. О представлении “неколлекторов” в концепции ЭПП
2.4.5. О роли “неколлекторов” в ЗБ моделировании, подсчете запасов и проектировании разработки

2.5.3D гидродинамическое моделирование .
2.5.1. Гидродинамические исследования-скважин и пластов
2.5.2. Переход от 3D геологической к 3D гидродинамической модели
2.5.3. Адаптация гидродинамической модели к истории разработкизалежи
2.5.4. Уточнение 3D распределений проницаемости по данным исследования и
эксплуатации скважин
2.6. Подсчет запасов нефти и газа. Проблема запасов в 3D моделировании
2.6.1. Традиционные представления о запасах нефти и газа
2.6.2. Недостатки традиционного подхода
2.6.3. Балансовые запасы, забалансовые запасы и КИН 128'
2.6.4. Проблема флюидальных контактов
2.6.5. Предлагаемая структуризация запасов- .
2.6.6. Роль проблемы запасов в 3D.моделировании
2.6.7. Выводы по проблеме запасов
2.8. Выводы
Глава 3. Обоснование технологий разработки месторождений нефти и газа на основе
концепции ЭПП
3.1. Введение
3.2. Вертикально-латеральное заводнение
3.2.1. Типизация систем заводнения-
3.2.2. Принципы проектирования разработки на основе вертикально-латерального заводнения
3.2.3. О применении вертикально-латерального заводнения на поздних стадиях разработки месторождений
3.2.4. Пример проектирования системы вертикально-латерального заводнения
3.2.5. Результаты исследований и ОПР'
3.2.6. Альтернативный вариант вертикально-латерального заводнения
3.3. Опережающее заводнение залежей с низкопроницаемыми коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей
3.4. Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин
3.5. Другие примеры обоснования и реализации технологий разработки нефтяных месторождений на основе концепции ЭПП
3.6. Выводы
Глава 4; Новые методы гидродинамического исследования скважин и интерпретации получаемых данных
4.1. Введение
4.2. Технология двухфазных ГДИС в нефтяных пластах
4.2.1. Последовательность этапов проведения исследования
4.2.2. Идентифицируемые параметры
4.2.3. Постановка прямой задачи
4.2.4. Формулировка обратной задачи
4.2.5. Тестирование предлагаемого метода ГДИС и алгоритма интерпретации результатов
4.2.6. Использование табличного представления кривых ОФП в алгоритме идентификации
4.2.7. Выводы
4.3. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным ГДИС
4.3.1. Известные подходы к идентификации типа коллектора
4.3.2. Предлагаемый подход
4.3.3. Моделирование процесса исследования

4.3.4. Критерии идентификации типа коллектора
4.4. Идентификация параметров трещинно-порового коллектора
4.4.1. Цель исследования и технология проведения
4.4.2. Алгоритм идентификации параметров пласта
4.4.3. Тестовый пример
4.5. О целесообразности решения обратных задач в терминах параметров эффективного порового пространства
4.6. Определение относительных фазовых проницаемостей в промысловых условиях
4.6.1. Содержание выполненного исследования 23 В
4.6.2. Интерпретация данных ГДИС и ПГИ по традиционной методике
4.6.3. Комплексная интерпретация данных ГДИС на основе методов теории оптимального управления
4.6.4. Результаты керновых исследований
4.6.5. Выводы
4.7. Вертикальное и ЗБ гидропрослушивание продуктивных пластов
4.7.1. Введение
4.7.2. ЗБ гидропрослушивание с использованием горизонтальных скважин
4.7.2. 319 гидропрослушивание на Новогоднем месторождении
4.7.3. Вертикальное гидропрослушивание
4.7.4. Выводы
4.8. Общие выводы по четвёртой главе
Заключение
Литература
Приложение 1. Алгоритм решения прямой задачи двухфазных ГДИС по технологии параграфа 4.2.
Приложение 2. Математические основы интерпретации результатов ГДИС с применением методов теории оптимального управления
П2.1. Оптимизационная постановка задачи идентификации
П2.2. Общий алгоритм решения прямой задачи
П2.3. Применение методов теории оптимального управления для вычисления градиента критерия качества
П2.4. Метод сопряженных градиентов и квазиныотоновские методы
П2.5. Определение величины шага вдоль направления поиска экстремума
П2.6. Критерии остановки оптимизационной процедуры
П2.7. Итерации при решении обратной задачи
П2.8. Вычислительные затраты при решении обратной задачи
Приложение 3. Расчётные формулы для обратной задачи двухфазных ГДИС по технологии параграфа 4.2.
Г13.1. Градиент критерия качества и сопряженная задача
Г13.2. Величина шага смещения и задача для вариаций фазовых переменных

водонасыщенности. А также, в предположениях параграфа 1.4, и как порог ненулевых значений, в функции ОФП для воды £*(,$„) (см. рис. 1.1). На практике величина1 5во задается неизменной от давления, и, как следствие, во времени [3,120,246]. То есть практика моделирования в рамках концепции АПП исходит из предположения, постоянства 5В0 - объемной доли остаточной воды в объеме пор.
В принципе, для учета изменения от, например; давления (вследствие действия упругих сил) возможно задание соответствующей зависимости. Однако такой* подход, аналогично вышесказанному для концепции,ЭПП, требует проведения соответствующих специализированных и непростых экспериментов. И поэтому в практике моделирования не применяется.
Исключение составляют модели физико-химических и термических методов повышения нефтеотдачи. Тогда может учитываться зависимость ОФП, в том числе величины £в0, от температуры или концентрации активных примесей. В таком случае в концепции ЭПП учет соответствующих эффектов следует осуществлять на основе дополнительного второго слагаемого в формуле (1.21а). Что приводит к некоторому, но не принципиальному, усложнению уравнениянеразрывности для воды. Ибо в таких моделях дополнительные слагаемые аналогичного вида и так возникают для учета, например, эффектов адсорбции. А также записываются дополнительные уравнения баланса массы примеси, и/или сохранения энергии и т. д. [66, 120].
В качестве примера можно привести работу [2]. Здесь в качестве базисных параметров пористой среды приняты именно эффективные ее свойства. Несмотря на то, что моделируется процесс разбухания глин при заводнении глинизированного пласта с учетом ионного состава нагнетаемого водного агента. То есть имеет место постоянный переход воды из свободного в неподвижное (связанное) состояние и обратно.
Что касается моделирования основных для нефтяной отрасли технологий воздействия на пласт (естественные режимы, изотермические заводнение и газовые методы), то здесь интересно сопоставить исходные предположения уравнений (1.7) (или (1.13)) и (1.15) относительно сохранения характеристик остаточной воды при изменении давления. (Учет влияния градиента давления на остаточную водонасыщенность обсуждается в параграфе 1.4.)
Вследствие упругости, при, например, снижении давления имеют место два конкурирующих процесса: расширение флюида (воды) и уменьшение размеров пор и поровых каналов. Расширение остаточной (связанной) воды приводит к увеличению ее объема. Поэтому, как предполагает концепция АПП, часть ранее удерживаемой породой