Учет неоднородности пластов по проницаемости при компьютерном проектировании разработки нефтяных месторождений

• Автор: Лифантьев, Алексей Владимирович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Бугульма
• Количество страниц: 118 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Состояние изученности влияния неоднородности пласта на показатели разработки месторождений
1.2 Оценка неоднородности продуктивных пластов бобриковского горизонта нижнего карбона на Ромашкинском месторождении
1.3 Анализ влияния неоднородности по проницаемости на коэффициент извлечения нефти по промысловым данным
1.4 Анализ изменения неоднородности по проницаемости терригенных отложений бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения в процессе разбуривапия

1.5 Выводы по обзору работ и постановка задач исследований

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПЕРЕНОСА СКВАЖИННЫХ ДАННЫХ НА КОНЕЧНО-РАЗНОСТНУЮ СЕТКУ ДЕТЕРМИНИРОВАННЫМИ МЕТОДАМИ НА РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

2.1 Математическая постановка задачи гидродинамического моделирования

2.2 Конечно-разностные схемы
2.3 Влияние размерности расчетной сетки па результаты расчетов
2.4 Влияния шага конечно-разностной сетки на расчетную неоднородность пласта
2.5 Исследование снижения расчетной неоднородности пласта при переходе к сеточным данным
3. ОЦЕНКА ДЕБИТА ЖИДКОСТИ СКВАЖИНЫ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
3.1 Изучение существующих аналитических формул оценки дебита жидкости скважины с горизонтальным окончанием (СГО)
3.2 Вывод аналитической формулы и ее верификация
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы. Развитие вычислительной техники и математических методов моделирования послужило широкому применению компьютерного моделирования в областях геологии и разработки месторождений нефти и газа. В настоящее время все проектно-технологические документы составляются с использованием трехмерных геолого-гидродинамических моделей месторождений нефти и газа, с помощью которых осуществляется: анализ разработки; выявление и количественная оценка вклада различных геологофизических параметров пласта, влияющих на разработку; количественное изучение процессов, протекающих при разработке; многовариантный прогноз технологических показателей разработки; выбор конкретных технологий разработки и подбор скважин-кандидатов для проведения геологотехнологических мероприятий.
Для построения компьютерных геолого-технологических моделей при проектировании разработки месторождений углеводородного сырья широко применяются детерминированные методы интерполяции параметров на конечноразностные сетки. Ограничение этих методов заключается в отсутствии контроля и управления статистическими характеристиками результирующих полей случайной величины, которыми являются геолого-физические параметры пластов. Поэтому актуальными задачами являются исследование существующих и разработка новых методов учета неоднородности пластов по проницаемости применительно к конечно-разностным сеткам различной детальности.
Цель работы - совершенствование учета неоднородности пласта по проницаемости при геолого-гидродинамических расчетах технологических показателей объектов разработки и скважин с горизонтальным окончанием (на примере бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения).
В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:
1. Анализ влияния отображаемой в имитационной модели неоднородности пластов по проницаемости на показатели разработки месторождений;

2. Оценка изменения коэффициента вариации по проницаемости в геологотехнологической модели при интерполяции скважинных данных на конечноразностную сетку;
3. Оценка влияния размерности конечно-разностной сетки на отображаемую в геолого-технологической модели неоднородность по проницаемости;
4. Разработка аналитической методики оценки дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием при установившемся притоке жидкости для неоднородных по проницаемости пластов.
Методы исследований.
Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики, на использовании современных методов математического моделирования.
Научная новизна.
1. Установлено, что для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения при переносе результатов интерпретации геофизических исследований скважин на конечно-разностную сетку детерминированными методами происходит снижение отображаемой в модели неоднородности пласта на 28% вне зависимости от метода интерполяции, размерности сетки и коэффициента вариации по проницаемости.
2. Получена аналитическая зависимость оценки дебита жидкости для скважин с горизонтальным окончанием от геологических и технологических параметров при линейном притоке к условно-горизонтальной части ствола и радиальном притоке на его концах для установившегося течения жидкости. Предложена методика оценки дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием для неоднородных по проницаемости пластов.
3. Установлено, что с учетом неоднородности по проницаемости для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения фактический дебит жидкости для скважин с горизонтальным окончанием составляет 36%-40% от теоретического.
Таблица 7 - Оценка коэффициента расчлененности (данные на 2013 г.).
Залежь, НГДУ Пробуренный фонд Характеристики вертикальной неоднородности
Коэффициент расчлененности
По горизонту в целом По продуктивным пластам
Кол-во определений Среднее значение Коэфф. вариации Кол-во определений Среднее значение Коэфф. вариации
№001, ЛнН 2662 2305 1.739 0.59 1591 1.64 0.
№ 002, АзН 550 486 1.315 0.454 140 1.186 0.
№ 003, АзН 2446 1892 1.29 0.439 669 1.278 0.
№ 004, БвН 198 132 1.288 0.422 45 1.089 0.
№ 005, АлН 1781 1271 1.281 0.416 971 1.221 0.
Ха 008, АлН 2785 2284 1.577 0.498 1336 1.439 0.
Ха 009, ЛнН 2652 1926 1.445 0.466 852 1.318 0.
Ха 012, ДжН 2766 1994 1.447 0.535 1065 1.42 0.
Ха 015, ЛнН 453 404 1.49 0.442 209 1.249 0.
Ха 024, АлН 168 120 1.3 0.405 91 1.33 0.
Ха 031, ДжН 3219 2619 1.624 0.612 1686 1.437 0.
Ха 033, АзН 946 827 1.513 0.563 369 1.369 0.