Дискретно-непрерывные модели прогноза коэффициента извлечения нефти : На примере месторождений Западной Сибири

• Автор: Ершова, Евгения Александровна
• Шифр специальности: 05.13.01
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 176 с. : ил

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ

ЕФТИ СТАТИСТИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ.

1.1. Геологопромысловая характеристика нефтяных залежей ХМАО в связи с оценкой КИ1

1.2. Методы оценки КИН.

1.3. Обоснование комплекса геологопромысловых признаков для прогноза КИН статистическими методами.
1.4. Анализ достоверности утвержденных значений КИН по залежам, находящимся на средних и поздних стадиях разработки

2. МЕТОДЫ ПОСТРОЕНИЯ ДИСКРЕТЮЕПРЕРЫВ1П1ЫХ ПРОГНОЗНЫХ МОДЕЛЕЙ

2.1. Методика построения статистических прогнозных моделей.

2.2. Роль группировок в задачах классификации

2.3. Методика построения дискретнонепрерывных моделей.
3. АНАЛИЗ ВЗАИМОСВЯЗИ КИН С КОМПЛЕКСОМ ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВЫХ ПРИЗНАКОВ ДЛЯ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАВОТКИ.
3.1. Анализ взаимосвязей КИН с геолого промысловыми признаками в целом для нефтяных залежей ХМАО.
3.2. Оценка коэффициента нефтеотдачи на основе дискретных и дискретно непрерывных прогнозных моделей.
4. МОДЕЛИ ЭКСПРЕССОЦЕНКИ КИН НА ОСНОВЕ ДИСКРЕТНЫХ И ДИСКРЕТНО НЕПРЕРЫВНЫХ ПРОГНОЗНЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ЗАЛЕЖЕЙ НА СТАДИИ РАЗВЕДКИ.
4.1. Флюидодинамическая модель прогноза КИ I Фмодсль
4.2. Стратиграфическая модель прогноза КИН Смодсль.
4.3. Комбинированная модель прогноза КИН Кмодсль.
5. ОПИС АИЕ ЭКСПЕРТ1ЮЙ СИСТЕМЫ КИНПРОП ЮЗ
5.1. Вводное замечание
5.2. Описание информационного обеспечения ЭС КИНПРОГНОЗ
5.3. Описание пользовательского интерфейса
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАИ1ЫХ ИСТОЧИКОВ
ГРИЛОЖЕИЕ Протокол 6 заседания научнотехнического совета ЗапСибГеоац.
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность


Ввиду того, что большая часть залежей не находится на поздней стадии разработки, получить коэффициент нефтеизвлечения по кривым вытеснения для этих залежей представляется невозможным. Поэтому анализ проведен только для значений КИН, утвержденных ГКЗ. Распределение по значениям КИН, приведенное на рис. КИП 0. Высота залежей изменяется от до 0 м , однако у % объектов этот параметр изменяется в пределах 1- м. Общие толщины залежей изменяются, в основном, от 1 м до м, и лишь незначительная часть залежей (2%) имеет общую толщину более м (рис. Диапазоны 4-8 м и 8- м содержат максимальные количества объектов, в итоге более % изучаемых объектов имеют общую толщину 4- м. Эффективная нефтенасыщенная толщина для разных объектов изменяется от 1 м до м и более. Для % залежей эффективная толщина находится в диапазоне 2-4 м. Коэффициент песчанистости варьируется от значений, меньших 0. Видно, что по значениям коэффициента песчанистости (0. ГКЗ). Па рис. Для наибольшей части объектов (%) имеют значения коэффициента проницаемости меньше, чем 0. Коэффициент пористости изменяется для большинства залежей от 0. Коэффициент насыщения характеризуется практически нормальным распределением. Наибольшую частоту (%) имеет диапазон значений 0. Из распределения удельного веса нефтей (рис. Вязкость нефти варьируется от 0. Па*с, причем более % объектов имеют значения меньше, чем 7 мПа*с. На месторождениях ХМАО нефти % залежей имеют содержание серы менее 0. Газовый фактор в залежах варьирует (рис. По дебиту наиболее часто встречающимися являются залежи со значениями менее м3/сут. Легко видеть, что чем больше дебит залежи, тем реже встречаются такие объекты. Коэффициент гидропроводности не превышает 1 мкм2/(мПа*с). При этом наибольшая частота встречаемости отмечается доя значений 0. Л« п*> 0. КИН утвержденный для залежей на поздних стадиях разработки, доли ед. Рис. ЩЩ PH ЦШЖЩ , - 2 ! Коэффициент песчанистости, доли ед. Рис. Коэффициент пористости, доли ед. Коэффициент насыщенности. Рис. Па*с (рис. Па*с составляют % общей их совокупности. Температура застывания нефти изменяется от - до +- °С. Пластовая температура варьирует в диапазоне -0 °С, причем для большей части залежей она составляет - °С. Залежи залегают в основном на глубинах от до м, а около 5 % - на глубинах, превышающих м (рис. Геолого-промысловая характеристика залежей, находящихся на поздней стадии разработки, проведена по 8 залежам центральной части Западно-Сибирской плиты в пределах ХМАО. Здесь КИН, утвержденный ГКЗ, изменяется от 0. Следует отметить, что для всех залежей ХМАО в целом значение КИП менее 0. Общие толщины изменяются в основном от 4-8 до м, а максимальные достигают более м. Для большинства залежей эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в диапазоне от 2-4 до - м, и только для 7 % объектов они превышают м. Коэффициенты песчанистости изменяются от 0. Коэффициенты нефтенасыщенности изменяются в диапазоне от 0. Коэффициенты пористости варьируют в пределах от 0. Газовый фактор для большей части объектов ( %) не превышает - м3/т, по остальным - достигает 0 м3/т и более . Нсфгь в основном легкая и средней плотности, лишь % залежей содержат нефть, удельный вес которой более 0. Па^с), причем по % залежей вязкость не превышает 1-2 мПа-с. По содержанию серы нефти, в основном, относятся к сернистым. Максимальное содержание серы (до 2 %) характерно для месторождений Сургутского свода. Коэффициенты проницаемости расчетные и фактические совпадают и для большинства залежей изменяются в диапазоне от 0. Для % залежей значения гидропроводности превышает 5 мкм2-м/(мГ1а с). Температура застывания нефти изменяется для большинства залежей от - до +5 °С. Пластовая температура варьирует в диапазоне -0 °С, причем дзя большей части залежей она составляет - °С. Залежи залегают в основном на глубинах от до м, а 5 % - на глубинах, превышающих м. Высота залежей изменяется, в основном, от до м и лишь четвертая часть из них имеет этот параметр более - м. Наиболее характерные дебиты жидкости от до т/сут, а при эксплуатации 7% залежей они превышают 0 т/сут.