Прогнозирование продуктивности и обоснование размещения скважин при разработке уникальных месторождений в карбонатных коллекторах Прикаспийской впадины : На примере Астраханского газоконденсатного месторождения

• Автор: Белитченко, Владимир Алексеевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 145 с. : ил

1.1. Развитие традиционных методов определения продуктивности скважин.

1.2. Оценка изменчивости коллекторов в межскважинном пространстве

1.3. Дифференциация разреза карбонатных коллекторов

по фильтрационноемкостным свойствам

1.4. Определение фильтрационных свойств пласта геофизическими методами.

1.5. Изучение коллекторских свойств продуктивных отложений сейсмическими методами

1.6. Разрешающая способность способов определения коэффициентов поглощения .

1.7. Прогнозирование гидропроводности пласта по сейсмическим данным . .

Глава 2 ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

2.1. Оценка информационной содержательности сейсмической записи в интервале продуктивных отложений .
2.2. Методика определения емкостных свойств продуктивной толщи.
Глава 3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.
3.1. Определение факторов аномальности фильтрационных свойств пород продуктивных отложений
3.2. Методика определения проницаемости карбонатных пород.
3.3 Геосейсмическая модель продуктивной толщи
Глава 4 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН .
4.1. Предпосылки рационального размещения скважин
4.2. Методика обоснования размещения скважин.
4.3 . Реализация разработанных методических подходов в
условиях современного состояния разработки АГКМ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список литературы


Проницаемость пласта к и коэффициент макрошероховатости в меньшей степени подвержены изменениям от давления, чем свойства газа. Депрессия на пласт в условиях АГКМ может достигать МПа, поэтому изменение проницаемости трещиноватого коллектора необходимо учитывать. Установлено, что при суммарной площади перфорационных каналов более 4 общей поверхности фильтрации у стенки скважины С2 и С4 практически равны нулю. Рс ЯсЬ относительный радиус скважины. Если скважина совершенна по степени и характеру вскрытия, то 1. Как следует из формулы притока газа пластовой смеси к скважине, в одном уравнении имеются два неизвестных коэффициента сопротивления. Разработаны аналитический, численный и графический способы определения коэффициентов а и Ь. Широкое применение получил графический метод, требующий исследовать скважину на не менее пятивосьми режимах. На каждом режиме исследования определяются Ра1, Р, и 0. Обработанная в координатах ДР2Д от 0 индикаторная кривая позволяет определять коэффициент а как отрезок, отсекаемый на оси ДР2р, и коэффициент Ь как угол наклона прямой к оси О. Формула 1. Поэтому индикаторная кривая, названная зависимостью между ДР2 Р2П Р,2 и 0, проходит через начало координат. При обработке исследований скважин АГКМ в ряде случаев это условие не выполняется. Факторами, искажающими форму индикаторной кривой, прежде всего являются погрешности в определении пластового и забойного давлений и дебита. Причины возникновения погрешностей и способы их исключения подробно приведены в руководстве по исследованию скважин .