Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования

• Автор: Насыбуллин, Арслан Валерьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Бугульма
• Количество страниц: 142 с. : ил.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Состояние изученности карбонатных коллекторов

1.2. Особенности разработки коллекторов трещиннопорового типа.

1.3. Постановка задач исследования.

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ТРЕЩИННОПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

2.1. Геометрические модели трещиннопоровой среды

2.2. Методы расчета фильтрации через трещиннопоровую среду

2.3 Методика расчета нефтеизвлечения из трещиннопорового коллектора

2.4. Разработка методики оценки качества адаптации моделей.

2.4.1 Построение геологической модели

2.4.2 Методика оценки качества адаптации моделей.

2.4.3 Технология адаптации моделей.
2.4.4. Влияние вида относительных проницаемостей трещин на адаптацию
Выводы.
3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
3.1. Влияние физических свойств коллектора.
Выводы.
3.2. Влияние геологического строения и типа коллектора.
Выводы.
3.3. Влияние режимов работы скважин
Выводы.
4. СОЗДАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПИЛОТНОГО УЧАСТКА ЗАЛЕЖЕЙ
4.1 Постановка задачи и методы решения.
4.2 Геологическая характеристика пилотного участка залежей .
4.3 Создание геологической модели
4.4 Создание гидродинамической модели
4.5 Анализ результатов.
Выводы
5. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННОПОРОВОГО ТИПА
5.1 Регулирование разработки путем изменения производительности добывающих скважин
5.2 Регулирование разработки путем выравнивания скорости подъема ВПК .7 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ8
к
Введение
Актуальность


Применение этого метода основано на совместной интерпретации данных бокового каротажного зондирования БКЗ и нейтронного гаммакаротажа. Коэффициенты вторичной нефтенасыщенной пористости, определенные этим методом по исследованным в месторождениям, изменяются в пределах 0, 0, от общего объема залежи. Методы оценки начальных запасов нефти с использованием упругих характеристик залежи. Определение трещинной пористости по данным геофизических
1. ГПя отношение объема воды, содержащейся в матрице в пластовых условиях к общему объему залежи, р и р коэффициенты объемной упругости нефти и воды при начальном пластовом давлении, р коэффициент сжимаемости зерен породы, В коэффициент объемного
изменения нефтенасыщенных пустот. Учет промышленных запасов трещин увеличивает общие запасы углеводородов на при трещинной пористости 0, 0. А о8
где V, объем залежи, рн плотность нефти в поверхностных условиях, Ьно объемный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении. Данный метод не требует знания размеров, форм трещин и неоднородности залежи и позволяет оценить запасы нефти уже в начальный период разработки. Однако, точность его в ряде случаев особенно для залежей с подошвенной водой может быть невысокой. В последнее время многие исследователи обратили свое внимание на вопросы системного анализа разработки месторождений в карбонатных коллекторах. Гак, в работе Гапоновой Л. М. указывается на необходимость создания содержательных постоянно действующих геологотехнологических моделей ПДГТМ с целью мониторинга и прогнозирования геологотехнологических мероприятий ГТМ. ПДГТМ, адекватно отражающей строение коллектора.