Оценка емкостных параметров гидродинамических моделей нефтяных залежей в трещинных гранитах по промысловым данным (СРВ)

• Автор: Плынина, Анастасия Владимировна
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2008
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 125 с. : ил.

Введение. Глава 1. Практический опыт и проблемы, возникающие при проведении оценки запасов и при создании фильтрационных моделей месторождений Дракон и Белый Тигр. Глава 2. Распределение оценки общей пустотности залежей в нефтеносных трещинных гранитах. Нормальное, треугольное, экспоненциальное и логнормальное распределения случайных величин применительно к пустотности. Свойства и применение логнормального закона. Задача о функции распределения доли. Свойства пинормального распределения. Глава 3. Анализ методов ручной и автоматической адаптации гидродинамических моделей нефтяных и газовых залежей и проблемы современной адаптации. Метод Коатса. Принципы корректной адаптации полноразмерных гидродинамических моделей. Общий критерий. Проведение адаптации модели года. Анализ результатов адаптации пяти вариантов. Глава 4. Методика совместного восстановления фильтрационноемкостных параметров с учетом корреляции между ними. Прогнозные расчеты. Используемая литература0

приемистость которой составляла 2 м3сут при давлении нагнетания ,8 МПа.

Средняя годовая обводннность продукции скважин составила 1. Технологическое оборудование, основанное на отстойном принципе, обеспечивает очистку воды до содержания. Морская вода, закачиваемая в нагнетательные скважины, по локальным и централизованным системам ППД, отбирается с глубины м. Всего из продуктивных объектов отобрано проб пластового флюида, в том числе глубинных, из которых . Для интервалов, не охарактеризованных глубинными пробами, были отобраны пробы нефти с устья, скважин. Пластовые нефти месторождения Дракон характеризуются широким диапазоном изменения свойств по участкам и продуктивным горизонтам. Пластовые нефти нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента относятся к категории средних,, а нефти верхнего олигоцена и нижнего миоцена, относятся к категории тяжелых. Первые характеризуются плотностью 0. Пас, вторые соответственно имеют плотность 0,,0 гсм3 , и вязкость 6, мПас при пластовых условиях. Физико химические и товарные свойства нефти раннего олигоцена и фундамента близки между собой. Кинематическая вязкость при температуре С изменяется в пределах 5. В году введен в эксплуатацию блоккондуктор. В основном, это типовой блоккондуктор для бурения скважин с помощью СПБУ. В г была установлена МСГ1 ЯР3 в непосредственной близости от КС2, соединив эти два объекта технологическим мостом. В года с ЯР3 начиналось бурение 7ми эксплуатационных скважин, в том числе 5ти нагнетательных. К настоящему времени на площади Дракон построены две МСП ЯР1, ЯР3 и два БК ЯС1 и ЯС2.