Геолого-геофизическое и гидродинамическое моделирование залежей углеводородов для оптимизации их разработки

• Автор: Левин, Дмитрий Николаевич
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 118 с. : ил.

Общая характеристика работы
Глава 1. Обзор современных методов и технологий построения геолого-технологических моделей по геофизическим и промысловым данным
Глава 2. Геолого-физическая характеристика пласта БСц Майского месторождения
2.1. Общая характеристика геологического строения Майского месторождения
2.2. Анализ осадконакопления пластов БС) ыг Майского месторождения
2.3. Характеристика нефтеносности и геологического строения залежей нефти
2.4. Физико-гидродинамическая характеристика целевых пластов Майского месторождения
2.5. Характеристика свойств коллекторов по данным ГИС
Глава 3. Методы построения геолого-гидродинамических моделей Майского месторождения для оптимизации разработки
3.1. Методика построения геолого-гидродинамической модели пластов БС|Ы2 Майского месторождения
3.2. Обоснование методики построения секторной геолого-гидродинамической модели пласта БСі і
3.3. Методика построения секторной геолого-гидродинамической модели залежи пласта БСц Майского месторождения для планирования бурения горизонтальных скважин
Глава 4. Методика выбора вариантов разработки пласта БСП Майского месторождения
4.1. Общий анализ разработки целевых пластов Майского месторождения
4.2. Анализ неопределенностей на основе секторной геолого-гидродинамической модели
4.3. Аналитический метод расчета продуктивности горизонтальных скважин
Заключение
Список литературы цо
Список опубликованных работ по теме диссертации

Актуальность проблемы
Для большинства месторождений Западно-Сибирской НГП, характеризующихся высокой степенью изученности, актуальной задачей является всесторонний интегрированный анализ геолого-геофизической и промысловой информации с использованием современных технологий. Главным результатом такого анализа являются достоверные геолого-технологические модели, на основе которых МОЖНО принимать решения по дальнейшему изучению и оптимизации разработки залежей углеводородов. Следует отметить, что геолого-технологическая модель является центральным объектом, на основании которого ведется разработка месторождений. Эта модель должна быть основана на всем доступном объеме информации (сейсмические исследования, ГИС, промысловые исследования, история добычи), согласованной между собой и непротиворечивой.
В настоящее время основными задачами геолого-геофизического и гидродинамического моделирования для большинства месторождений нефти Западно-Сибирской НГП являются:
1. прогнозирование зон остаточных извлекаемых запасов с целью повышения коэффициента извлечения нефти;
2. рекомендации на проведение геолого-технических мероприятий (МУН, ЗБС) на длительно разрабатываемых месторождениях;
3. определение перспектив промышленной эксплуатации новых залежей, приуроченных к небольшим структурам и расположенных вблизи крупных месторождений с развитой инфраструктурой;
4. построение детальных цифровых геолого-технологических моделей залежей углеводородов для достоверного прогноза технологических показателей разработки.
Таким образом, актуальность проблемы диссертационной работы определяется производственной необходимостью в повышении достоверности геолого-технологических моделей залежей нефти и газа на основе комплекса методических приемов геологогеофизического и гидродинамического моделирования. В данной работе рассмотрен комплекс методов геолого-геофизического и гидродинамического моделирования для оптимизации разработки залежей УВ на примере Майского месторождения, расположенного в Среднем Приобье в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской впадины.

рекомендуется использовать проницаемость по данным разработки (дебитов). Принятые для моделирования значения проницаемости составляют 124'10'1 (пласт БСп) и 69' 10’5 (пласт БСп) мкм2. Таким образом, при обосновании проницаемости использовался весь комплекс проведенных на месторождении исследований. Их взаимные проверка, уточнение и корректировка позволили более обоснованно определить такую важнейшую фильтрационную характеристику пласта, как проницаемость.
Рис. 16. Сопоставление проницаемости, определенной различными методами

Коэффициент нефтенасыщенности Ки определяется наиболее распространенным в практике методом количественной интерпретации, основанном на использовании эмпирических зависимостей параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщения Ка и параметра пористости Рп от коэффициента пористости Кп.
Алгоритмы определения подсчетньгх параметров для продуктивных пластов Майского месторождения приведены в таблице №8. Пористость согласно данным ГИС равна в среднем по пластам имеет следующие средние значения. БСп — 19 %, БСп — 18 %•