Совершенствование методов оценки степени выработанности нефтенасыщенного пласта на поздней стадии разработки

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.17
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2003
  • Место защиты: Бугульма
  • Количество страниц: 172 с. : ил
  • Стоимость: 250 руб.
Титульный лист Совершенствование методов оценки степени выработанности нефтенасыщенного пласта на поздней стадии разработки
Оглавление Совершенствование методов оценки степени выработанности нефтенасыщенного пласта на поздней стадии разработки
Содержание Совершенствование методов оценки степени выработанности нефтенасыщенного пласта на поздней стадии разработки
1. АНАЛИЗ И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯИЯ РАЗРАБОТКИ 8 МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ И ВЫЯВЛЕНИЕ ПРИЧИН ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ФЛЮИДОВ И КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТА
на примере площадей Ромашкинского месторождения
1.1. Научнопрактические методы проектирования разработки Миннибаевской 8 площади
1.2. Динамика показателей разработки
1.3. Анализ структуры фонда скважин
1.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
1.5. Пластовое давление
1.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов
1.7. Исследование эффективности выработки запасов методом разукрупнения объектов разработки
1.7.1. Выделение границ разукрупненных участков
1.7.2. Оценка степени гидродинамического взаимодействия между скважинами
1.7.3. Анализ состояния выработки разукрупненных участков
1.8. Обобщение ранее принятой методики расчета остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти
1.9. Исследование изменения свойств пластовых флюидов и характеристик коллекторов в процессе эксплуатации скважин
1.9.1. Изменение физикохимических свойств нефти
1.9.2. Изменение содержания серы в добываемой продукции
1.9.3. Изменение компонентного состава попутно добываемой с нефтью воды
1.9.4. О возможных причинах разрушения высокопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов при эксплуатации скважин
2. ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ПЛАСТА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
2.1. Статистический метод исследования изменения пористости по ГИС и ГДИС от техногенного воздействия
2.1.1. Теоретические предпосылки
2.1.2. Формирование исходных данных
2.1.3. Метод ранжирования данных
2.1.4. Анализ изменения зависимости пористости по ГИС и ГДИС во времени
2.1.5. Грушшрование выборки методом главных компонент
2.1.6. Численное моделирование прогнозирования разрушения скелета порового пространства в однородных и неоднородных коллекторах
2.1.7. Анализ изменения во времени зависимости пористости по ГИС и ГДИС при различных пластовых и забойных давлениях по промысловым данным
2.1.8. Анализ изменения пористости по ГИС по времени эксплуатации основных скважин и скважиндублеров
2.2. Исследование изменения пористости по ПС и РК по времени разработки
2.2.1. Подготовка данных
2.2.2. Обработка статистической информации
2.2.2.1. Метод корреляции с прямой наилучшего приближения
2.2. Метод корреляции с усреднением исходных данных
2.2.2.3. Метод ранжирования данных
2.2.2.4. Результаты анализа
2.3. Исследование зависимости пористости от Агк и Ангк и их использование в
программах интерпретации ГИС
3. ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ПОСТРОЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ 2 ТОЛЩИН И ПЛОЩАДИ ДРЕНИРОВАНИЯ
3.1. Аппроксимация линий геологических границ при построении на ЭВМ 2 геологических профильных разрезов
3.2. Методы совершенствования построения карт геологической модели объекта 7 разработки способом фиктивных скважин
3.3. Повышение достоверности определения остаточных нефтенасыщенных 0 толщин при помощи построения карт с неполной информацией по скважинам
4. ФОРМИРОВАНИЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ 8 ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОТБОРА ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ
4.1. Формирование исходной базы данных
4.2. Принципы размещения новых скважин
4.3. Методика расчета экономических показателей вариантов разработки 9 Миннибаевской площади
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


Основным эксплуатационным объектом на Миннибаевской площади является горизонт Дь содержащий около ,1 всех начальных балансовых и ,7 начальных извлекаемых запасов нефти. Надо отметить, что с года, несмотря на осуществление интенсивного заводнения, суммарные объемы отбираемой нефти не совпадали с проектными, были всегда ниже. Чтобы выявить причины этого, следует более подробно рассмотреть работу фонда скважин, плотность сетки и текущий коэффициент нефтеотдачи. Одним из параметров, характеризующих эффективность отбора, являются показатели изменения средних дебитов во времени. Отключение скважин при низкой обводненности . Интенсивное возрастание с середины х годов третья стадия разработки числа скважин с обводненностью добываемой продукции от до и более сопровождается снижением дебитов скважин по нефти и годовых отборов нефти по всем группам скважин и снижением годовых отборов жидкости по группам скважин с обводненностью продукции менее . В то же время по группам скважин с обводненностью продукции более имело место как снижение, так и повышение годовых отборов жидкости. Начиная с г рисунок 1. Как видно из рисунка 1. Так, отношение значений дебита в точках экстремума для групп скважин с обводненностью . Наибольшие колебания значений среднегодового дебита имели место в интервале обводненности более . Колебания дебита говорят о наличии колебаний пластовых давлений. Отсюда можно сделать заключение, что фильтрационные потоки скорости фильтрации и поля давлений находились в непрерывно меняющемся гидродинамическом поле, что, естественно, повлияло на изменение как характеристик коллекторов, так и флюидов.

Рекомендуемые диссертации данного раздела