Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.17
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2015
  • Место защиты: Альметьевск
  • Количество страниц: 141 с. : ил.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения
Оглавление Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения
Содержание Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения
Оглавление
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЁМ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН
1.1. Теоретические основы управления разработкой месторождений путем изменения режимов работы скважин
1.2. Выводы по обзору работ и постановка задач исследований
ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ 3 БЛОКА БЕРЁЗОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти объекта исследования
2.2. Комплексная автоматизация скважин 3-го блока Березовской площади
2.3. Результаты проведения опытно-промышленных работ по оптимизации
режимов работы скважин
ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
3.1. Результаты проведения исследований по изучению интерференции скважин с использованием методов сравнительного анализа динамики изменения параметров эксплуатации скважин
3.1.1. Изучение взаимовлияния скважин по коэффициентам схожести сигналов телеметрии с использованием классического алгоритма однонаправленной самоорганизующейся карты Кохонена
3.1.2. Применение системы дифференциальных уравнений материального баланса для идентификации гидропроводности в межскважинном пространстве
3.1.3. Исследования по повышению точности установления взаимовлияния за счет использования в анализе агрегированных исходных данных
3.1.4. Изучение взаимовлияния скважин по данным телеметрии с использованием алгоритма двунаправленной самоорганизующейся карты Кохонена и агрегированных данных по давлениям и отборам

3.2. Сравнительный анализ результатов проведения опытно-промышленных работ по изучению интерференции скважин с использованием индикаторных исследований и определения рангов коэффициентов взаимовлияния скважин..
3.3. Регулирование режимов работы нагнетательных скважин с целью снижения или стабилизации обводнённости реагирующих добывающих скважин
3.4. Выводы по результатам изучения взаимовлияния нагнетательных и
добывающих скважин
Основные выводы и рекомендации
Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы.
В настоящее время основные нефтяные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется наличием обширных заводненных зон пласта. Запасы нефти таких месторождений локализованы в отдельных линзах, тупиковых и застойных зонах. Для выработки этих запасов наряду с физико-химическими методами увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти широко применяются гидродинамические методы, такие как: форсированный отбор жидкости,
нестационарное заводнение, смена направления фильтрационных потоков. К числу гидродинамических методов относится также метод оперативного управления режимами работы скважин. В отличие от применения данного метода на новых месторождениях, для месторождений на поздней стадии основной целью его применения является снижение обводненности продукции. В работах [1, 2] рассмотрено влияния изменения отбора жидкости на обводненность скважин. Показано, в каких случаях увеличение отбора ведет к росту обводненности, а в каких к ее снижению. Там же рассмотрено влияние системы поддержания пластового давления на этот процесс. Следовательно, для эффективного применения данного метода необходимо знать взаимовлияние в системе добывающих и нагнетательных скважин.
Сегодняшние условия разработки требуют постоянного развития системы заводнения, что неминуемо влечёт рост количества объектов поддержания пластового давления. Эффективность управления при этом зависит от качества информации по параметрам эксплуатации этих объектов, а также полноты ее использования. Однако, из-за резкого (особенно в последние 2 года) увеличения массива данных, поступающих технологу, геологу по системе телеметрии, растет риск неэффективного использования информации. Лишь 20% оперативной информации в цехе добычи используется сегодня для анализа и выработки

ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ 3 БЛОКА БЕРЁЗОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти объекта
исследования
Березовская площадь Ромашкинского месторождения территориально расположена на Юго-Востоке республики Татарстан и является краевой площадью Ромашкинского месторождения. Северная и западная её границы проходят по внешнему контуру нефтеносности Ромашкинского месторождения (рисунок 7).
Рисунок 7. Сведения о площадях Ромашкинского месторождения НГДУ
«Альметьевнефть»
Осадочная толща в пределах 3-го блока Березовской площади Ромашкинского месторождения представлена палеозойскими отложениями. Запасы углеводородов сосредоточены в основном в терригенных отложениях верхнего девона, а также нижнего карбона. Продуктивные отложения рассматриваемого блока горизонт Д1 и пласт ДО кыновского горизонта сложены в основном песчано-алевролитовыми породами и переслаивающимся песчаником.

Рекомендуемые диссертации данного раздела