авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Геолого-технологическое обоснование систем воздействия на залежи нефти в неоднородных коллекторах (месторождения пермско-башкирского свода)

-- [ Страница 2 ] --

Задача обобщения и идентификации объектов решалась современным интеллектуальным методом искусственные нейронные сети (ИНС). Кластеризация позволила выделить группы объектов, близких по условиям залегания, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пластов и насыщающих их флюидов.

Исследован 331 объект разработки ПБС (167 в терригенных, 164 в карбонатных коллекторах), административно находящийся в республике Башкортостан и Пермском крае. Для объектов, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, идентификация проводилась отдельно (табл. 2).

Сходство объектов определялось по следующим параметрам: коэффициентам проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, песчанистости, плотности и вязкости пластовой нефти, пересчетному коэффициенту нефти, эффективной нефтенасыщенной толщине, содержанию серы, парафинов, асфальтенов.

Объекты в терригенных коллекторах. Первая группа характеризуется худшими коллекторскими свойствами. Особенностями второй группы являются минимальные значения эффективной нефтенасыщенной толщины – 1,8 м, и коэффициента песчанистости0,26 д.е. В третьей группе благоприятные коллекторские свойства и максимальные значения нефтнасыщенности – 85%. Но эта группа имеет худшие физико-химические свойства нефти, высокую вязкость нефти. К четвертой группе относятся объекты с минимальным объемом нефти в залежах, а также невысоким значением коэффициента пористости – 17%.

Объекты в карбонатных коллекторах. Первая группа характеризуется относительно неблагоприятными фильтрационно-емкостными свойствами и имеет худшие значения физико-химических свойств флюидов. Во вторую группу вошли объекты с минимальными эффективными нефтенасыщеными объемами и благоприятными свойствами нефти. Третья группа характеризуется неблагоприятными свойствами нефти, а также высоким значением коэффициента песчанистости. К четвертой группе приурочены объекты, характеризующиеся высокими эффективными объемами нефтенасыщения и максимальными значениями коэффициента проницаемости. В пятую группу вошли объекты с максимальными значениями площади нефтеносности, пористости, пересчетного коэффициента и содержания смол и асфальтенов.

К наиболее типичным месторождениям ПБС можно отнести Красноярско-Куединское, Четырманское, Югомашевское месторождения. В качестве объекта-полигона выделено Красноярско-Куединское месторождение.

Таблица 2

Средние значения параметров выделенных групп объектов по ИНС

Параметр Объекты в терригенных коллекторах Объекты в карбонатных коллекторах
Группа 1 (40 объектов) Группа 2 (45 объектов) Группа 3 (39 объектов) Группа 4 (43 объекта) Группа 1 (30 объектов) Группа 2 (30 объектов) Группа 3 (26 объектов) Группа 4 (40 объектов) Группа 5 (38 объектов)
Глубина залегания, м 1696 1641 1495 1770 1501 1489 1458 1330 1025
Площадь нефтеносности, тыс.м2 12594 12867 22952 5332 14061 6908 13440 22017 27184
Общая нефтенасыщенная толщина, м 7,7 7,5 9,9 4,0 14,8 10,4 4,6 17,9 8,2
Эффект. нефтенасыщенная толщина, м 2,9 1,8 4,0 2,8 4,2 2,2 3,2 6,0 2,4
Коэффициент пористости, д.е. 0,16 0,18 0,20 0,17 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15
Коэффициент нефтенасыщенности, д.е. 0,82 0,83 0,85 0,83 0,76 0,74 0,75 0,71 0,73
Коэффициент проницаемости, мкм2 0,086 0,264 0,429 0,276 0,052 0,033 0,044 0,213 0,044
Коэффициент песчанистости, д.е. 0,39 0,26 0,48 0,73 0,38 0,26 0,71 0,41 0,33
Пересчетный коэффициент, д.е. 0,816 0,904 0,936 0,860 0,942 0,849 0,903 0,876 0,935
Плотность нефти, г/см3 0,858 0,883 0,899 0,864 0,914 0,862 0,890 0,865 0,877
Вязкость нефти, мПа*с 3,6 11,6 26,5 6,8 42,9 5,2 11,7 8,7 10,2
Содержание серы, % 1 2 3 2 4 1 2 2 2
Содержание парафинов, % 4 4 4 3 3 3 3 4 3
Содержание смол и асфальтенов, % 14 21 26 16 31 14 19 16 25
Пластовая температура, 0С 27 28 27 29 28 26 27 24 22

Во второй главе на основе детального геолого-технологического анализа разработки объекта–полигона, геологического и гидродинамического моделирования залежей углеводородов, анализа эффективности применяемых технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов, выполнено геолого-технологическое обоснование разработки месторождений с остаточными запасами нефти в неоднородных пластах.

Крупные месторождения ПБС характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Выделяются залежи, по которым от начальных извлекаемых запасов отобрано более 70%. Как правило, эти залежи приурочены к терригенной толще нижнего карбона. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов и линз. Кроме того, большинство залежей нефти среднего и нижнего карбона имеют обширную водонефтяную зону.

Анализ данных приведенных в таблице 3 показывает, что выработка запасов преимущественно ведется из продуктивных пластов яснополянского горизонта (Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2) и башкирского яруса (Бш1, Бш2).

Таблица 3

Геолого-технологические показатели разработки объекта-полигона

Показатели Продуктивные объекты В целом по месторо­ждению
КВ1+В3В4 БШ ЯСН Т Д1
Темп отбора от НИЗ, % 0,4 0,83 0,7 0,2 0,05 0,68
Обводнённость, % 31,2 60,9 88,5 61,6 25,3 78,7
Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях: 13 153 41 8,4 - 67
  текущая, %
  накопленная, % 2,3 161 135 221 - 131
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины: 4,7 2,7 4,3 1,2 0,9 3,1
  по нефти, т/сут
  по жидкости, т/сут 6,4 6,9 37,0 3,2 1,2 14,7
Среднесуточная приёмистость нагнетательной скважины, м3/сут 67,7 103 117,1 31,1 - 107
Отбор нефти
от балансовых запасов
2,1 16,5 18,4 8,4 1,8 14,0
  от извлекаемых 10,3 52,4 58,4 28,1 7,2 47,6


Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.