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 |

Оперативное регулирование разработки залежей нефти методами нейросетевого моделирования

-- [ Страница 2 ] --
Группа стратиграфия Кол-во объектов hнн, м Кпр, мкм2 , мПа*с КИНпр КИЗ, %
1 D2 6 1.5 0.027 4.8 0.176 67.6
D3 42 4.1 0.045 9.5 0.226 51.0
C1 83 3.5 0.035 10.4 0.217 44.8
C2 57 2.9 0.038 10.1 0.205 33.2
P1 13 22.0 0.048 6.2 0.215 73.5
Среднее по группе 1 232 5.0 0.038 9.7 0.214 41.6
2 D2 1 2.0 0.137 8.4 0.168 28.3
D3 1 15.3 0.263 12.0 0.240 87.9
C1 15 5.1 0.384 15.3 0.242 62.8
C2 15 1.7 0.324 13.0 0.236 30.5
P1 14 107.1 0.186 8.2 0.281 98.5
Среднее по группе 2 46 37.1 0.292 12.3 0.254 67.8
3 D2 3 2.4 0.002 23 0.140 15.4
D3 23 3.5 0.036 51.3 0.222 29.6
C1 33 4.5 0.042 39.8 0.175 56.2
C2 16 5.0 0.050 41.7 0.133 32.7
P1 3 11.1 0.026 26.0 0.160 7.5
Среднее по группе 3 79 4.6 0.040 42.2 0.160 45.7
Среднее по группам 357 9.1 0.072 17.2 0.251 52.4

Объекты первой группы характеризуются средними значениями нефтенасыщенных толщин, низкими значениями проницаемости и сравнительно низкими значениями вязкости. Проектные значения КИН по объектам данной группы ниже среднего значения для всех объектов, выработка запасов по группе так же несколько ниже. Относительно лучше выработаны запасы нижнепермских рифовых массивов (73,5%), наименьшей выработкой характеризуются запасы объектов среднего карбона (33,2%). В целом по группе выработка запасов происходит неравномерно. По критерию проницаемости запасы нефти подавляющего большинства объектов данной группы следует отнести к категории трудноизвлекаемых.

Объекты второй группы приурочены в основном к отложениям нижнего и среднего карбона. Эксплуатационные объекты различных стратиграфических подразделений характеризуются существенно неравномерной выработкой. Так, наиболее выработанными являются нижнепермские рифогенные массивы (98,5%), как и в первой группе. Существенное отличие наблюдается в значениях эффективных нефтенасыщенных толщин по объектам нижнего и среднего карбона, где она в среднем в 3 раза ниже, и выработка существенно ниже, не смотря на то, что значения проектного КИН по данным объектам очень близки. В целом, для объектов второй группы характерна относительно лучшая геолого-физическая и фильтрационная характеристика, свидетельствующая в пользу отнесения запасов объектов данной группы к активным.

Объекты третьей группы приурочены в основном к отложениям верхнего девона и нижнего и среднего карбона, характеризуются существенно худшей геолого-физической и фильтрационной характеристикой.

По группам выработка запасов происходит неравномерно. Так, доля ТИЗ объектов второй группы снизилась на 13 п.п. (или 32,5%) по сравнению с НИЗ, а доля ТИЗ объектов первой группы увеличилась на 12 п.п. (или 21,8%), что свидетельствует об отставании выработки последних.

Основная часть запасов нефти сосредоточена в объектах первой и второй групп – 95% НИЗ. Более 73% объектов мелкие, средние - 21,3%, крупные – 5,3%. Текущая добыча нефти обеспечивается в основном за счет средних по запасам объектов – более 55% добычи, при средней выработанности 50% от НИЗ.

На долю объектов первой группы приходится 67% ТИЗ. Геолого-физическая характеристика пластовых систем характеризуется средними значениями: средняя продуктивная толщина 5,0 м, средняя проницаемость 0,038 мкм2, средняя вязкость пластовой нефти 9,7 мПа•с, средний по группе проектный КИН составляет 0,214 д.е., НИЗ выработаны более чем на 40%.

Несколько меньше (27%) составляют ТИЗ объектов второй группы. Геолого-физическая характеристика пластовых систем относительно лучше: средняя продуктивная толщина 37,1 м, средняя проницаемость 0,292 мкм2, средняя вязкость пластовой нефти 12,3 мПа•с, средний по группе проектный КИН составляет 0,254 д.е. Выработка НИЗ в среднем по группе приблизилась к 68%. Оставшиеся 6% составляют ТИЗ объектов третьей группы, характеризующиеся худшими геолого-физическими параметрами пластовых систем: средняя продуктивная толщина 4,6 м, средняя проницаемость 0,040 мкм2, средняя вязкость пластовой нефти 42,2 мПа•с, средний по группе проектный КИН составляет 0,160 д.е. Выработка НИЗ в среднем по группе составляет 45,7%.

Наименьшей выработкой запасов нефти и низкой эффективностью систем разработки характеризуются объекты башкирского и московского ярусов среднего карбона. Основная доля ТИЗ нефти данных объектов сосредоточена в сложных геолого-технологических условиях – низкие продуктивные толщины пластов и пропластков, низкая проницаемость коллекторов, обширные ВНЗ, высокая расчлененность. Высокая степень геолого-физической неоднородности с одной стороны, и несоответствующие ей системы разработки и воздействия с другой - обусловливают низкую эффективность нефтеизвлечения и низкую конечную нефтеотдачу.

В третьей главе приводятся результаты исследования влияния геолого-технологических факторов на нефтеотдачу на основе геолого-промыслового анализа разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным пластам башкирского яруса среднего карбона северного склона Башкирского свода.

Исследуемые объекты в тектоническом отношении находятся на структуре II порядка – Куединском вале, осложняющем северный склон Башкирского свода. По генетическому признаку поднятия, осложняющие вал, относятся к тектоно-седиментационному типу. Структура представляет собой брахиантиклинальную складку сложной конфигурации, имеющую северо-западное простирание и осложненную тремя поднятиями, которые прослеживаются по всем маркирующим горизонтам. На основании проведенной корреляции в разрезе выделено 10 продуктивных пластов: каширо-верейский горизонт (КВ1, В3В4), башкирский ярус (Бш1, Бш2), Яснополянский надгоризонт (Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2), турнейский ярус (Т) и пашийский горизонт (Д1).

Для решения поставленных задач были выбраны залежи нефти, приуроченные к карбонатным пластам башкирского яруса среднего карбона (1 группа), характеризующиеся высокой геолого-физической неоднородностью, наличием обширных водонефтяных зон, низкими продуктивными толщинами, высокой расчлененностью продуктивного разреза, низкой эффективностью выработки запасов нефти, а так же наличием большого объема геолого-физической и технологической информации.

Башкирский пласт разделён на 3 проницаемых пласта сверху вниз: Бш1, Бш2 и Бш3. Выделенные пласты хорошо коррелируются от скважины к скважине в пределах месторождения. В составе каждого из пластов выделяется от 1 до 8 проницаемых прослоев. Верхние пласты Бш1 и Бш2 – нефтенасыщенные, к ним приурочены основные запасы нефти башкирского яруса. Об изменчивости геолого-физической характеристики пластов Бш дает представление табл. 2.

Таблица 2 – Характеристика изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пластов Бш

Параметры Среднее значение Интервал изменения Коэффициент вариации, д.е. Количество наблюдений
общая толщина, м 18.0 4.9 31.5 0.17 588
продуктивная толщина, м 5.8 0.4 13.6 0.38
доля коллектора, д.е. 0.33 0.02 0.68 0.38
пористость, % 13.80 7.20 25.4 0.18
вариация пористости, % 20 0 70 0.44
нефтенасыщенность, % 72.3 47.5 89.0 0.10
вариация нефтенасыщенности, % 14 0 30 0.53
проницаемость, мкм2 0.134 0.001 1.003 1.12
вариация проницаемости, % 118 0 270 0.43
расчлененность 6 1 14 0.40


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.