2
СОДЕРЖАНИЕ
Введение................................................... 3
Глава 1. Анализ эффективности использования ГИС при подсчете запасов углеводородного сырья и построении фильтрационно-емкостных моделей залежи. Определе-
ние задач исследования, решаемых в диссертации .... 9
Глава 2. Разработка методики классификации коллекторов Пе-чоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия.............................................. 21
2.1. Общая схема классификации................................ 21
2.2. Критерии выделения групп коллекторов по ГИС.............. 61
2.3. Опробование методики классификации коллекторов по разрезу скважин................................................. 90
Глава 3. Технология построения фильтрационно-емкостных моделей залежей УВ сырья на основе классификации коллекторов по ГИС................................... 107
3.1. Технология интегрированной интерпретации геофизических данных.......................................................... 107
3.1.1. Программа расчета исходных физических параметров 108
3.1.2. Компьютерная технология построения фильтрационноемкостных моделей залежей УВ сырья.............................. 122
3.2. Алгоритмы решения........................................ 131
Глава 4. Реализация полученных результатов.................... 135
4.1. Фильтрационная модель залежи углеводородов по Западно-Соплесскому месторождению....................................... 135
4.2. Фильтрационная модель залежи углеводородов по Югидскому
месторождению........................................... 143
Заключение.................................................... 152
Библиографический список использованной литературы............ 154
Продолжение таблицы 1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
8 Харъялшское Архангельская обл. Н афоиннская, 3-я пачка, иеігтралімая ифонинская, 3-я пачка, хухни* афонннская. 1 пачха пласті1 афоиинскял 1 ттачта пласт Iі т т т т поровый поровый поровый поровый 11 9.9 8,2 8.4 88 8.5 4.6 4.6 90 90 83 85 0.465 0.7 0,102 0.102 1978 1978 1978 1978
9 Сандивейскос Республика Коми Н иксе ль-са кмарасая верхмекамшио- уїхільиая нюеоіс-с илчрийская к к к поровый поровый поровый 17 13 16 99.2 83.07 126.1 79 82.1 89.8 0.37 0.38 0.35 1983 1982 1981 (£ииш1, СХІЯШіА 1981 1988 ЦКЗ ГКЗ СССР УНГГ Нсхрасов Л.А. УНГГ Некрасов Л.А.
10 Баганскос Республіка Комп н нижняя перлп-карбон ВфХНИЛ дсве« нижмий силур к к к поровый смешанный смешанный 13 9 9 39 15 103 81 90 89 0.315 0.244 0.325 1985 1984 1984 СІІІИП.ГІ. гссяттй 1938 ГКЗ СССР УНГГ Псрсово Н.Я.
11 Верхнем акарихинскос Республика Комн н ломаниковая ґО«») к поровый 8 12 87 0,27 1992 гОмииі, смят:« 1982 ГКЗ СССР
Северо-Савпнсборскос Ре<яі>‘бЯ}іка н іл'нгурскія. к к к т т смешанный смешанный смешанный перовым :юрэ»ый 18 16 16 1? 14 33 2 2 121 27 81 81 82 85 79 0.2 0,2 0.32 0.4 0.5 1979 1979 1979 1965 1965 (бміикі, 196? ГКЗ СССР Сазонов Н.В.
12 Коші І залежі кунгурская, [] залежь тураейсхмй. ІII зале» лашийскіїй, пласт І б ПЯШИЙСПІЙ, пласт і в східттВ
13 Севере-Багаискос Респуьлиха Коми н іоіжкиГ: силур к смешанным 10 135 89 0.227 1986 оСишмі. пояміЯ 1988 ГКЗ СССР НГК Персона Н.Г
14 Южно-Баї окское Республіка Коми н нмжнхя пермі. карбон верхний левом ІШіФ) . к к поровый поровый 15 10 74.1 89.1 79 90 0.315 0.353 1985 1985 оС'МКЯКЙ. ПИЖШЙ 1988 1991 ГКЗ ЦКЗ УТГУ Некрасов Л.А.
16
коллекторы порового типа. По типу смачиваемости коллекторы не разделялись.
Для терригенных отложений принималась следующая упрощенная модель залежи:
к„„=кп + к,п,
где К„м, К,.. Кгл - пористость матрицы, равная максимальной открытой пористости, открытая пористость и глинистость в долях объема породы. Снижение открытой пористости, согласно этой модели происходит в результате заполнения порового пространства матрицы рассеянным глинистым цементом [102].
Для построения летрофизической модели, под которой следует понимать математическую модель летрофизической взаимосвязи между характеристиками продуктивных отложений, использовались петрофизические взаимосвязи, приведенные в табл. 2.
При подсчете запасов и проектировании системы разработки месторождений считалось, что залежи квазиоднородны, и даже многопластовые залежи в большинстве своем рассматривались как единые газогидродинамические системы. Коэффициент газоотдачи, как правило, принимался равным 1. Начальные коэффициенты нефтеотдачи, которые и так невысоки (Кп=0.5-0,1). при разработке залежи не достигались.
В работах [56, 69] приводятся концепция и основы методики оценки погрешностей подсчетных параметров при подсчете запасов общепринятым неклассификационным способом. Основные систематические погрешности при подсчете запасов связаны с несоответствием геологической и гидродинамической моделей и в значительно меньшей степени - с подсчетными параметрами эффективной толщиной, нефтегазонасыщенностью, пористостью.
Основные причины несоответствия геологической и гидродинамической моделей залежи следующие:
1. Не всегда высокий исследовательский уровень в периоды геологоразведочных работ и опытно-промышленной эксплуатации, на которые составители отчетов по подсчету запасов не могут оказать влияния. При подсчете и
- Київ+380960830922