2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ....................................................... 4
1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В СВЯЗИ
С ПОВЫШЕНИЕМ НЕФТЕОТДАЧИ.....................................11
1.1. Основные черты геологического строения центральной
части Западной Сибири....................................11
1.2. Геолого-промысловая характеристика типовых пластов
месторождений центральной части Западной Сибири..........21
2. СОС ТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ........................................48
2.1. Геолого-промысловые факторы, определяющие снижение
эффективности разработки нефтяных месторождений в режиме заводнения пластов.............................48
2.2. Методы принятия решений при выборе способов воздействия
на пласты с целью повышения нефтеотдачи..................56
2.3. Современное состояние применения методов воздействия на нефтяные пласты..............................................69
3. ОСНОВЫ ДИСКРЕТНО-НЕПРЕРЫВНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
ПРИ ИЗУЧЕНИИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ................................78
3.1. Понятие о дискретно-непрерывных прогнозных моделях......80
3.1.1. Дискретные прогнозные модели........................80
3.1.2. Дискретно-непрерывные прогнозные модели.............84
3.2. Методика построения дискретных прогнозных моделей ... 85
3.3. Методика разграничения нефтяных залежей на участки,
однородные по комплексу геолого-промысловых признаков . . 102
4. МЕТОДЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ...............................116
4.1. Анализ существующих классификаций коллекторов по проницаемости...............................................118
4.2. Предлагаемая методика классификации коллекторов по нормированной проницаемости.................................123
4.3. Методы моделирования неоднородности призабойных зон . . .156
3
4.4. Методика построения карт распространения типов призабойных
зон пластов............................................172
5. ПОСТРОЕНИЕ ДИСКРЕТНО-НЕПРЕРЫВНЫХ МОДЕЛЕЙ С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ...............................177
5.1. Типизация призабойных зон пласта как основа для построения дискретно-непрерывных прогнозных моделей.............177
5.2. Дискретно-непрерывные модели прогноза эффективности методов интенсификации притоков..........................196
5.2.1. Построение дискретных моделей...................196
5.2.2. Построение дискретно-непрерывных моделей........219
5.3. Дискретные модели прогноза эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи...................225
5.4. Дискретные модели прогноза эффективности циклического воздействия на пласт.................................234
5.5. Построение прогнозных карт технологической эффективности методов воздействия на пласт.........................251
6. ПРИМЕНЕНИЕ ДИСКРЕТНО-НЕПРЕРЫВНЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПО КОСВЕННЫМ ДАННЫМ.......................268
6.1. Прогнозирование коэффициента продуктивности по комплексу геолого-промысловых признаков........................268
6.2. Прогнозирование гидропроводности нефтяных пластов по материалам разведочных скважин.......................284
7. ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРИМЕНИМОСТИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.............................291
7.1. Дискретно-непрерывные модели прогноза экономической эффективности МУН....................................291
7.2. Построение карт для прогноза рентабельности методов увеличения нефтеотдачи пластов............................298
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................315
ЛИТЕРАТУРА...................................................318
ПРИЛОЖЕ11ИЯ. Акты внедрения................................. 347
34
более низкими Кп и Кпр водоносной части пласта водоудерживающая способность там несколько выше: 37 и 35,7 %.
Дифференциация по площадям показывает, что средняя пористость практически одинакова на всех и округленно составляет 25 %, но чуть выше она по продуктивной части на Моховой площади: 25,4 %, тогда как на Федоровской она 24,7, на юге Восточно-Моховой 24,8 %. Средняя проницаемость на Моховой площади оказалась несколько выше, чем но Федоровской и югу Восточно-Моховой площади: 158, 128 и 94 • 10"3мкм2 соответственно. Породы III класса (Кпр от 100 до 500-10' мкм ) чаще встречены на Федоровской площади, но на Моховой площади выше доля высокопроницаемых пород этого класса: пород с Кпр от 300 до 500-10°мкм2 здесь 16,3 %, тогда как на Федоровской площади их только 4,6 %, а на юге Восточно-Моховой - 6,2 %, в связи с чем и получилось более высокое среднее значение Моховой площади.
Проницаемость по керну на Федоровской площади изучена в 7 скважинах, 4 из них расположены в южной части залежи, средние К„р по ним близкие (от 93 до 135-10‘3мкм2). В центральной части всего в двух скважинах изучен керн на проницаемость из каждой по одному образцу (К^ = 44 и 46-10'3мкм2). Эти значения не могут точно характеризовать этот участок, и поэтому в этом районе нужно дополнительно пробурить скважины с хорошим выносом керна для уточнения К11р, т. к. северная часть залежи характеризуется довольно высокой проницаемостью (скв.73 Кпр = 178 • 10*3мкм2).
На Моховой площади также изучен керн на проницаемость в 7 скважинах, средние по ним изменяются от 70 до 240 • 10'3мкм2. Более высокая проницаемость отмечается в центральной части залежи (скв.93 и 800).
Юг Восточно-Моховой площади освещен керном в трех скважинах.
Средние проницаемости в двух из них невысокие - 52 - 53 • 10'3мкм2, а в скв. 129, расположенной в центральной части она 149 • 10*3мкм2
я
Северная часть Восточно-Моховой площади керном на изучена и на этом участке необходимо пробурить несколько скважин с отбором керна.
В целом же средние значения Кп и Кпр на изученных площадях представляются достоверными.
Водоудерживающая способность изменяется в широком диапазоне: от 18,8 до 84 % и в целом но пласту составляет 36 %. Средние значения Квс по отдельным площадям изменяются незначительно: от 35,5 до 7,9 %, 64 % пород имеют невысокие Квс - 25 - 40 %.
Пласт БСю характеризуется, в основном, очень высокой продуктивностью (табл. 1.2). В зависимости от физико-литологических свойств дебиты нефти изменяются в широких пределах - от 6,6 м3/сут при динамическом уровне 316 м (скважина 120) до 351 м3/сут через штуцер диаметром 12-мм на фонтанирующем режиме. Устойчивость дебитов подтверждается длительной эксплуатацией.
Свойства и состав пластовой воды. На территории Федоровского месторождения пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-нагриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов. Коэффициент Иа/С1 в пластовых водах ближе к единице. Для вод гидрокарбонатного типа он составляет 1,01 - 1,09. для вод хлоридно-кальциевого типа - 0,90 - 0,99.
Минерализация пластовых вод месторождения отличается незначительно от минерализации таковых в целом по Сургутскому району.
В целом по месторождению пластовые воды характеризуются низкой ми-нерачизацией. Максимальная их минерализация не превышает 20,56 г/л, причем средняя минерачизация по пластам изменяется незначительно - в пределах от 13,42 (пласт АС7-8) до 19,96 г/л (пласт АС4).
- Киев+380960830922