Дифференцированный подсчет запасов с учетом фациальных особенностей и отдающей способости коллекторов ( на примере месторождений западной сибири )

На правах рукописи

ФЕДОРОВА Жанна Сергеевна

ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫЙ ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ

С УЧЕТОМ ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ И

ОТДАЮЩЕЙ СПОСОБОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

(на примере месторождений

Западной Сибири)

Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка

горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Тюмень-2007

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете и в ОАО «Сибирский научно-аналитический центр»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

А.А. Дорошенко

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

член-корреспондент РАН,

И.И. Нестеров

кандидат геолого-минералогических наук,

В.Е. Касаткин

Ведущее предприятие: ЗАО «Недра-Консалт»

Защита состоится 08 ноября 2007 года в 1600 на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 56.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан «06» октября 2007г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в одном экземпляре просим направлять по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 56, Тюменский государственный нефтегазовый университет, ученому секретарю диссертационного совета; факс: (3452) 39-03-46; е-mail: [email protected].

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук Т.В. Семенова

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность защищаемой работы. В состоянии сырьевой базы нефтедобывающих предприятий России, произошли значительные качественные и количественные изменения структуры запасов нефти. В связи с высокой степенью выработки крупных и высокопродуктивных месторождений, на балансе предприятий резко увеличилась доля трудноизвлекаемых запасов. Вовлечение их в разработку является весьма актуальной задачей. Однако, применяемые для этого технологии добычи нефти требуют существенных финансовых и ресурсных затрат, а значит являются рентабельными лишь при наличии достаточных объёмов этих запасов.

В настоящее время российскими и зарубежными геологами ведется большая работа по совершенствованию методики подсчета запасов, как важнейшего этапа геологоразведочных работ и подготовку нефтяных и газовых месторождений к разработке.

Интенсивное внедрение компьютерных технологий в практику построения моделей геологических объектов при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений привело к тому, что на российском рынке появилось свыше десяти зарубежных и столько же, если не больше, отечественных пакетов геомоделирования. Большой вклад в развитие компьютерных технологий моделирования полей геологических параметров внесли такие ученые, как В.И. Азаматов, В.А. Бадьянов, А.М. Волков, Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, А.Н. Кирсанов, А.Г. Плавник, А.Н. Сидоров, Ю.В. Шурубор и др. Исследования в области построения цифровых моделей геологических параметров показывают, что получаемые результаты зависят от параметров, применяемых математических моделей. В связи с этим, возникает необходимость в проведении дополнительного изучения оценки качества построенных моделей.

Цель работы. Разработка методики повышения точности подсчета запасов на основе их дифференциации по отдающей способности коллекторов.

Основные задачи исследований:

1. Провести анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров в компьютерных технологиях
2. Разработать методику построения карт подсчетных параметров с учетом фациальных особенностей пород-коллекторов
3. Уточнить методику типизации призабойных зон скважин с учетом интенсивности работы коллекторов
4. Разработать методику дифференцированного подсчета запасов по участкам с различной эффективностью выработки запасов

Научная новизна:

1. Разработана методика дифференцированного подсчета запасов нефти с учетом отдающей способности прослоев коллекторов.
2. Разработана методика комбинированного применения электрофациального анализа и статистических алгоритмов моделирования полей геологических параметров, повышающая качество построения карт в компьютерных технологиях.
3. Выявлены закономерности распространения коллекторов с различной отдающей способностью на нефтяных залежах.

Защищаемые положения::

1. Методика дифференцированного подсчета запасов нефти с учетом отдающей способности коллекторов обеспечивает не только повышение точности оценки запасов, но и позволяет повысить эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи.
2. Методика комбинированного применения электрофациального анализа и статистических алгоритмов моделирования полей геологических параметров предоставляет возможность использовать разнородную геолого-геофизическую информацию при решении задач картирования для подсчета запасов.
3. Выявление закономерности распространения коллекторов с различной отдающей способностью обеспечивает эффективное решение задач по изучению геологической неоднородности продуктивных пластов и учета ее при регулировании разработки нефтяных залежей.

Практическая ценность работы:

1. Разработанная методика повышает точность подсчета запасов с дифференциацией их по отражающей способности коллекторов, что позволит повысить эффективность выработки запасов.
2. Разработанный подход к оценке запасов использован при подсчете запасов на других месторождениях.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были многократно доложены на конференциях студентов и молодых ученых: на VII Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр», Томск, 2003г.; на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности», Тюмень, 2003г.; на третей всероссийской научно-практической конференции, проходившей в г.Тюмени 25-27 февраля 2004 года; на XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», Тюмень, 2004г.; на научно-практической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2004г.; на IV научной сессии студенческой академии наук ТюмГНГУ «Проблемы и перспективы освоения природно-ресурсного потенциала Западной Сибири», Тюмень, 2005г.; на научной конференции с международным участием «Рациональное использование природных биологических ресурсов», проходившей 12-19 июня 2005г. в г.Sousse (Тунис); на международном научно-техническом семинаре, посвященного 50-летию открытия Западно-сибирской нефтегазоносной провинции «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче», Тюмень, 2005г.; на научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области», проходившей в г.Тюмени 21-22 сентября 2005г., а также статьи в журналах «Успехи современного естествознания» №1, 2005г., «Современные наукоемкие технологии» №5, 2005г., «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ» №5, 2007г..

Публикации. Автором опубликовано 12 научных работ по теме диссертации, из них 1 в журнале рекомендуемых ВАК РФ.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 208 страницах, включая 80 рисунков и 21 таблицу. Список литературы насчитывает 118 наименований.

Диссертация выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора А.А. Дорошенко, которому автор искренне признателен за поддержку, научные консультации и помощь при выполнении работы.

Автор благодарит первого заместителя генерального директора, директора по моделированию ОАО «СибНАЦ» И.А. Плесовских, начальника департамента геологического моделирования Н.А. Михайлову за понимание и поддержку.

Автор глубоко признателен сотрудникам отдела обслуживания вычислительной техники и периферийного оборудования за помощь в оформлении работы и техническую поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цели и основные задачи исследований, научная новизна и практическая значимость работы.

В главе 1 «Краткая геолого-геофизическая характеристика изучаемых месторождений» рассмотрены краткие геолого-геофизические характеристики Умсейского, Средне-Итурского месторождений и Месторождения №1, названного условно. Приводится описание стратиграфии, тектоники района исследований, охарактеризована нефтегазоносность изучаемых отложений и физико-литологическая характеристика коллекторов рассматриваемых пластов.

В главе 2 «Современные методы подсчета запасов» рассмотрены теоретические основы объемного метода подсчета запасов и современные методы дифференциации запасов.

В главе 3 «Методика и рекомендации по выбору параметров математических моделей при подсчете запасов» рассмотрены существующие алгоритмы моделирования полей геологических параметров и программные продукты картопостроения. Особое внимание уделено описанию конвергентного метода и метода крайгинг-аппроксимация. С использованием этих методов осуществлялось картопостроение в настоящей работе.

В работе проведен анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров. Для этого, на первом этапе оценивалась степень влияния шага сетки на точность подсчета запасов, а на втором – оценка качества построенных моделей эффективных нефтенасыщенных толщин построенных в разных пакетах моделирования. Степень влияния шага сетки рассчитывалась на основе вычислительного эксперимента, в котором шаг сетки изменялся от 50 до 500, при каждом из способов построения модели эффективных нефтенасыщенных толщин.

Вычислительный эксперимент проводился на примере основной залежи пласта БС101 Умсейского месторождения. Подсчет запасов в этом случае осложнен крайней неравномерностью разбуривания месторождения.

Для более детального изучения различий между объемами моделей автором построены графики и гистограммы относительных погрешностей объемов. Сравнительный анализ их показал, что при любом из способов построения модели эффективных нефтенасыщенных толщин, величина нефтенасыщенных объемов меняется при изменении шага сетки.

На следующем этапе анализа проводилась оценка качества моделей такого важного подсчетного параметра, как эффективная нефтенасыщенная толщина алгоритмами моделирования крайгинг-аппроксимация и конвергентным методом. Прогнозирующая способность моделей оценивалась на основе вычислительного эксперимента, суть которого состоит в следующем: на Умсейском месторождении был выбран объект разработки, разбуренный 84-мя скважинами по сетке с расстоянием между скважинами около 500м. На каждом шаге вычислительного эксперимента количество скважин уменьшалось вдвое. Таким образом, было сделано 4 набора скважин содержащих, соответственно, 6, 11, 21 и 42 скважины. По каждому из этих наборов автором строилась двухмерная цифровая модель эффективных нефтенасыщенных толщин конвергентным методом и методом крайгинга. Полученные модели сравнивались с моделью, построенной по исходному набору из 84 скважин. При этом сравнивались, как интегральные показатели (объемы), так и значения толщин в отдельных скважинах с разделением их на две категории: участвующие и не участвующие в построении моделей. Для анализа результатов построены графики разности объемов по картам с разным числом скважин по каждому методу построений. А также рассчитаны таблицы отклонений модельных и наблюденных значений эффективных нефтенасыщенных толщин.

В диссертации проведен анализ особенностей параметров полувариограмм в случае значительной анизатропии, ацикличности и нестационарности картируемого признака, при различных её параметрах. Для этого осуществлялся вычислительный эксперимент на модели поля, которое по оси абсцисс имеет ярко выраженный циклический, но не стационарных характер, а по оси ординат имеет постоянное значение. При построении этой модели изменчивость по оси абсцисс описывается синусоидальной кривой наложенной на наклонную прямую.

Формула, по которой рассчитывались значения поверхности, имеет вид:

Z=0.0636X+60SIN(X/1000).

Вычислительный эксперимент осуществлялся в несколько этапов. На первом этапе эксперимента выяснялось влияние анизотропии на вид полувариограмм, с расстоянием между контрольными точками равным 200м. Было построено два набора полувариограмм – без учета тренда и с учетом линейного тренда, где значение угла толерантности и азимут направления изменялись от 0 до 90.

На втором этапе выявлялось влияние параметров полувариограммы на точность построения карт. Для этого расстоянием между точками наблюдения выбиралось равным 1200м. По полученному набору данных строились карты поверхностей без учета полувариограммы и с учетом полувариограммы, но с разными ее параметрами.

В главе 4 «Учет фациальных особенностей пород-коллекторов при построении карт подсчетных параметров» кратко представлены электрометрические модели песчаных тел выделенных В.С. Муромцевым. Приведены определяющие диагностические признаки фаций континентальных, прибрежно-морских и морских обстановок осадконакопления. Рассмотрены ключевые моменты палеотектонического анализа. Автором представлена методика построения карт подсчетных параметров с учетом фациальных особенностей пород-коллекторов. Суть этой методики состоит в том, что вначале восстанавливаются древние обстановки осадконакопления, выявляются особенности размещения отложений различного генезиса, и уже с их учетом проводятся картопостроение и последующий подсчет запасов.

Для этого необходимо провести детальную корреляцию разрезов скважин на изучаемой площади. Далее в пределах скоррелированных пластов проводится электрофациальный анализ, основанный на методе идентификации фации по форме кривых ПС (по В.С.Муромцеву). После установления принадлежности электрометрических кривых скважин к определенному типу фаций, они объединяются в зону, соответствующую распределению осадков этой фации. Сочетание таких зон отражает размещение различных фаций. Таким образом, карты зон представляют собой модель распространения фаций для каждого пласта.

Для дальнейшего картопостроения, на основе принятых зон, рассчитываются полувариограммы эффективных толщин для каждой фациальной зоны. Затем по зонам строятся участки карты с учетом соответствующей полувариограммы и скважинных данных. Далее, подобно мозаике, эти отстроенные участки объединяются в один, который и является итоговой картой. Результатом построений является карта, которая имеет направление изолиний в соответствии с главным направлением изменчивости эффективных толщин пласта в каждой из фациальных зон. Таким образом, осуществляется согласованность картопостроения с древней обстановкой осадконакопления.

По предлагаемой методике можно строить не только карты эффективных толщин, но и карты коэффициента песчанистости, эффективных нефтенасыщенных толщин. В конечном итоге, это позволит учитывать особенности строения природных резервуаров при дифференцированном подсчете запасов и обосновании геологической модели месторождения, а также может стать неотъемлемой частью в определении геометрии залежи на стадии геологоразведочного процесса.

Палеотектонический и фациальный анализ отложений проводился на одном из месторождений Нижневартовского района Хантымансийского автономного округа, названное условно - месторождение №1. Для анализа был выбран один из основных горизонтов месторождения – АВ1-2, который расчленяется на пласты АВ22, АВ21, АВ13 и АВ12.

По тексту глава иллюстрируется картами общих толщин, построенные автором по всему горизонту в целом, для каждого пласта отдельно и с объединением пластов по условиям формирования.

В диссертации проведен фациальный анализ продуктивных пластов АВ22, АВ21 и АВ13 согласно представленной методике. По данным этих пластов автором были построены модели распространения фаций по пластам АВ21 и АВ13.

С целью уточнения оценки достоверности составленных моделей распределения фаций пластов АВ22, АВ21 и АВ13, автором проводился анализ кернового материала в разведочных скважинах. Для этого осуществлялось сравнение кернов пород, приуроченных к интервалу рассматриваемого пласта, с различными электрофациями, с типовыми составом и характером слоистости песчаных тел-коллекторов и глинистых отложений-экранов (по В.С. Муромцеву). Результаты анализа приведены в таблицах представленных в работе.

В соответствии с предлагаемой методикой и полученными моделями распределения фаций по пластам, рассчитывались полувариограммы по всем основным направлениям фациальных зон для построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин.

Для анализа точности построенных карт, проводилось сравнение нефтенасыщенных объемов трех карт. А именно, сравнивались объемы вычисленные по картам эффективных нефтенасыщенных толщин построенные: а) по данным разведочных и эксплуатационных скважин конвергентным методом (эталонный объем); б) по данным разведочных скважин методом крайгинга с учетом модели распределения фаций пласта АВ21; в) по данным разведочных скважин методом крайгинга без учета модели распределения фаций. Сравнительный анализ результатов показал, что объем вычисленный по карте построенной с учетом модели составляет 94% от эталонного объема, а рассчитанные по карте построенной без учета модели – 108%. Вышесказанное позволяет сделать вывод, что в данном случае карта, построенная по данным разведочных скважин без учета модели, ведет к необоснованному завышению нефтенасыщенных объемов.

Сравнительный анализ карт эффективных нефтенасыщенных толщин по пласту АВ13 показал, что объем вычисленный по карте построенной с учетом модели составляет 87% от эталонного объема, а рассчитанный по карте построенной без учета модели – 71%. В данном случаем, построение карты толщин без учета распространения фаций, не завысило результаты, как это было в пласте АВ21, а наоборот занизило на 29%. В соответствии с полученными результатами можно сделать вывод, что учет распространения фаций по пласту опять показывает лучший результат.

В главе 5 «Методика дифференцированного подсчета запасов с учетом отдающей способности коллекторов» рассмотрено влияние геолого-геофизических параметров на разработку месторождений, дается краткое описание понятия о дискретных моделях и приведено описание методики построения карт типов ПЗП.

Приведена классификация коллекторов по их отдающей способности, в которой предложено использовать для прогноза отдающей способности коллектора нормированную проницаемость (КО), которая представляет собой отношение проницаемости прослоя к максимальной проницаемости среди коллекторов, вскрытых перфорацией. При этом коллекторы делятся на три класса. ВИП – коллекторы характеризуются высокой интенсивностью отдачи и нормированной проницаемостью в пределах от 0,75 до 1. СИП-коллекторы имеют среднюю интенсивность промывки и характеризуются нормированной проницаемостью в пределах от 0,2 до 0,75. НИП-коллекторы обладают низкой интенсивностью промывки или вообще не работают, имея самую низкую нормированную проницаемость (менее 0,2).

После обоснования граничных значений нормированной проницаемости для выделения классов коллекторов с различной интенсивностью промывки построение закона распределения нормированной проницаемости в призабойной зоне пласта (ПЗП) сводится теперь к подсчету суммарных толщин (Нк, к =1,2,3) коллекторов каждого из этих классов по разрезу скважины.

По картам изопахит, построенным для Н1, Н2 и Н3 можно выявлять зоны, по которым возможен наиболее ранний прорыв нагнетаемых вод для залежей, вводимых в разработку, а также оценивать объемы и местоположение недренируемых и недоотмытых прослоев коллекторов на поздних стадиях разработки, с целью вовлечения их в разработку гидродинамическими или физико-химическими методами воздействия на пласт.

Анализ отдающей способности коллекторов в работе проводился на одном из основных объектов месторождения №1 - горизонта АВ1-2.

По этому объекту показана характеристика технического состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин. В работе проведен анализ взаимосвязи фильтрационных свойств прослоев коллекторов с интенсивностью их работы, который позволил сделать следующие выводы: 1) прослои с нормированной проницаемостью до 0,25 главным образом не работают или работают слабо; 2) прослои с нормированной проницаемостью от 0,25 до 0,75 представлены прослоями со всеми вариантами интенсивности работы; 3) группа прослоев с нормированной проницаемостью свыше 0,75 представлена главным образом коллекторами работающими в номинальном режиме и интенсивно, причем интенсивная отдача этих прослоев наблюдается в скважинах с более высокой максимальной проницаемостью.

Автором представленна разработанная методика дифференцированной оценки объемов по типам ПЗП. В отличии от традиционного подхода к подсчету запасов в данной методике предлагается их оценку осуществлять по участкам распространения различных типов ПЗП. За основу берется карта распространения типов ПЗП, которая представлена номерами типов призабойных зон пласта в узлах регулярной сети. Процедура дифференцированного вычисления объемов коллекоров по типам ПЗП будет состоять в просмотре всех узлов сетки и выделении только тех, которые имеют заданный тип ПЗП. Далее площади выделенных ячеек сетки умножаются на нефтенасыщенную толщину, соответсвующую данному узлу. Полученные объемы ячеек суммируются отдельно по каждому типу ПЗП. Например, для вычисления объемов эффективных нефтенасыщенных толщин первого типа ПЗП выбираются узлы карты типов со значением 1, а для второго типа ПЗП – со значением 2, и т.д.

По площади месторождения №1 горизонта АВ1-2, в соответствии с классификацией коллекторов по их отдающей способности, при моделировании сходства призабойных зон использовалось простое суммативное описание ПЗП. Для этого было построены суммарные толщины коллекторов классов НИП, СИП и ВИП и карта максимальной проницаемости.

На основе суммативного описания ПЗП и содержательной интерпретации их результатов установлено, что для горизонта АВ1-2 наиболее целесообразным является выделение шести типов ПЗП. В табл.1 приведены осредненные характеристики типов ПЗП.

Таблица 1

Средние значения геологических характеристик типов ПЗП

Тип ПЗП	Суммарные толщины коллекторов, м			Максимальная проницаемость, 10-3мкм2
	НИП	СИП	ВИП
1	1.2	1.8	2	49
2	5.7	2.1	2.8	160
3	6.5	2.1	3.1	860
4	12	2.3	3.4	564
5	5.4	10	3.4	510
6	5.6	2.4	8.8	753

Поскольку каждый из типов призабойных зон имеет свою, отличающую его от других типов характеристику, по геологическим признакам, то по особенностям изменения этих признаков можно выявить и особенности распространения типов призабойных зон по площади.

Для этого была построена карта распространения типов призабойных зон горизонта АВ1-2 месторождения №1 (рис.1). На основе построен-ных карт суммарных тол-щин коллекторов трех классов (НИП, СИП и ВИП), вычислялись объе-мы пород-коллекторов по каждому классу.

Из таблицы 2 видно, что половину нефтенасыщенного объема залежи занимают коллекторы низкой интенсивности промывки, и чуть больше доли залежи отнесено к коллекторам высокой интенсивности промывки. Однако, доля

Запасов НИП-коллекто-ров составляет 33 %. Доля нефтенасыщенного объе-ма, занимаемая СИП-коллекторами (22 %), по сравнению с долей запасов практически не изменилась и стала составлять 22%. Коллек-торы высокой интенсив-ности промывки за счет высоких значений коэф-фициентов пористости и нефенасыщенности уве-личили занимаемую часть с 28 % (доля нефте-насыщенного объема) до 45 % (доля в общих запасах).

Для целей раз-работки важно оценить неоднородность пласта не только по площади, но и по разрезу. Поэтому необходимо оценить запасы по зонам с различной вертикальной неоднородностью, так как скважины с разными типами призабойных зон пласта по разному реагирует на геолого-технологические мероприятия по регулированию разработки.

По разработанной методике, рассчитывался нефтенасыщенный объем шести типов призабойных зон пласта. Так, наибольший объем (50%) занимает второй тип ПЗП. Первый и четвертый типы имеют примерно равное процентное соотношение 19% и 17%, соответственно. ПЗП-3, ПЗП-4 и ПЗП-5 также имеют равные доли от общего объема (3 и 5%).

Согласно этому, можно сделать выводы, что по разрезу горизонт АВ1-2 в основном представлен коллекторами второго типа ПЗП, характеризующийся низкими значениями суммарных толщин всех трех классов коллекторов и средним значением максимальной проницаемости.

Таблица 2

Доли объемов коллекторов с различной интенсивностью промывки

Классы коллекторов	Нефтенасы-щенный объем, %	Средневзвешенное значение коэффициента		Доля в общих запасах, %
		Кп, д.ед.	Кн, д.ед.
НИП-коллекторы	50	0,20	0,38	33
СИП-коллекторы	22	0,22	0,49	22
ВИП-коллекторы	28	0,25	0,70	45

В работе, по аналогии с месторождением №1, проводился дифференцированный подсчет запасов пласта БС81 Средне-Итурского месторождения. Согласно этому вычислялся объем пород-коллекторов, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, и запасы, по каждому классу.

Исходя из проведенных расчетов, на рассматриваемых месторождениях автор рекомендует применять соответствующие гидродинамические или физико-химические методы воздействия на пласт, чтобы ввести в работу коллекторы низкой интенсивности промывки. А именно, для НИП-коллекторов проводить интенсификацию пласта, гидроразрыв пласта, бурение боковых стволов с целью увеличения зоны дренирования, а также проводить соляно-кислотные обработки (СКО) Для СИП-коллекторов целесообразно проводить селективную изоляцию промытых интервалов в добывающих скважинах, а также больше объемные закачки вязкоупругих систем через нагнетательные скважины. Кроме того, на участках ВИП-коллекторов необходима борьба с водопритоками в добывающих и нагнетательных скважинах.

Для увеличения нефтеотдачи горизонта АВ1-2 месторождения №1по разрезу (типам ПЗП), в работе также приведены рекомендации применение следующих методов: - для ПЗП-1 и ПЗП-2 целесообразно проводить соляно-кислотные обработки (СКО), глинокислотные обработки (ГКО). Методы интенсификации пласта наиболее эффективны для ПЗП-1; - для ПЗП-3 – соляно-кислотные обработки (СКО), глинокислотные обработки (ГКО); - для ПЗП-4 проводить методы увеличения нефтеотдачи и закачивать в нагнетательные скважины полимерно-дисперсионные системы (ПДС); - для ПЗП-5 проводить закачку волокнисто-дисперсионных систем (ВДС), акустическое воздействие (АВ); - для ПЗП-5 и ПЗП-6 проводить закачку волокнисто-дисперсионных систем (ВДС).

Заключение

В работе получены следующие результаты:

1. Проведенный анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров в компьютерных технологиях позволил установить, что при одном и том же способе построения эффективных нефтенасыщенных толщин вычисленные объемы нефтенасыщенных пород, для разных размеров шага сетки, могут различаться от 5 до 20%.

При уменьшении плотности сетки скважин погрешности вычисленых объемов изменяются в диапазоне от минус 20% до плюс 30%.

2. Разработана методика построения карт подсчетных параметров на основе метода крайгинга, параметры полувариограммы, которой оцениваются по отдельным участкам залежи, выделенным на основе анализа электрофаций.

3. Усовершенствована методика типизации призабойных зон пласта, путем введения нового граничного значения для коллекторов с низкой интенсивностью промывки и предложено выделять не 5, а 6 типов ПЗП.

4. Разработана методика дифференцированного подсчета запасов согласно которой запасы считаются для отдельных классов коллекторов выделенных по их отдающей способности или по участкам с различным типом призабойных зон.

5. Разработанный подход к оценке запасов использован для ряда месторождений, по одному из которых результаты готовятся к отправке на апробацию в ГКЗ.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. О точности вычисления нефтенасыщенных объемов залежей по разным моделям // Проблемы развития нефтяной промышленности/ Материалы отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. – Тюмень, 2003. - С. 202-207.
2. Оценка влияния параметров цифровых моделей на точность подсчета запасов нефтенасыщенных объемов залежей // «Проблемы геологии и освоения недр»: Материалы VII Международного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А.Усова. – Томск, 2003. С.66 – 71.
3. Анализ погрешностей карт геологических параметров в компьютерных технологиях их построения // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. - (Материалы третей всероссийской научно-практической конференции, проходившей в г.Тюмени 25-27 февраля 2004 года). – Тюмень, 2004. – ч.2. - С. 301-304.
4. Анализ погрешностей цифровых моделей при картировании эффективных нефтенасыщенных толщин пластов // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Материалы XIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза. – Тюмень, 2004. - С.11-13.
5. Вычислительный эксперимент по анализу влияния точности оценок полувариограмм на качество построения карт в крайгинге // «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна»: Материалы научно-практической конференции, ч.1. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2004. – С. 235-238. // Соавторы: Дорошенко А.А., Василевская М.А..
6. Вычислительный эксперимент по оценке качества моделей геологических параметров. Математическое и информационное моделирование: сборник научных трудов. Вып. 6. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2004. – С. 40-54. // Соавтор: Дорошенко А.А.
7. Анализ влияния фильтрационных свойств коллекторов на характер отдачи Северо-Покурского месторождения по данным промыслово-геофизических исследований скважин // Проблемы и перспективы освоения природно-ресурсного потенциала Западной Сибири/ Материалы IV научной сессии студенческой академии наук ТюмГНГУ. – Тюмень, 2005. –С.14-21.// Cоавторы: В.П. Балин, А.В. Ершов.
8. Особенности оценки полувариограмм при картировании анизотропных полей геологических признаков // Успехи современного естествознания. – 2005. - №1.– С.35-36.
9. Особенности оценки полувариограмм при картировании анизотропных полей геологических признаков // Современные наукоемкие технологии. – (Материалы научной конференции с международным участием, проходившей 12-19 июня 2005г.) - г.Sousse (Тунис), 2005. - №5.- С.61-62.
10. Оценка влияния изученности месторождения на точность подсчета запасов нефти в компьютерных технологиях // Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче: Сборник трудов международного научно-технического семинара, посвященного 50-летию открытия Западно-сибирской нефтегазоносной провинции. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2005. – С.163-165. // Соавтор: Дорошенко А.А.
11. Фациально-статистический подход к построению карт эффективных толщин пласта // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области. – (Материалы научно-практической конференции, проходившей в г.Тюмени 21-22 сентября 2005года). – Тюмень, 2005. – т.1. - С. 219-229.
12. Методика дифференцированного подсчета запасов с учетом отдающей способности коллекторов // Известия вузов. Нефть и газ. – 2007. - №5.– С.13-18.

Подписано к печати Бум. писч. №1

Заказ № Уч.-изд. л.

Формат 6084 1/16 Усл. печ. л.

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственное образовательное учреждение высшего образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»

625039, Тюмень, ул. Киевская, 52