Cтраница 3
Весь комплекс программ гидродинамического моделирования был испытан на примере участков Холмовской и Карамалияской площадей. Кроме того, построена модель 252-ой скважины Кичкасской площади АО Оренбургнефтегаз с адаптацией по истории разработки, по которой были оценены извлекаемые запасы и произведен прогноз технологических показателей. Особый интерес для АО Татнефть представляет способность VIP моделировать большие объекты, поэтому были проведены испытания пакета на примере всей Карамалинской площади, содержащей 652 скважины, 6 пластов, и имеющей 40 лет истории разработки. [31]
Настоящая работа посвящена разработке методического подхода к построению геологических и математических моделей для дифференциации выработки запасов и выбору условий применения гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи. В ней излагается концепция моделирования геосистем, состоящая в преобразовании с помощью специальных приемов морфолого-генетических моделей природных резервуаров в гидродинамические пространственно-временные квазитрехмерные модели фильтрации. Такие модели, названные имитационными системами, позволяют наглядно проследить развитие процесса заводнения, осуществить прогноз технологических показателей, повысить эффективность мероприятий по совершенствованию разработки нефтяных залежей. [32]
Используемое описание газовой залежи как квазиоднородной при разных масштабах усреднения, не увязанное с фактической неоднородностью ее, в большинстве случаев затрудняет получение удовлетворительных оценок ее промышленной значимости и не обеспечивает достоверный прогноз показателей разработки. Изложенное указывает на необходимость учета значимой неоднородности залежи по параметрам, определяющим ее промышленное значение, а главное - технологическое использование. Комплекс таких параметров определяют ФЕС залежи и слагающих ее элементов, размеры и свойства которых таковы, что они значимы для промышленной оценки залежи в целом и прогноза технологических показателей разработки. [33]
Гидродинамические расчеты по определению основных технологических показателей имеют известную погрешность, связанную с недостатком информации и схематичностью расчетных моделей. На стадии высокого обводнения залежей достоверность их не удовлетворяет требованиям практики. Дальнейшее повышение достоверности гидродинамических расчетов связано с непомерным увеличением объема информации и значительным усложнением расчетов. Для прогноза технологических показателей на поздней стадии разработки предпочтительно пользоваться способом, предложенным в настоящей работе ( § 5, гл. [34]
Выше были рассмотрены основные задачи установившейся фильтрации жидкости при рассредоточенном размещении нагнетательных и эксплуатационных скважин, в частности, в случаях площадной и ячеистой систем заводнений. Несомненный интерес представляет и рассмотрение неустановившегося периода фильтрации при указанных системах разработки, когда важную роль играют упругие силы пластовой системы. Решение задач упругой фильтрации необходимо для определения времени перехода на установившийся режим, основных характеристик потока, а также времени начала искусственного воздействия на нефтяную залежь. Результаты исследования нестационарного периода фильтрации жидкости используются для прогноза технологических показателей добычи нефти при разработке нефтяного месторождения длительное время ( а иногда и до конца разработки) без поддержания пластового давления. [35]
Геологическая и фильтрационная модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, в сочетании с базой геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации называются постоянно действующей геолого-технологической моделью объекта. Она является основой для регулирования и оптимизации его разработки. Базы данных постоянно действующей модели непрерывно пополняются как за счет данных по вновь бурящимся скважинам, так и за счет новых данных гидродинамических и других исследований и истории разработки. На основе этого периодически ( не реже одного раза в год) уточняется геологическая и фильтрационная модель объекта, составляется прогноз технологических показателей при существующей системе разработки, формируются варианты совершенствования и оптимизации разработки в рамках уточненной модели объекта, рассчитываются прогнозные показатели разработки для усовершенствованных вариантов и на этой основе геологической службой нефтегазодобывающего предприятия и объединения составляется план мероприятий по управлению разработкой. [36]
Установлено, что эффективность разработки низкопродуктивных залежей существенно ниже при прочих равных условиях по сравнению с залежами в терригенных и высокопродуктивных карбонатных коллекторах. Сформулированы требования к выбору эмпирических методов прогноза технологических показателей разработки и установлено отсутствие приемлемых характеристик и моделей для условий рассматриваемых объектов. Выявлены минимальные пределы разряжения плотности сетки скважин в зависимости от продуктивности залежей при разработке на естественных режимах. Установлено, что эффективность разработки трещинных коллекторов выше, чем трещинно-поровых. Предложены для условий различных групп объектов характеристики истощения-вытеснения, наилучшим образом описывающие процесс нефтеизвлечения. Разработан экспресс-метод расчета и прогноза технологических показателей разработки при отсутствии представительной геолого-промысловой информации по различным группам объектов с использованием начальной продуктивности. Получены эмпирические зависимости, позволяющие решать отдельные задачи при проектировании, анализе, контроле и регулировании процесса разработки дифференцированно по группам объектов. Предложена методика выбора плотности сетки скважин, согласно которой выбор плотности сетки должен осуществляться исходя из особенностей геологического строения разных групп объектов. Методика позволяет оценить эффективность разбу-ривания низкопродуктивных залежей или их отдельных участков. Установлен различный характер и степень влияния геолого-технических параметров на нефтеотдачу в условиях разных групп объектов. [37]