История - разработка - месторождение
Cтраница 3
В зависимости QT f ( ря, Q3an, рпл) по имеющимся данным истории разработки месторождения необходимо оценить Q3an с наименьшей дисперсией. [31]
Манипуляция этими двумя процессами позволяет изменять любой из вышеупомянутых параметров - критериев для подгонки данных по истории разработки месторождения. Обязательно, чтобы такие изменения основывались на хороших инженерных суждениях и находились бы в пределах разумных ограничений, существующих для данной области исследований. Опыт инженера и его знания о строении и свойствах моделируемого пласта могут способствовать снижению времени, затраченного на подгонку информации по истории разработки пласта. [32]
Одной из важнейших составляющих ПДМ является детальная трехмерная многофазная динамическая модель месторождения, постоянно адаптируемая по истории разработки месторождения. Такая модель должна позволять оценивать эффект применения как вторичных, так и третичных методов увеличения нефте -, газо - или конденсатоотдачи ( МУН), начиная с закачки воды или сайклинг процесса и заканчивая закачкой ПАВ и водо-газовым воздействием. В настоящее время от динамических моделей в составе ПДМ требуется также способность моделировать наклонные и горизонтальные скважины, гидроразрыв пласта. В случае газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений задача осложняется необходимостью прогнозирования состава добываемой продукции и учета сложных массообменных процессов, происходящих в пласте и околоскважинной зоне. [33]
В дальнейшем для реализации эффективной системы управления разработкой необходимо иметь программные средства подгонки математических моделей по истории разработки месторождения и средства выбора управляющих воздействий, включающие программы оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим критериям, базы знаний и экспертные системы для принятия решения при управлении процессом разработки. [34]
При составлении комплексных проектов разработки нефтяных месторождений, документов по анализу разработки, когда имеются достаточно надежные фактические данные об истории разработки месторождения ( зависимости добычи жидкости, нефти и нефтеотдачи от времени), наряду с гидродинамическими расчетами для прогноза дебитов, обводнения и нефтеотдачи во времени следует пользоваться эмпирическими методами. [35]
Сеточное моделирование параметров пластов позволяет автоматизировать процесс подготовки информации при оценке запасов газа, при этом учитываются неоднородность геологического строения и история разработки месторождения. [36]
Возможность перехода на разработку многопластового месторождения одной сеткой скважин в каждом конкретном случае должна подтверждаться гидродинамическими расчетами и: увязываться с историей разработки месторождения. [37]
Вопросу оптимизации пластовых давлений на месторождении до настоящего времени уделялось недостаточное внимание, хотя этой проблемой нефтяники занимались практически в течение всей истории разработки месторождения. [38]
Предварительные расчеты по изменению коэффициентов фильтрационного сопроттшлення а и b в процессе разработки приведены в пункте 8.2.2. Расчеты выполнены по формуле для изотропного пласта с использованием натурных измерений h ( t), а затем воспроизводством истории разработки месторождения с помощью геолого-математпческой модели участка каждого УКПГ с учетом их взаимодействия. [39]
Если технологическая схема или первоначальный проект разработки составляются при ограниченной технико-экономической информации и моделирование на этом этапе осуществляется преимущественно с использованием данных месторождений-аналогов, то на других этапах проектирования непременно и в максимальной мере должна быть учтена история разработки месторождения. И наибольшую трудность здесь представляет именно экономический аспект истории. [40]
В самом начале разработки ГКМ, когда пластовое давление близко к давлению начала конденсации ГКО, как легкие, так и тяжелые углеводороды поступают к забоям эксплуатационных скважин в количествах, почти пропорциональных содержанию компонентов в ГКС начального состава, однако основная часть истории разработки месторождений связана с периодом, когда в пласте наряду с механизмом фильтрации компонентов ГКС к эксплуатационным скважинам значительную роль играет процесс ретроградной конденсации тяжелых углеводородов. [41]
На третьем этапе моделирования осуществляется адаптация математической модели по данным наблюдений. Путем воспроизведения истории разработки месторождения осуществляется уточнение основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, заложенных в модель. Чаще всего корректируются абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока модель фильтрации не воспроизведет распределение давления и насыщенностей, которое возникает в результате приложенного воздействия - заданных режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Этот этап моделирования, очень трудоемкий и требующий большого опыта и знаний, является необходимым для достоверного прогнозирования поведения пласта и оценки технологических показателей вариантов разработки. [42]
В проекте доразработки дается детальный анализ накопленного геолого-промыслового материала. С привлечением ЭВМ воспроизводится история разработки месторождения, уточняются параметры пластов и скважин, определяются начальные суммарные запасы газа и их распределение по отдельным пластам, эксплуатационным объектам. [43]
 |
Карта разработки Стешювского месторождения. [44] |
Однако промысловая практика свидетельствует о другом. Рассмотрим, к примеру, историю разработки месторождения Степновское Саратовской области. Нефтяная оторочка занимает только восточную часть залежи, причем в геологическом отношении она разделена на три блока. [45]
Страницы: 1 2 3 4