Оценка охвата пласта системой разработки с помощью радиуса дренирования скважин; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов; Т. 331, № 4
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ).— , 2015-.— 2413-1830 Т. 331, № 4.— 2020.— [С. 215-221] |
|---|---|
| Hlavní autor: | |
| Korporativní autor: | |
| Další autoři: | |
| Shrnutí: | Заглавие с титульного листа Актуальность исследования. В гидродинамических симуляторах фильтрация флюидов описывается с помощью законов сохранения массы, в результате чего может оказаться, что значительная часть объекта разработки вовлечена в процесс дренирования. Данный подход может не вполне корректно оценить область притока жидкости к добывающей скважине. Зоны притока жидкости к скважине (зоны дренирования) часто схематизируют в виде концентричной к скважине окружности с радиусом, равным половине расстояния между забоями скважин. Данный подход не учитывает различие линий тока, границы пласта, его неоднородность и другие факторы. Значение радиуса дренирования особенно изменчиво в карбонатных коллекторах при изменении пластового давления. Достоверная оценка размера зоны дренирования скважин позволит более точно оценить степень охвата залежи разработкой, особенно в карбонатном коллекторе. Цель: исследовать возможность охвата залежи нефти системой разработки с помощью оценки фактических радиусов дренирования скважин; определить наиболее эффективные технологии увеличения радиуса дренирования скважин. Объект: Башкирская залежь на месторождении нефти в Соликамской депрессии. Средняя обводненность продукции скважин на залежи составляет 39,2 %. На залежи отмечается существенная зависимость фильтрационных параметров горных пород от пластовых и забойных давлений. Методы: определение значений коэффициентов проницаемости и пьезопроводности на основе обработки результатов гидродинамических исследований. Результаты. На текущий момент времени залежь нефти охвачена разработкой по площади на 40 %. На радиус дренирования скважин существенное влияние оказывает коэффициент проницаемости. На рассматриваемом объекте отмечена сильная взаимосвязь между коэффициентом проницаемости и энергетическим состоянием залежи. Понижение значения радиусов дренирования скважин может существенно уменьшить охват залежи системой разработки и увеличить сроки выработки извлекаемых запасов нефти. На рассматриваемом объекте разработки наиболее эффективные методы увеличения радиусов дренирования скважин - кислотные гидроразрывы и комбинированные с другими технологиями кислотные обработки. Relevance of the research. In hydrodynamic simulators, fluid filtration is described using the laws of mass conservation, as a result of which it may turn out that a significant part of the development object is involved in the drainage process. This approach may not quite correctly assess the region of fluid inflow to the producing well. The zones of fluid flow to the well (drainage zones) are often schematized as a circle concentric to the well with a radius equal to half the distance between the bottom of the wells. This approach does not take into account the difference in streamlines, reservoir boundaries, its heterogeneity and other factors. The value of the drainage radius is especially variable in carbonate reservoirs with changes in reservoir pressure. A reliable estimate of the size of the well drainage zone will make it possible to more accurately assess the extent of reservoir development, especially in the carbonate reservoir. The aim of the research is to investigate the possibility of oil field coverage by the development system by assessing the actual radius of well drainage; to determine the most effective technologies for increasing the radius of well drainage. Object: Bashkir deposit at the oil field in the Solikamsk depression. The average water cut of well production in the reservoir is 39,2 %. There is a significant dependence of rock filtration parameters on reservoir and bottomhole pressures. Methods: determination of the values of the permeability coefficients and piezoconductivity based on processing the results of hydrodynamic studies. Results. At the current time, the oil reservoir is for 40 % covered by development. The radius of drainage of wells is significantly affected by the permeability coefficient. At the object under consideration, a strong relationship between the permeability coefficient and the energy state of the reservoir was noted. Reducing the values of well drainage radii can significantly decrease the reservoir coverage by the development system and increase the terms of development of recoverable oil reserves. At the considered development object, the most effective methods for increasing well drainage radii are acid fractures and acid treatments combined with other technologies. |
| Jazyk: | ruština |
| Vydáno: |
2020
|
| Témata: | |
| On-line přístup: | http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/58649/1/bulletin_tpu-2020-v331-i4-20.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2020/4/2609 |
| Médium: | Elektronický zdroj Kapitola |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=344832 |
MARC
| LEADER | 00000nla2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 344832 | ||
| 005 | 20231101034636.0 | ||
| 035 | |a (RuTPU)RU\TPU\book\376617 | ||
| 035 | |a RU\TPU\book\376614 | ||
| 090 | |a 344832 | ||
| 100 | |a 20200512d2020 k y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | |a rus | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | |a i | |
| 182 | 0 | |a b | |
| 200 | 1 | |a Оценка охвата пласта системой разработки с помощью радиуса дренирования скважин |f В. В. Поплыгин, А. В. Соколов | |
| 203 | |a Текст |c электронный | ||
| 215 | |a 1 файл (1 293 Kb) | ||
| 230 | |a Электронные текстовые данные (1 файл : 1 293 Kb) | ||
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a [Библиогр.: с. 218-219 (20 назв.)] | ||
| 330 | |a Актуальность исследования. В гидродинамических симуляторах фильтрация флюидов описывается с помощью законов сохранения массы, в результате чего может оказаться, что значительная часть объекта разработки вовлечена в процесс дренирования. Данный подход может не вполне корректно оценить область притока жидкости к добывающей скважине. Зоны притока жидкости к скважине (зоны дренирования) часто схематизируют в виде концентричной к скважине окружности с радиусом, равным половине расстояния между забоями скважин. Данный подход не учитывает различие линий тока, границы пласта, его неоднородность и другие факторы. Значение радиуса дренирования особенно изменчиво в карбонатных коллекторах при изменении пластового давления. Достоверная оценка размера зоны дренирования скважин позволит более точно оценить степень охвата залежи разработкой, особенно в карбонатном коллекторе. Цель: исследовать возможность охвата залежи нефти системой разработки с помощью оценки фактических радиусов дренирования скважин; определить наиболее эффективные технологии увеличения радиуса дренирования скважин. Объект: Башкирская залежь на месторождении нефти в Соликамской депрессии. Средняя обводненность продукции скважин на залежи составляет 39,2 %. На залежи отмечается существенная зависимость фильтрационных параметров горных пород от пластовых и забойных давлений. | ||
| 330 | |a Методы: определение значений коэффициентов проницаемости и пьезопроводности на основе обработки результатов гидродинамических исследований. Результаты. На текущий момент времени залежь нефти охвачена разработкой по площади на 40 %. На радиус дренирования скважин существенное влияние оказывает коэффициент проницаемости. На рассматриваемом объекте отмечена сильная взаимосвязь между коэффициентом проницаемости и энергетическим состоянием залежи. Понижение значения радиусов дренирования скважин может существенно уменьшить охват залежи системой разработки и увеличить сроки выработки извлекаемых запасов нефти. На рассматриваемом объекте разработки наиболее эффективные методы увеличения радиусов дренирования скважин - кислотные гидроразрывы и комбинированные с другими технологиями кислотные обработки. | ||
| 330 | |a Relevance of the research. In hydrodynamic simulators, fluid filtration is described using the laws of mass conservation, as a result of which it may turn out that a significant part of the development object is involved in the drainage process. This approach may not quite correctly assess the region of fluid inflow to the producing well. The zones of fluid flow to the well (drainage zones) are often schematized as a circle concentric to the well with a radius equal to half the distance between the bottom of the wells. This approach does not take into account the difference in streamlines, reservoir boundaries, its heterogeneity and other factors. The value of the drainage radius is especially variable in carbonate reservoirs with changes in reservoir pressure. A reliable estimate of the size of the well drainage zone will make it possible to more accurately assess the extent of reservoir development, especially in the carbonate reservoir. The aim of the research is to investigate the possibility of oil field coverage by the development system by assessing the actual radius of well drainage; to determine the most effective technologies for increasing the radius of well drainage. | ||
| 330 | |a Object: Bashkir deposit at the oil field in the Solikamsk depression. The average water cut of well production in the reservoir is 39,2 %. There is a significant dependence of rock filtration parameters on reservoir and bottomhole pressures. Methods: determination of the values of the permeability coefficients and piezoconductivity based on processing the results of hydrodynamic studies. Results. At the current time, the oil reservoir is for 40 % covered by development. The radius of drainage of wells is significantly affected by the permeability coefficient. At the object under consideration, a strong relationship between the permeability coefficient and the energy state of the reservoir was noted. Reducing the values of well drainage radii can significantly decrease the reservoir coverage by the development system and increase the terms of development of recoverable oil reserves. At the considered development object, the most effective methods for increasing well drainage radii are acid fractures and acid treatments combined with other technologies. | ||
| 453 | |t Estimation of a reservoir coverage by the development system using the draining well radius |o translation from Russian |f K. V. Burmistrov, N. A. Osintsev |c Tomsk |n TPU Press |d 2015- |d 2020 |a Poplygin, Vladimir Valerievich | ||
| 453 | |t Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering | ||
| 453 | |t Vol. 331, № 4 | ||
| 461 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\312844 |x 2413-1830 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ) |d 2015- | |
| 463 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\376588 |t Т. 331, № 4 |v [С. 215-221] |d 2020 | |
| 610 | 1 | |a залежи нефти | |
| 610 | 1 | |a радиус дренирования | |
| 610 | 1 | |a проницаемость | |
| 610 | 1 | |a забойное давление | |
| 610 | 1 | |a нефтеотдача | |
| 610 | 1 | |a пласты | |
| 610 | 1 | |a скважины | |
| 610 | 1 | |a дренирование | |
| 610 | 1 | |a проницаемость | |
| 610 | 1 | |a гидроразрывы | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | |a oil layer | ||
| 610 | |a drainage radius | ||
| 610 | |a permeability | ||
| 610 | |a bottom hole pressure | ||
| 610 | |a oil recovery | ||
| 700 | 1 | |a Поплыгин |b В. В. |g Владимир Валерьевич |6 z01712 | |
| 701 | 1 | |a Соколов |b А. В. |g Александр Владимирович |6 z02712 | |
| 712 | 0 | 2 | |a Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ) |c (2011- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\19942 |6 z01700 |
| 712 | 0 | 2 | |a Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ) |c (2011- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\19942 |6 z02701 |
| 801 | 2 | |a RU |b 63413507 |c 20201214 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/58649/1/bulletin_tpu-2020-v331-i4-20.pdf | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2020/4/2609 | |
| 942 | |c CF | ||