Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Экспериментальное обоснование методов подготовки агентов для вытеснения вязкой нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Экспериментальное обоснование методов подготовки агентов для вытеснения вязкой нефти"

На правах рукописи

РАССОХИН АНДРЕЙ СЕРГЕЕВИЧ

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ ПОДГОТОВКИ АГЕНТОВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

2 2 ОКТ 2009

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2009

003480775

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -Газпром ВНИИГАЗ»

Научный руководитель -Официальные оппоненты:

доктор технических наук В.А. Николаев

доктор технических наук С.Н. Закиров;

кандидат технических наук Ф.Р. Билалов

Ведущая организация -

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Защита диссертации состоится «. У/ » 2009 г. в 12 час. 00 мин.

на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан « » ^У-^е// 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного ___ Н.Н. Соловьев

совета, д.г.-м.н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Основные запасы нефти сосредоточены в недрах нефтяных и нефтегазовых месторождений. В то же время значительными запасами нефти обладают нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ) - объекты разработки предприятиями газодобывающей отрасли промышленности.

При разработке газовых месторождений - в большинстве случаев в режиме истощения - из недр извлекают до 85 - 90 % начальных запасов, реже удается извлечь до 95 %. Только в случае плотных низкопроницаемых пород-коллекторов газоотдача может составить лишь порядка 20 -25%. В то же время на извлечение нефти влияют не только характеристика вмещающих пород, но в значительно большей степени свойства нефти как флюида. Если вязкость пластового газа определяется величинами в сотые доли сантипуаз (сП), то вязкость нефти, как правило, выше на два-три порядка. При разработке нефтяных месторождений в режиме истощения коэффициенты извлечения нефти (КИН) даже из неплотных коллекторов не превышают 15-20 %.

К наиболее сложным видам запасов следует отнести запасы вязких нефтей (с вязкостью >10 сП). Запасы вязких нефтей в России весьма значительны, по некоторым оценкам порядка 10 млрд. т. В данной работе объектом исследования являются нефти, вязкость которых в пластовых условиях находится в диапазоне 10-60 сП. КИН при разработке залежей подобных нефтей в режиме истощения не превышают 10-12 %, причем для подгазовых залежей таких нефтей типичны КИН порядка 1 - 2 %.

В большинстве случаев эксплуатацию месторождений с нефтями невязкими (вязкость менее 10 сП) осуществляют с нагнетанием в пласт иногда сжатого газа, чаще - воды (вязкость воды порядка 1 сП). Подобные способы дают возможность повысить КИН в среднем до 25 -30 и до 38-41 % соответственно. В последний период времени для вытеснения нефти исследуется возможность использования двухфазных смесей в качестве вытесняющих нефть агентов. Результаты экспериментов свидетельствуют об эффективности таких смесей.

Вытеснение газом или водой вязких нефтей не дает существенного увеличения КИН по сравнению с режимом истощения, поскольку маловязкие агенты вскоре после начала воздействия на пласт прорываются к забоям нефтяных скважин и извлечение нефти практически прекращается. Как известно, для достаточно эффективного извлечения вязких нефтей необходимо использовать агенты, вязкость которых превышает вязкость нефти не менее чем в 1,5-2 раза. Наибольший эффект при вытеснении обеспечивается в тех случаях, когда величина соотношения вязкостей агента и нефти достигает трех (дальнейшее увеличение соотношения влияет незначительно).

В опытном масштабе для вытеснения нефтей, в том числе вязких, используются водные растворы полимеров, наиболее распространенным из

которых является полиакриламид (ПАА). Испытываются технологии, предусматривающие вытеснение нефти водогазовыми смесями, однако, во всех случаях процессы осуществляются до настоящего времени при разработке залежей нефти, вязкость которой ниже 10 сП.

Анализ показывает, что к числу причин, ограничивающих масштабы разработки запасов вязких нефтей и использования соответствующих технологий относятся, в частности, отсутствие методов подготовки полимерных растворов (раствора ПАА) со стабильной реологической характеристикой (вязкостью), отсутствие информации о возможностях использования двухфазных смесей в качестве агентов для вытеснения вязких нефтей, и отсутствие метода выбора состава двухфазных агентов. Чрезвычайно ограничены масштабы экспериментальных исследований эффективности вытеснения нефти нетрадиционными агентами, в том числе достаточно доступными.

В связи с изложенным, экспериментальное обоснование методов подготовки одно- и двухфазных агентов для вытеснения вязких нефтей является актуальной темой исследований.

Цель работы

Обосновать по результатам физических экспериментов методы подготовки одно- и двухфазных агентов для повышения эффективности вытеснения вязких нефтей.

Объект исследования

В качестве объектов исследования выбраны полимерные растворы (растворы ПАА) и двухфазные при пластовых условиях смеси (смеси воды с углеводородным газом), а также модели нефтей с вязкостью выше 10 сП.

Основные задачи исследований:

1. По результатам экспериментов обосновать метод приготовления полимерного раствора со стабильной во времени вязкостью как эффективного агента для вытеснения вязкой нефти.

2. Обосновать метод выбора состава двухфазной водогазовой смеси и подготовки ее к использованию как эффективного вытесняющего вязкую нефть агента.

3. С использованием результатов физического моделирования оценить эффективность исследованных флюидов при использовании в качестве агентов для вытеснения вязких нефтей.

Научная новизна

В работе на основе результатов экспериментальных исследований установлено определяющее влияние степени дисперсности полимера (ПАА) в растворителе (воде) на стабильность вязкости разбавленного раствора полимера во времени.

Разработан метод выбора состава двухфазной водогазовой смеси по результатам измерения гидродинамического сопротивления модели продуктивного пласта на примере фильтрующейся смеси воды и метана.

По результатам экспериментов выбран состав водометановой смеси и путем физического моделирования установлена ее эффективность как агента для вытеснения в том числе вязких нефтей.

Защищаемые положения:

1. Метод стабилизации вязкости водного раствора полиакриламида.

2. Метод выбора состава двухфазной водогазовой смеси в качестве агента для вытеснения вязкой нефти.

3. Экспериментальное обоснование эффективности вытеснения вязкой нефти водным раствором полиакриламида и двухфазной водометановой смесью.

Практическая значимость результатов работы

Предложенные метод стабилизации вязкости водного раствора полиакриламида как вытесняющего вязкую нефть агента, метод выбора состава двухфазных агентов, результаты оценки эффективности раствора полиакриламида и двухфазной водометановой смеси при вытеснении вязких нефтей, результаты оценки масштабов влияния пройденного фронтом агента расстояния на коэффициент вытеснения нефти - имеют практическое значение для организации предпроектных исследований и выбора способа разработки месторождений с запасами вязкой нефти, обеспечивающего значительное повышение нефтеотдачи по сравнению с разработкой в режиме истощения.

Результаты работы использованы при выполнении НИР «Рекомендации по освоению и разработке трудноизвлекаемых запасов нефти и конденсата месторождений ОАО «Газпром» (ООО «ВНИИГАЗ», 2008) и «Технологическая схема разработки Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения» (этап 1, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009).

Апробация работы

Основные результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались:

- на Седьмой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», 25-28 сентября 2007 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

- на Научно-практическом семинаре молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», посвященного 60-летию ВНИИГАЗ а, 2023 мая 2008 г., Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз»;

- на Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», 30 сентября - 01 октября 2008 г., п. Развилка, Московская область, ООО «ВНИИГАЗ»;

- на Международной научно-технической конференции «Инновационные технологии освоения ресурсов углеводородного и неуглеводородного сырья в XXI веке», 30-31 октября 2008 г., Оренбург, ООО «Газпром добыча Оренбург».

Публикации

Результаты диссертационной работы опубликованы в отраслевых журналах, трудах ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в материалах всероссийских и международных научно-технических конференций, семинаров.

Всего по теме диссертации автором опубликовано восемь работ, одна из которых - в журнале, входящем в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в РФ, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени кандидата наук» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, списка литературы из 60 наименований. Содержание диссертации изложено на 105 страницах машинописного текста, включая 41 рисунок и 5 таблиц.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность д.т.н. В.А. Николаеву за руководство работой, д.т.н. В.М. Булейко, C.B. Бураковой, В.П. Ванькову, к.г.-м.н. A.B. Дахнову, A.B. Мизину, к.т.н. С.Г. Рассохину, к.г.-м.н. Рыжову А.Е., к.т.н. А.Ф. Соколову, д.г.-м.н. H.H. Соловьеву, к.т.н. A.B. Сутырину, к.т.н. В.М. Троицкому - за ценные советы и оказанную помощь при проведении исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во «Введении» обоснована актуальность проблемы, определены цели исследования, основные задачи и методы их решения, сформулированы научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе диссертации сделан анализ проблем разработки запасов вязких нефтей, представленных в том числе подгазовыми оторочками НГКМ.

Проблемам повышения нефтеотдачи при разработке запасов нефти посвящены многие работы И.Д. Амелина, К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, H.A. Гужова, Ю.П. Желтова, П.И. Забродина, С.Н. Закирова, В.И. Колганова, Ю.П. Коротаева, В.Н. Мартоса, Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисова и многих других ученых.

Проблемы, связанные с освоением залежей вязких нефтей, исследовали Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, И.Л. Мархасин, А.Х. Мирзаджанзаде, К.А. Оганов, Э.Б. Чекалюк и другие.

Для предприятий газодобывающей отрасли наибольший интерес представляют результаты разработки запасов нефтей, в том числе вязких, которые приурочены к продуктивным пластам нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

Вопросам разработки нефтяных оторочек НГКМ посвящены многие работы H.A. Гужова, А.Г. Дурмишьяна, Ю.В. Желтова, С.Н. Закирова, Э.С. Закирова, В.Н. Мартоса, В.А. Николаева, В.Ф. Перепеличенко, Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисова и других исследователей.

При разработке нефтяных оторочек НГКМ кроме капиллярных и сорбционных свойств пласта и вязкости нефти, особенно высокой, на снижение нефтеотдачи оказывает влияние относительно небольшая толщина оторочки (нередко всего единицы метров) и ее расположение в пласте, залегающей под многократно большей по толщине газовой областью. Неблагоприятное соотношение вязкостей и, соответственно, подвижностей газа и нефти обусловливает быстрые прорывы газа к нефтяным скважинам. Это происходит вне зависимости от очередности отборов из залежи газа и нефти. Наиболее неблагоприятными оказываются результаты отбора нефти из оторочки в случае, когда пластовая нефть характеризуется высокой вязкостью (более 10 сП). Величины КИН по оценкам специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» могут при разработке подобных объектов не превышать 1-2 % от начальных запасов.

В нефтедобывающей промышленности имеется определенный опыт разработки нефтегазовых залежей, являющихся в известной степени аналогами НГКМ по структуре размещения в пласте запасов жидких (нефть) и газообразных углеводородов. Научное обобщение особенностей разработки подобных объектов и анализ влияния различных факторов на эффективность отбора нефти выполнен в работах И.Д. Амелина, С.Н. Закирова, В.И. Колганова, В.Н. Мартоса, А.Х. Мирзаджанзаде и других исследователей. Существенный вклад при этом сделан исследователями - экспериментаторами. Еще в 1950-1960-е годы Д. Лестц, Дж. Кэллоу, Г. Рейтцель и ряд других ученых США показал, что для эффективной разработки месторождений нефти, особенно месторождений с вязкими нефтями, необходимо осуществлять вытеснение нефти внешними, нагнетаемыми в пласт флюидами - «агентами». Достаточно высокая нефтеотдача может быть достигнута только в случае вытеснения нефти агентами, вязкость которых выше вязкости нефти ц„ в 1,5-2 и более раз. Максимальный эффект обеспечивается при ца/~ 3. Дальнейшее увеличение этого соотношения незначительно влияет на процесс вытеснения нефти.

В работе сделано соответствующее обобщение и приводятся сводные зависимости основных технологических параметров от особенностей пласта-коллектора и пластовых флюидов, а также условий разработки. Показаны масштабы снижения нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти водой с увеличением вязкости нефти и снижением проницаемости пласта.

В работе приводятся также данные о зависимости коэффициента допрорывной и полной нефтеотдачи при вытеснении нефти водой от

содержания в поровом пространстве продуктивного пласта связанной воды (по результатам экспериментов В.Т. Аванесова, 1956). Подчеркивается, что наличие связанной воды не только не снижает нефтеотдачу, но, напротив, облегчает фильтрацию нефти и обеспечивает некоторое увеличение КИН.

К сожалению, опыт разработки нефтегазовых залежей может быть использован при эксплуатации тонких подгазовых оторочек вязкой нефти лишь отчасти, поскольку различие нередко на три - четыре порядка в вязкостях газа газовой шапки и нефти диктует необходимость обоснования новых подходов к разработке этих крайне сложных объектов. Данные отличия оказывают значительное негативное влияние на эффективность разработки запасов нефти, представленных подгазовыми оторочками нефти с подобными реологическими свойствами.

Этажи нефтеносности типичных нефтегазовых залежей достигают 120150 м и более (Степновское нефтегазовое месторождение в Саратовской области, месторождение Прадхо-Бей в штате Аляска, США, и др.). Ближе к НГКМ по размерам нефтенасыщенной области пласта Восточно-Сусловское нефтегазовое месторождение Саратовской области: этаж нефтеносности у этого объекта около 40 м.

В целом можно отметить, что опыт разработки сложных двухфазных залежей в отечественной газонефтепромысловой отрасли весьма ограничен. Практически отсутствует опыт эффективной разработки таких объектов, особенно содержащих запасы вязких нефтей. Пример с Анастасиевско-Троицким нефтегазовым месторождением скорее исключение, поскольку достаточно высокая эффективность разработки запасов нефти на этом объекте (отобрано свыше 70 % от начальных запасов) объясняется уникальными характеристиками как нефти - небольшая вязкость (2,4 сП), - так и коллектора -проницаемость пород до 5 Дарси.

Основные выводы, которые следуют из анализа разработки месторождений нефти и результатов экспериментов, сводятся к следующим положениям:

1) запасы нефти, представленные тонкими подгазовыми оторочками, тем более оторочками с вязкими нефтями, относятся к категории трудноизвлекаемых, достаточно эффективная разработка которых требует активного комплексного воздействия и на флюидальную, и на коллекторную компоненты объекта как пластовой фильтрационной системы (ПФС);

2) эффективная разработка подобных оторочек может быть обеспечена только при условии предварительного гидродинамического отделения оторочки от газовой шапки и эксплуатации нефтенасыщенной области как независимого объекта;

3) без активного воздействия на пласт путем нагнетания в том числе максимально эффективного - с учетом особенностей объекта разработки -нефтевытесняющего агента можно рассчитывать лишь на КИН, не превышающие приблизительно 40 %, а при вязкости нефти выше 10 сП достигающие всего несколько процентов;

4) при активном воздействии имеется возможность управлять величиной КИН, обеспечивая необходимое соотношение вязкостей вытесняющего агента |ха и нефти ц„; достаточно высоких величин КИН - более 30-35 % - можно ожидать при соотношениях ца / ц„ > 1,5 - 2;

5) обязательным условием эффективной разработки тонких подгазовых оторочек вязкой нефти является обеспечение максимального охвата пласта вытесняющим агентом и равномерного дренирования по возможности всей нефтенасыщенной области пласта путем сооружения системы скважин с оптимальным соотношением длин вертикальных и горизонтальных участков стволов при ориентировании последних с учетом распределения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

С учетом изложенной информации, автор посчитал необходимым поставить перед собой соответствующие задачи исследования по проблеме разработки запасов нефти с повышенной вязкостью (свыше 10 сП), в том числе приуроченных к подгазовым зонам НГКМ, путем вытеснения нефти агентами с необходимыми свойствами. Для решения поставленных задач и обоснования рекомендаций и предлагаемых технических разработок автор использовал методы экспериментальных исследований, результаты экспериментов других исследователей и данные анализа разработки месторождений.

Во второй главе исследуются реологические особенности одно- и двухфазных флюидов в связи с обоснованием выбора эффективных агентов для вытеснения вязких нефтей при разработке, в частности, подгазовых оторочек.

В мировой и в отечественной нефтепромысловой практике для добычи нефти широко используется «заводнение пласта». По сравнению с разработкой нефтепродуктивного пласта в режиме истощения вытеснение нефти водой дает возможность повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 20-25 % до 40 % (в среднем). Таким образом, до 60 % нефти все же остается при этом в пласте. Особенно низкие КИН (порядка нескольких процентов) получают на объектах разработки, нефти которых обладают высокой вязкостью (более 10 сП).

Для повышения нефтеотдачи используют, хотя и в относительно ограниченных масштабах, такие альтернативные способы разработки, как вытеснение нефти растворителями, полимерными водными растворами, водогазовыми смесями. Для повышения нефтеотдачи в случае вязких нефтей применяют иногда тепловые методы.

Все перечисленные способы разработки запасов нефти могут быть в принципе использованы и при эксплуатации НГКМ. Автор посчитал необходимым сосредоточить внимание на способах, которые основаны на использовании легко доступных флюидов и легко реализуемых в промысловых условиях технико-технологических решений. По мнению автора, наиболее доступными в качестве вытесняющих нефть агентов, в том числе по стоимости, являются водные растворы полимеров, в частности, полиакриламида, и водогазовые смеси.

В диссертации подчеркивается необходимость соблюдения ряда условий для эффективной разработки запасов вязкой нефти, залегающих в виде тонких подгазовых оторочек, включая такое очевидное условие, как гидродинамическое отделение оторочки для независимой ее эксплуатации. К подобным условиям относятся, естественно, также общие для залежей нефти любого вида условия. Например, для получения высоких КИН требуется обосновать методы подготовки однофазных флюидов - полимерных растворов со стабильной во времени вязкостью - и выбора состава двухфазных водогазовых смесей в качестве вытесняющих нефть агентов.

В работе описываются методика и рассматриваются результаты изучения реологических свойств одно- и двухфазных флюидов с целью обоснования выбора эффективных агентов для вытеснения вязких нефтей.

Нефтепромысловый опыт показал, что водные растворы полимеров могут быть эффективными агентами вытеснения нефти. Однако недостатком таких растворов является нестабильность их реологических свойств. Например, наиболее часто используемые растворы ПАА характеризуются тем, что в течение нескольких недель, тем более месяцев, начальная вязкость уменьшается в несколько раз. Поскольку процесс воздействия на пласт путем нагнетания раствора в залежь может занимать от нескольких месяцев до нескольких лет, данный недостаток резко снижает эффективность агента. С целью обеспечения необходимого качества агента требуется создать метод приготовления полимерного раствора, который гарантировал бы стабильность его реологических свойств.

В соответствии с изложенным, при участии автора были проведены специальные исследования с целью оценки влияния на стабильность во времени вязкости водных растворов ПАА, приготовленных с различными скоростями вращения ротора смешивающей установки (миксера).

Объектами исследований были растворы ПАА с концентрациями 0,2; 0,25 и 0,3 % (масс.), - близкими к тем, что соответствуют подходящим для промысловой практики растворам.

Эксперименты были проведены при комнатной температуре (23 ± 1 °С) и атмосферном давлении. В качестве растворителя ПАА использовали дистиллированную воду. Длительность перемешивания задавали общепринятую - 15 минут.

Стабильность физико-механических свойств водных растворов ПАА во времени оценивали по изменению динамической вязкости: для растворов концентрации 0,20% (масс.) через 35, 77, 96, 195, 294 и 365 суток, а для растворов 0,25 и 0,30 % (масс.) концентрации - через 5, 10, 84, 184 и 262 суток после их приготовления. Нормативными документами допускается вязкость такого рода разбавленных растворов полимеров измерять капиллярными вискозиметрами. Поэтому при исследованиях использовали вискозиметр Оствальда - Пинкевича.

Результаты экспериментов представлены в работе в форме графических зависимостей в том числе стабильности во времени вязкости водного раствора

полимера от условий его подготовки (скорости вращения ротора смесителя). Обобщающая зависимость приведена на рисунке 1.

о4 СЧ

о" к

5 < 2 <

н О

6000

12000

18000

Частота вращения ротора смешивателя п, об/мин

Рисунок 1 - Зависимость степени снижения вязкости приготовленного 0,2 % - го раствора ПАА за время, равное 294 суткам, от режима приготовления раствора (числа оборотов ротора смешивателя при «стандартном» периоде 15 минут).

Эта зависимость описывается следующим аналитическим выражением:

у0,5 =а + Ьх0'51п х, где: у = -Дц, л::

п.

Основной вывод, сделанный по результатам исследований: увеличение угловых скоростей вращения ротора миксера при приготовлении водных растворов ПАА способствует стабилизации их динамической вязкости. Механизм стабилизации растворов при механическом перемешивании в миксере с угловой скоростью вращения ротора более 10-12 тыс. об/мин обусловлен, по-видимому, разрушением межмолекулярных связей полимера до такого состояния, при котором растворы представляют собой систему с достаточно высокой степенью дисперсности полимера. Естественно, для каждого полимера и апробируемой его концентрации в растворителе (в данном случае - воде) необходимая для получения стабильного раствора угловая скорость вращения ротора устанавливается экспериментальным путем индивидуально.

Таким образом, условием стабильности раствора ПАА (период апробации в лаборатории составлял -10 месяцев) является приготовление раствора на режимах работы смешивающего устройства, соответствующих 10 тыс. об/мин ротора и выше. В промысловых условиях растворы ПАА исследованных концентраций, используемые в качестве загустителей воды, после стабилизации

их вязкости можно при необходимости хранить длительное время до начала их нагнетания в пласт.

Применительно к конкретным условиям, когда в качестве растворителя будет использоваться не дистиллированная вода, а вода с определенной минерализацией, следует провести исследования растворов полимера на базе такого растворителя по описанной методике.

В качестве альтернативного нефтевытесняющего агента в данной работе рассматриваются водогазовые смеси (ВГС). Как известно по опубликованным материалам, такого типа агенты апробировали в качестве агентов для вытеснения нефтей с вязкостью до 10 сП. Автор рассмотрел возможность использования ВГС для вытеснения нефтей с более высокой вязкостью. Поскольку обычно состав ВГС выбирают по результатам экспериментов, в которых моделируется процесс вытеснения нефти, процедура выбора состава характеризуется значительными трудо - и времяемкостью.

В данной работе ВГС рассматривается как объект двухфазной фильтрации, основной характеристикой которого как флюида являются гидродинамические сопротивления при фильтрации в пористой среде. Подобный подход позволил автору предложить метод оперативного обоснования выбора состава водогазовой смеси, являющейся эффективным нефтевытесняющим агентом.

Для исследования реологических особенностей двухфазной ВГС и обусловливающих их характеристик смеси как эффективного нефтевытесняющего агента при участии автора были проведены описанные ниже экспериментальные исследования.

Для использования полученной информации в дальнейших исследованиях с участием автора проведены базовые эксперименты с физическим моделированием процессов по вытеснению нефти, отобранной из продуктивного пласта аптекой залежи НГКМ им. В. Филановского (акватория Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна). Нефть этого объекта в пластовых условиях имеет вязкость 0,76 сП. В опытах в качестве двухфазных смесей использовали смеси, которые формировали в модели пласта путем попеременной закачки воды и газа порциями по 0,25 и по 0,10 объема пор. Серия экспериментов дала возможность сделать важные выводы.

Во-первых, подтверждено, что двухфазные смеси существенно эффективнее таких традиционно используемых при разработке нефтяных месторождений агентов, как вода и газ. Во-вторых, установлено, что повышение степени дисперсности смеси воды и газа повышает эффективность вытеснения нефти в послепрорывный период. В этой связи необходимо подчеркнуть, что при вытеснении нефти «традиционными» агентами - водой и газом - наблюдаются не только существенно меньшие величины допрорывной нефтеотдачи, но и крайне незначительный прирост добычи после прорыва агента (к «традиционным» агентам здесь отнесен только практически сухой углеводородный газ, - при обогащении газа промежуточными углеводородами послепрорывная добыча может быть достаточно значительной).

Результаты выполненных исследований легли в основу рекомендаций ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по обоснованию способа разработки запасов нефти НГКМ им. Филановского.

Описанные результаты ниже рассматриваются в комплексе с результатами экспериментов по вытеснению вязких нефтей.

В качестве непосредственного объекта дальнейших исследований в связи с проблемой оценки эффективности двухфазных смесей была выбрана смесь воды и метана (ВМС) с объемным соотношением этих флюидов 50 % : 50 % при давлении 11 МПа и температуре 24 °С. Подобные термобарические условия соответствуют сеноманской залежи Тазовского НГКМ (Тазовский район Ямало-Ненецкого автономного округа) и достаточно типичны для месторождений Восточной Сибири. Исследовавшийся состав ВГС типичен для области максимальных гидродинамических сопротивлений при фильтрации смеси согласно широко известным данным измерения относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Так, на графиках ОФП М. Леверетта для пород-коллекторов всех основных типов минимальным значениям суммарных проницаемостей водогазовых смесей (то есть максимальным гидродинамическим сопротивлениям) соответствуют водонасыщенности от -49 до -73 %.

Фильтрацию исследовали на физических моделях пласта длиной Ь = 0,3 м (проницаемость 67 мД) и 1м (проницаемость 55 мД). Пористая среда представляла несцементированный кварцевый песок. Подобного типа коллекторами представлены продуктивные пласты Тазовского и Чаяндинского НГКМ.

В образец пористой среды нагнетали поочередно воду и метан порциями по 0,01 об. пор, то есть степень дисперсности смеси была достаточно высокой. Средний перепад давления при фильтрации смеси составлял в эксперименте на модели пласта длиной 0,3 м около 0,05 МПа, на модели пласта длиной 1,006 м -около 0,148 МПа.

Методика проведения эксперимента позволила оценивать величины проницаемостей образца пористой среды дифференцированно для каждого компонента смеси, а также рассчитывать кажущиеся величины вязкостей для метана, воды и смеси в целом. Исследовали фильтрацию ВГС с различными степенями дисперсности - при закачке в модель пласта чередующиеся порции воды и метана составляли в одном случае 0,10, в другом 0,01 объема пор. По результатам экспериментов, амплитуда колебаний перепада давлений при чередовании закачиваемых порций воды и газа была значительно меньше для смеси с большей дисперсностью (при порциях в 0,01 об. пор). Было показано, что такая реологическая характеристика двухфазной ВМС, как «кажущаяся вязкость», оказывается многократно более высокой, чем рассчитанная по принципу аддитивности. Согласно экспериментальным данным, «вязкость» смеси получена равной 4,4 сП при ожидавшейся 0,49 сП. Очевидно, что эффективность ВГС как нефтевытесняющего агента прямо определяется величиной кажущейся вязкости этого флюида. Следовательно, оценивать

свойства флюида как агента для вытеснения нефти можно, измеряя гидродинамические сопротивления при фильтрации этого флюида в условиях исследуемой залежи. На практике это удобно делать, оценивая перепад давления ДР на модели пласта, свойства которой соответствуют свойствам натурного пласта-коллектора.

Автором предложен включающий следующие операции метод выбора состава ВГС как эффективного нефтевытесняющего агента по результатам измерения ДР при фильтрации смеси через модель исследуемого продуктивного пласта:

1) с использованием стандартных размеров образца представительного керна, отобранного из исследуемого пласта - объекта разработки, при соблюдении термобарических условий, соответствующих пластовым, определяют ОФП для компонентов ВГС;

2) по полученному графику находят значение водогазонасыщенности, при котором суммарная проницаемость для ВГС минимальна (то есть гидродинамические сопротивления фильтрации максимальны);

3) модель пласта ограниченной длины, например, 30 см (для оперативности проведения исследований), насыщают нефтью данного объекта разработки при термобарических условиях, соответствующих пластовым, и осуществляют эксперимент по вытеснению нефти водогазовой смесью, состав которой принимают согласно п. 2, измеряя на конечном этапе эксперимента перепад давления АР (можно ограничиться только выполнением этого вида контроля);

4) изменив состав ВГС, например, увеличив содержание воды Б,, на 10-15 %, повторяют операции по п. 3, также измеряя ДР;

5) вновь изменив состав ВГС, но в другую сторону - уменьшив 8В на 10-15 %, -еще раз повторяют операции по п. 3, с измерением ДР;

6) по результатам выполнения пп. 3, 4, 5 строят график ДР = ДР (8В), где область максимальных значений ДР позволяет определить состав ВГС, являющийся наиболее эффективным вытесняющим агентом для исследованного объекта разработки.

В отсутствие возможности определять ОФП по п. 1 и устанавливать исходный для дальнейших исследований состав ВГС следует воспользоваться обобщенными графиками ОФП, например, М. Леверетга, которые позволяют учесть тип породы - коллектора при оценке ожидаемого максимального ДР.

В качестве примера на рисунке 2 приведен график ДР = ДР (Бв), построенный таким способом с учетом зависимости ДР от суммарной проницаемости коллектора, представленного несцементированным песком. На график нанесена точка, отражающая один из результатов экспериментальных исследований автора (модель пласта длиной 1,006 м, проницаемость 66 мД, содержание нефти в пористой среде модели 20,5%, вязкость нефти 10,6 сП, давление 11 МПа, температура 23 °С, линейная скорость фильтрации смеси ~ 0,2 м/сут).

Согласно графику, исследованная экспериментальными методами ВГС с содержанием воды 50 % по своей реологической характеристике относится к

максимально эффективным смесям при возможном использовании ее в качестве нефтевытесняющего агента в условиях песчаного типа коллектора.

0,2 -1

0 -I----1--

30 40 50 60 70 80

Содержание воды в смеси Э,, %

Рисунок 2 - Зависимость перепада давления АР при фильтрации ВГС от содержания воды 8В в смеси для пористой среды, представленной несцементированным песком.

Следует отметить, что в экспериментах, выполненных при участии автора, реологические свойства ВГС при фильтрации в пористой среде определяются главным образом составом смеси, а также средним размером пор эффективного объема и в небольшой степени зависят от свойств флюида, занимающего в пористой среде неэффективную часть пор. Так, при фильтрации ВГС с содержанием воды 50 % в условиях, которые были одинаковыми, кроме отличий в характере флюида «неэффективной» части пор (вода в одном случае, вода и нефть в другом), величины АР оказались практически одинаковыми (0,149 и 0,148 МПа соответственно). Однако результаты данных экспериментов нельзя, безусловно, рассматривать как типичные. При обосновании выбора состава ВГС на стадии проектирования разработки конкретного объекта необходимо провести исследования согласно описанному выше методу на представительных образцах породы - коллектора и с использованием представительных проб пластовых флюидов.

В главе третьей описывается использованный автором алгоритм физического моделирования процессов разработки нефтяной оторочки в предположении, что на натурном объекте разработки осуществлено предварительное отделение оторочки от газовой шапки и оторочка может эксплуатироваться как гидродинамически независимая залежь нефти. Изложена также методика выполненных при участии автора исследований.

Алгоритм моделирования представляет естественную последовательность операций при обосновании способов разработки подгазовой оторочки нефти путем оценки методами физического эксперимента эффективности процессов разработки с использованием одно- и двухфазных флюидов как потенциальных агентов вытеснения нефти.

Физическое моделирование процессов вытеснения нефти осуществлялось с помощью компьютеризированных установок двух- и трехфазной фильтрации компаний Temco, Inc. и TerraTek, Inc. (США), позволяющих с высокой точностью исследовать процессы фильтрации в пористой среде с близким к полному воспроизведением пластовых термобарических условий.

Управление системами двух- и трехфазной фильтрации полностью автоматизировано. Системы работают под управлением программных пакетов, осуществляющих одновременно управление подающими насосами систем, сбор и запись всех параметров процесса, контроль безопасности по давлению и температуре систем, а также проводящих в автоматическом режиме расчет фазовых проницаемостей для газа и жидкости.

В соответствии с описанным выше алгоритмом автор обосновал методику физического моделирования процессов вытеснения нефти полимерным раствором и двухфазной водогазовой смесью применительно к таким натурным объектам, как нефтяная оторочка сеноманской залежи Тазовского НГКМ и нефтяная оторочка северного купола ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ (Ленский и Мирненский улусы Республики Саха - Якутия).

В диссертации приведены основные параметры опытных участков нефтяных оторочек, характеристики пласта - коллектора и пластовой нефти.

В отсутствие образцов пород - коллекторов обоих объектов в качестве пористых сред использовали уплотненный кварцевый песок, предварительно тщательно проэкстрагированный и высушенный. Правомерность использования таких аналогов в данных случаях основана на том, что натурные пласты обоих исследовавшихся объектов также представлены песчаными высокопроницаемыми породами, близкими по своим характеристикам к уплотненному кварцевому песку.

Оба объекта отличаются низкими пластовыми давлениями и температурами, высокой вязкостью нефти в пластовых условиях: 10,7 сП на Чаяндинском (давление 13,3 МПа, температура 9°С) и около 60 сП на Тазовском (давление 11 МПа, температура 23 °С) месторождениях. Поскольку основным определяющим величину КИН параметром высоковязких нефтей является именно вязкость, в качестве аналогов пластовых нефтей в исследованиях автор использовал нефти Ванкорского и других нефтяных месторождений, близкие по своим реологическим характеристикам к нефтям Тазовского и Чаяндинского НГКМ.

При необходимости осуществляли корректировку вязкости при моделировании конкретной нефти путем добавления высокомолекулярных или низкомолекулярных фракций нефтей.

Связанную воду в пористой среде, на подготовительном этапе эксперимента не моделировали. Выше было показано, что при наличии в продуктивном пласте связанной воды в типичных количествах нефтеотдача возрастает. Допустимо, очевидно, поэтому исследования с целью обоснования выбора вытесняющего нефть агента проводить в отсутствие связанной воды, чтобы получать, по меньшей мере, незавышенные оценки коэффициентов вытеснения. В то же время, естественно, что при подготовке данных для проектирования разработки конкретного объекта необходимо проводить эксперименты в том числе с моделированием связанной воды.

Нефтенасыщенные толщины оторочек как Тазовского, так и Чаяндинского месторождений не превышают 20 м. Очевидно, что подобные особенности не позволяют рассчитывать при разработке запасов нефти в режиме истощения на получение КИН, которые можно было бы считать приемлемыми в современных условиях. Действительно, экспертная оценка показывает, что истощение обеспечит на Тазовском НГКМ величину КИН всего в несколько процентов от начальных запасов нефти, на Чаяндинском - не выше 8-10 %.

Высокая вязкость пластовых нефтей объектов исследования предопределила направление выбора флюидов в качестве потенциальных агентов для осуществления процесса вытеснения нефти.

В соответствии с этим, в качестве модели одного из потенциальных вытесняющих нефть агентов автором был выбран водный раствор полимера с вязкостью, втрое превышающей вязкость нефти.

Была также исследована эффективность такого вытесняющего нефть агента, как двухфазная водогазовая смесь (ВГС). Даже такая, в принципе, ограниченная возможность выбора типа вытесняющего нефть агента обеспечивает по меньшей мере определенную альтернативу при рассмотрении вопросов практической реализации технологии разработки оторочек в промысловых условиях. Для проведения экспериментов по вытеснению нефти был использован комплект моделей пласта длиной от 0,3 до 20,3 м.

Как известно, в 1960-е годы П.И. Забродин с коллегами осуществил экспериментальные исследования процесса вытеснения нефти растворителями с использованием в том числе модели пласта длиной 50 м. Процесс вытеснения нефти несмешивающимися с ней флюидами на моделях пласта большой длины (до 20 м) исследован автором, по-видимому, впервые в отечественной исследовательской практике.

В диссертации дается характеристика моделей пласта, которые были использованы при изучении процессов вытеснения нефти. В ряде случаев модели воспроизводили слоистую неоднородность натурных пластов.

Глава четвертая посвящена изложению и анализу результатов экспериментальных исследований.

Лабораторные исследования включали физическое моделирование разработки нефтяной оторочки сеноманской залежи Тазовского НГКМ. Начальные давление и температура в залежи, как указывалось, составляют

11 МПа и 23 "С. Эксперименты выполняли исходя из предположения, что нефть в пласте предварительно была прогрета и ее вязкость снижена до 20 сП.

В качестве вытесняющих нефть агентов исследовали водный раствор полимера и водогазовую смесь.

Эксперименты по вытеснению нефти выполнены с использованием модели пласта (МП) длиной 100,6 см, при компоновке которой учли неоднородность натурного пласта-коллектора: пористая среда имела три слоя равной толщины, причем проницаемости слоев соотносились в пропорции 1:0,1:1, а проницаемость модели в целом составляла около 110мД (проницаемость натурного объекта 116 мД).

Гидродинамические характеристики процесса вытеснения нефти выдерживали согласно требованиям отраслевых стандартов для нефтегазодобывающей промышленности.

Основные результаты экспериментов по вытеснению нефти представлены в работе в графической форме. Вытеснение полимерным раствором позволило получить на модели пласта длиной 100,6 см допрорывный коэффициент вытеснения Кв=36,2 %, полный - 79,0 %. При вытеснении нефти водометановой смесью получены допрорывный К, = 45,8 %, полный - 79,5 %. Следует подчеркнуть, что эти достаточно высокие коэффициенты получены на неоднородных (слоистых) пористых средах. Обращает на себя внимание одинаковый качественно характер зависимостей Кв от объема закачанного агента при вытеснении невязкой и при вытеснении вязкой нефти. В обоих случаях значительный вклад в нефтеотдачу вносит послепрорывный период. Естественно, что при реализации описываемых способов вытеснения нефти в условиях реального пласта, как правило, обладающего значительной неоднородностью, необходимо рекомендовать в том числе мероприятия по регулированию охвата пласта путем локального нагнетания агентов с вязкостью выше, чем у вытесняющих агентов «общего применения». При соблюдении в промысловых масштабах таких условий можно ожидать достаточно высоких Кв, порядка полученных на неоднородных моделях пласта.

В пятой главе обосновываются рекомендации по использованию результатов работы при разработке НГКМ (на примерах конкретных объектов).

Эксперименты, описанные в третьей и четвертой главах, были выполнены с целью обоснования выбора нефтевытесняющих агентов при разработке запасов вязкой нефти подгазовой оторочки применительно в первую очередь к Тазовскому НГКМ. Однако полученные результаты могут быть использованы при разработке и других объектов, нефть которых характеризуется высокой вязкостью. Автором обоснованы рекомендации по использованию результатов выполненных в данной работе исследований также, в частности, при разработке оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ. Хотя залежь углеводородов Тазовского месторождения отличается значительно большей вязкостью нефти, а Чаяндинского - значительно меньшей температурой, эти объекты разработки имеют много общего. В обоих случаях нефти относятся к

категории вязких, залежи сходны по толщинам оторочек, по коллекторским свойствам пласта и пластовым давлениям.

При рассмотрении проблем практической реализации результатов данной работы следует остановиться, в частности, на особенностях подготовки в промысловых условиях флюидов в качестве нефтевытесняющих агентов.

Как в случае использования полимерного раствора, так и в случае использования ВГС основной проблемой будет доставка на промысел воды. Однако эта проблема является решаемой, о чем свидетельствует опыт заводнения пласта на сотнях объектов добычи нефти, расположенных в самых различных по географическим и гидрогеологическим условиям регионах. Для приготовления полимерного раствора с использованием полиакриламида потребуется доставка гранулированного реагента в количестве 2,5 кг на 1 тонну добываемой нефти. Техническая сторона организации приготовления раствора с помощью передвижных миксеров, переброска этой техники и насосного оборудования для закачки раствора от одной нагнетательной скважины к другой не должна представлять больших трудностей.

Использование ВГС может предусматривать приготовление смеси на базе углеводородного газа собственно объекта разработки или на базе азота атмосферного воздуха. В последнем случае потребуется сооружение установки на промысле для получения азота типа выпускаемых фирмами «Грасис» (Москва) и других, причем целесообразно предусматривать передвижной вариант установки, что снимет проблему необходимости сооружения разводящих трубопроводов на промысле. Важным практическим вопросом при реализации водогазового воздействия будет организация нагнетания в пласт смеси с минимальными по объему чередующимися порциями газа и воды. Единичная порция газа или воды должна составлять по приблизительным оценкам не более 0,001 % объема пор (в пластовых условиях) объема нефтенасыщенной области пласта, приходящейся на каждую нагнетательную скважину. Следует подчеркнуть, что процесс вытеснения нефти в условиях натурного пласта будет характеризоваться динамикой пластового давления на фронте вытеснения, поэтому необходимо выполнять соответствующие предпроектные исследования для учета влияния этого фактора на динамику соотношения объемов компонентов двухфазной смеси по мере продвижения фронта. По-видимому, потребуется использовать оптимизационные модели процесса, возможно, рекомендовать при нагнетании гибкую схему изменения порций компонентов смеси с учетом стадии разработки объекта. Естественно, необходимо оценить минимальный объем оторочки смеси и предусмотреть вытеснение ее, например, водой. В проекте разработки следует предусмотреть проектирование соответствующего нагнетательного оборудования с автоматическими дозирующими устройствами.

При рассмотрении вопросов использования результатов лабораторных экспериментов в промысловой практике следует учитывать, что в натурном пласте расстояния, которые проходит фронт вытесняющего нефть агента, многократно превышают длины лабораторных моделей, обычно не

превышающих 1-3 м. Для обоснования возможности использования результатов выполненных экспериментов при проектировании разработки реального пласта автором были осуществлены специальные исследования по оценке влияния пройденного фронтом агента расстояния на величину Кв нефти.

С этой целью кроме моделей пласта длиной 0,3 и 1 м были выполнены эксперименты по физическому моделированию процесса вытеснения нефти с использованием также моделей длиной 5 м и 20 м.

В работе приводятся зависимости Кв от длины Ь модели пласта (МП), то есть от пройденного фронтом расстояния, полученные на МП длиной до 5 м, при вытеснении нефти вязкостью 10 сП загущенной водой с вязкостью 30 сП.

Дается также зависимость, полученная автором при вытеснении нефти вязкостью 3,2 сП загущенной водой с вязкостью 8,73 сП из модели однородного пласта длиной 20,33 м.

Эта зависимость весьма интересна тем, что демонстрирует практически поршневое вытеснение нефти агентом: после прорыва агента к выходу модели пласта нефть из пористой среды полностью перестала поступать. Величина К„ при этом получена достаточно высокой - 0,765. Очевидно, это объясняется однородным характером пористой среды в данном эксперименте и достаточно большим различием в вязкостях нефти и агента (вязкость последнего выше вязкости нефти в 2,73 раза).

Сравнение величин Кв, полученных в процессе вытеснения нефти растворами полимера на моделях пласта разной длины, показывает, что допрорывные коэффициенты монотонно увеличиваются по мере увеличения длины модели. В то же время полные коэффициенты практически не зависят от длины модели. Так, для моделей длиной 30 см, 100 см, 500 см, 2033 см величины полных К„ составляют соответственно 72 %, 79 %, 71 %, 76,5 %. Естественно, что на этот разброс оказывают влияние отличия в свойствах пористых сред и флюидов в разных экспериментах. Тем не менее, эти данные можно сравнивать по меньшей мере в силу того, что во всех экспериментах выдерживалось одинаковое соотношение вязкостей вытесняющего и вытесняемого флюидов - оно составляло порядка 3, а также использовались модели пласта, отображающие натурные пласты одного типа пород (несцементированные пески) и обладающие близкими фильтрационно-емкостными свойствами (проницаемость находилась в диапазоне от 66 до 116 мД).

В работе приводится зависимость допрорывного К„ от длины модели, то есть практически от пройденного фронтом агента расстояния для рассматриваемых экспериментов. Эта зависимость описывается формулой:

-I Ь\ пх

у =а +-, где-у = Кв,х = Ь.

х

Полученную на модели пласта длиной 20,33 м величину Кв = 76,5 % можно считать достаточно высокой (рисунок 3). Очевидно, она близка к

максимально возможной нефтеотдаче в условиях даже однородной пористой среды. Расчет величины Кв по приведенной формуле для «пластовых» расстояний, например, для Ь = 1000 м дает 81,4%, то есть практически значение того же порядка, как по лабораторным данным для расстояния - 20 м.

^ 90

0 5 10 15 20 25 30

Пройденное фронтом вытесняющего агента расстояние Ь, м

Рисунок 3 - Зависимость допрорывного К„ нефти от пройденного фронтом вытесняющего агента расстояния Ь. Агент - водный раствор полимера с вязкостью, превышающей вязкость нефти в - 3 раза.

При оценке возможности использования результатов выполненных в данной работе исследований учитывался также опыт других исследователей по изучению реологических свойств вязких нефтей и управлению этими свойствами. С участием автора, как уже указывалось, были обоснованы рекомендации по применению при разработке оторочек вязкой нефти в том числе теплового воздействия. Предложенные технические решения по системе разбуривания области оторочки основаны на результатах анализа опыта разработки месторождений нефти по опубликованным данным.

В качестве примера было рассмотрено Тазовское НГКМ. Основной по запасам нефти и газа является залежь пласта ПК1 в песчаниках с прослоями алевролитов (глубина отложений ~ 1140- 1160 м). Средняя толщина газонасыщенной области (газовой шапки) около 30 м, нефтенасыщенной (нефтяной оторочки) ~ около 9,5 м. Проницаемость коллектора в нефтенасыщенной области -116 мД, пористость -31%. При пластовых

давлении 11,6 МПа и температуре ~25 °С нефть имеет вязкость по результатам нескольких определений от ~ 44 до 63 сП.

Термодинамические расчёты выполнены в предположении, что разработка запасов нефти с тепловым воздействием на пласт будет реализована в масштабах опытного участка, расположенного в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин (17,6 м).

Как известно, в зависимости от исходной (при «стандартной» температуре 20 °С) вязкости этот параметр нефти резко или плавно уменьшается по мере увеличения температуры. Вязкость «тазовской» нефти заметно снижается с увеличением температуры до ~ 70 °С. Дальнейшее увеличение температуры незначительно влияет на вязкость флюида. Поэтому было принято, что прогрев нефти в оторочке будет осуществляться до 70 °С.

Очевидно, что эффект от теплового воздействия будет максимальным в том случае, если до начала гидродинамического воздействия на нефть она будет полностью прогрета до заданной температуры и вязкость всей нефтяной массы максимально понижена. С учетом этого при участии автора была предложена конкретная схема прогрева нефти в оторочке данного объекта с подведением теплоносителя (с функциями и вытеснителя) в верхнюю часть нефтенасыщенного слоя. Предложена схема разбуривания опытного участка. Нагнетательные скважины предполагается разместить в плоскости ГНК, добывающие на высоте ~ Зм от ВНК.

Процесс извлечения высоковязкой нефти предполагает последовательную реализацию двух этапов:

1. Подготовительный этап. Прогрев продуктивной части пласта до температуры 70 °С осуществляется с помощью парогенераторных установок. В работе приведена схема нагнетания пара. Параметры нагнетания насыщенного пара:

- давление на выходе парогенератора ~ 16 МПа, температура 345 °С, степень сухости 0,8;

- давление на забое скважины при дебите пара 10 т/час ~ 12 МПа, температура 325 °С, степень сухости 0,5.

2. Основной этап. Вытеснение нефти загущенной высокомолекулярными веществами горячей водой. Для наиболее эффективного вытеснения нагретой нефти, как уже указывалось, соотношение вязкостей нефти и загущенной воды

должно быть равным не менее трёх: > з.

Мгор.,нефти

Как показали описанные выше эксперименты, предложенная схема комплексного воздействия в условиях Тазовского месторождения может быть достаточно эффективной.

При участии автора были обоснованы также предложения по разработке нефтяной оторочки Северного купола ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ (на примере опытного участка).

Объект характеризуется помимо высокой вязкости нефти небольшой толщиной оторочки, низкими давлением и температурой.

Термодинамические характеристики продуктивного пласта соответствуют области возможного гидратообразования как при нагнетании воды, так и при нагнетании углеводородного газа. Поэтому в случае реализации на Чаяндинском месторождении методов активного воздействия на пласт, предложенных при участии автора, следует предусмотреть мероприятия по предотвращению явлений гидратообразования, в частности, предварительное замещение углеводородного газа над ГНК на азот до начала создания разделяющего барьера с использованием воды или полимерного раствора.

В диссертации обоснованы предложения по размещению и конструкции скважин нагнетательного и добывающего фондов на опытном участке с центром приблизительно в 1 км к востоку от устья скважины 321-14.

После завершения обустройства промысла поэтапно предлагается осуществить следующие операции:

1) Через «барьерные» горизонтальные отводы в область газовой шапки, примыкающую к ГНК, закачивают азот, оттесняя углеводородный газ на ~3 м выше ГНК.

2) После этого через те же отводы в пласт закачивают флюид, предназначенный для образования барьера между оторочкой и газовой шапкой. Объем закачанного флюида должен быть достаточным для формирования буфера толщиной ~3 м.

3) Следующей операцией является нагнетание в область непосредственно над первоначальным ГНК - через горизонтальные отводы нагнетательных скважин, расположенные выше ГНК на 1 м, - флюида, выбранного для вытеснения нефти.

4) Одновременно начинают отбирать нефть через горизонтальные отводы добывающих скважин, координируя нагнетание вытесняющего флюида и отбор нефти таким образом, чтобы обеспечивалось равномерное опускание фронта вытеснения нефти.

Процесс разработки осуществляют, контролируя его обычными промысловыми методами. Отбор нефти из пласта завершают, достигнув проектной величины КИН.

Реализация предлагаемых вариантов воздействия на пласт позволит повысить нефтеотдачу при разработке нефтяных оторочек Тазовского и Чаяндинского НГКМ не менее чем до 30 - 35 % от начальных запасов.

Основные выводы диссертационной работы:

1. Разработан метод стабилизации вязкости водного раствора полиакриламида в качестве вытесняющего вязкую нефть агента, позволяющий на промысле готовить раствор со сроками хранения не менее года.

2. Обоснован метод выбора состава водогазовой смеси в качестве вытесняющего вязкую нефть агента, основанный на измерении гидродинамических сопротивлений смеси (перепада давления) при ее фильтрации в условиях, соответствующих условиям исследуемого объекта разработки.

3. Методами физического моделирования установлена высокая эффективность исследованных агентов вытеснения вязкой нефти - водных растворов полиакриламида низкой концентрации и водометановой смеси с соотношением жидкой и газовой фаз, задаваемым по результатам измерения гидродинамических сопротивлений (перепада давления).

4. Впервые с использованием моделей пласта длиной до 20 м получена зависимость допрорывного коэффициента вытеснения вязкой нефти нагнетаемым в пласт высоковязким агентом от пройденного фронтом агента расстояния (применительно к условиям конкретных объектов разработки).

5. Обоснованы рекомендации по использованию исследованных агентов для вытеснения нефти при разработке нефтяных оторочек НГКМ им. Филановского (аптская залежь), Тазовского (сеноманская залежь) и Чаяндинского (ботуобинская залежь).

Список основных работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Рассохин A.C. Анализ состояния разработки нефтяных объектов газовой промышленности / Тезисы докладов 7-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», 25-28 сентября 2007, Москва. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - с. 48.

2. Рассохин A.C., Соколов А.Ф., Сутырин A.B. Опыт экспериментальных исследований реологических свойств водного раствора полимера как вытесняющего нефть агента // Вопросы строительства, эксплуатации и капитального ремонта скважин: Сб. науч. тр. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - с. 51-62.

3. Рассохин A.C., Соколов А.Ф., Рассохин С.Г., Ваньков В.П., МизинА.В. Оценка коэффициентов вытеснения вязкой нефти по результатам физического моделирования разработки продуктивного пласта И Разработка месторождений углеводородов: Сб. науч. тр. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - с. 146-153.

4. Рассохин С.Г., Троицкий В.М., Мизин A.B., Рассохин A.C. Влияние начальной водонасыщенности и смены режима дренирования - пропитки на фазовые проницаемости нефтенасыщенных неокомских залежей // Разработка месторождений углеводородов: Сб. науч. тр. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - с. 169-178.

5. Рассохин A.C. Исследование эффективности управления реологией системы «нефть - вытесняющий агент» как средства повышения нефтеотдачи пласта /

Сборник тезисов докладов научно-практического семинара молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», посвященного 60-летию ВНИИГАЗа, Ухта, 20-23 мая 2008 г. - Ухта: Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2008. - с. 31-32.

6. Рассохин A.C. Экспериментальная оценка возможности повышения нефтеотдачи оторочки высоковязкой нефти / Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность: Тезисы докладов международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых 30 сентября - 01 октября 2008 г. - М.: ВНИИГАЗ, 2008. - с. 102-103.

7. Николаев В.А., Лапшин В.И., Булейко В.М., Бузинова О.В., Рассохин A.C. Физические основы технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов конденсата и нефти / Сборник докладов международной научно-технической конференции «Инновационные технологии освоения ресурсов углеводородного и неуглеводородного сырья в XXI веке», 30-31 октября 2008, «Газпром добыча Оренбург». - Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2008. - с. 56-66.

8. Рассохин С.Г., Троицкий В.М., Мизин A.B., Рассохин A.C. Моделирование водогазового воздействия на низкопроницаемый нефтяной пласт / Газовая промышленность. - 2009. - № 5. - С. 40-44.

Подписано к печати « 06 » октября 2009 г. Заказ № 5410 Тираж 100 экз. 1 уч. - изд.л, ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» По адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рассохин, Андрей Сергеевич

Введение.

Глава 1. Анализ проблем разработки запасов вязких нефтей.

Постановка задач исследований.

1.1. Факторы негативного влияния на нефтеотдачу пласта.

1.2. Краткий обзор опубликованных результатов экспериментальных исследований агентов для вытеснения вязких нефтей.

1.3. Анализ опыта разработки запасов нефти нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

Выводы.

Глава 2. Исследование реологических особенностей одно- и двухфазных флюидов в связи с обоснованием выбора эффективных агентов для вытеснения вязких нефтей при разработке подгазовых оторочек.

2.1. Выявление принципиальных особенностей флюидов как эффективных агентов для вытеснения вязких нефтей.

2.2. Исследование реологических свойств одно- и двухфазных флюидов -потенциальных агентов для вытеснения вязких нефтей.

2.2.1. Растворы полиакриламида. Метод стабилизации вязкости раствора.

2.2.2. Водогазовые смеси. Метод выбора состава двухфазной водогазовой смеси для эффективного вытеснения вязкой нефти.

Выводы.

Глава 3. Методика моделирования процесса вытеснения нефти.

3.1. Алгоритм моделирования.

3.2. Методика физического моделирования процессов вытеснения нефти .56 Выводы.

Глава 4. Результаты экспериментальных исследований.

Выводы.

Глава 5. Обоснование рекомендаций по использованию результатов работы при разработке НГКМ (на примерах конкретных объектов).

5.1. Некоторые условия реализации рекомендаций работы.

5.2. Рекомендации по разработке подгазовой оторочки нефти сеноманской залежи Тазовского НГКМ.

5.3. Рекомендации по разработке нефтяной оторочки ботуобинской залежи

Чаяндинского НГКМ.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Экспериментальное обоснование методов подготовки агентов для вытеснения вязкой нефти"

Актуальность темы

Основные запасы нефти сосредоточены в недрах нефтяных и нефтегазовых месторождений. В то же время значительными запасами нефти обладают нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ) - объекты разработки предприятиями газодобывающей отрасли промышленности.

При разработке газовых месторождений - в большинстве случаев в режиме истощения - из недр извлекают до 85 - 90 % начальных запасов, реже удается извлечь до 95 %. Только в случае плотных низкопроницаемых пород-коллекторов газоотдача может составить лишь порядка 20 - 25 %. В то же время на извлечение нефти влияют не только характеристика вмещающих пород, но в значительно большей степени свойства нефти как флюида. Если вязкость пластового газа определяется величинами в сотые доли мПа-с, то вязкость нефти, как правило, выше на два-три порядка. При разработке нефтяных месторождений в режиме истощения коэффициенты извлечения нефти (КИН) даже из неплотных коллекторов не превышают 15-20 %.

К наиболее сложным видам запасов следует отнести запасы вязких нефтей (с вязкостью >10 мПа-с). Запасы вязких нефтей в России весьма значительны, по некоторым оценкам порядка 10 млрд. т. В данной работе объектом исследования являются нефти, вязкость которых в пластовых условиях находится в диапазоне 10-60 мПа-с. КИН при разработке залежей подобных нефтей в режиме истощения не превышают 10 - 12 %, причем для подгазовых залежей таких нефтей типичны КИН порядка 1 - 2 %.

В большинстве случаев эксплуатацию месторождений с нефтями маловязкими (вязкость менее 10 мПа-с) осуществляют с нагнетанием в пласт иногда сжатого газа, чаще - воды (вязкость воды порядка 1 мПа-с). Подобные способы дают возможность повысить КИН в среднем до 25 - 30 и до 38-41 % соответственно. В последний период времени для вытеснения нефти исследуется возможность использования двухфазных смесей в качестве вытесняющих нефть агентов. Результаты экспериментов свидетельствуют об эффективности таких смесей.

Вытеснение газом или водой вязких нефтей не дает существенного увеличения КИН по сравнению с режимом истощения, поскольку маловязкие агенты вскоре после начала воздействия на пласт прорываются к забоям нефтяных скважин и извлечение нефти практически прекращается. Как известно, для достаточно эффективного извлечения вязких нефтей необходимо использовать агенты, вязкость которых превышает вязкость нефти не менее чем в 1,5-2 раза. Наибольший эффект при вытеснении обеспечивается в тех случаях, когда величина соотношения вязкостей агента и нефти достигает трех (дальнейшее увеличение соотношения влияет незначительно).

В опытном масштабе для вытеснения нефтей, в том числе вязких, используются водные растворы полимеров, наиболее распространенным из которых является полиакриламид (ПАА). Испытываются технологии, предусматривающие вытеснение нефти водогазовыми смесями (ВГС), однако, во всех случаях процессы осуществляются до настоящего времени при разработке залежей нефти, вязкость которой ниже 10 мПа-с.

Анализ показывает, что к числу причин, ограничивающих масштабы разработки запасов вязких нефтей и использования соответствующих технологий относятся, в частности, отсутствие методов подготовки полимерных растворов (раствора ПАА) со стабильной реологической характеристикой (вязкостью), отсутствие информации о возможностях использования двухфазных смесей в качестве агентов для вытеснения вязких нефтей, и отсутствие метода выбора состава двухфазных агентов. Чрезвычайно ограничены масштабы экспериментальных исследований эффективности вытеснения нефти нетрадиционными агентами, в том числе достаточно доступными.

В связи с изложенным, экспериментальное обоснование методов подготовки одно- и двухфазных агентов для вытеснения вязких нефтей является актуальной темой исследований.

Цель работы

Обосновать по результатам физических экспериментов методы подготовки одно- и двухфазных агентов для повышения эффективности вытеснения вязких нефтей.

Объект исследования

В качестве объектов исследования выбраны полимерные растворы (растворы ПАА) и двухфазные при пластовых условиях смеси (смеси воды с углеводородным газом), а также модели нефтей с вязкостью выше 10 мПа-с.

Основные задачи исследований:

1. По результатам экспериментов обосновать метод приготовления полимерного раствора со стабильной во времени вязкостью как эффективного агента для вытеснения вязкой нефти.

2. Обосновать метод выбора состава двухфазной водогазовой смеси и подготовки ее к использованию как эффективного вытесняющего вязкую нефть агента.

3. С использованием результатов физического моделирования оценить эффективность исследованных флюидов при использовании в качестве агентов для вытеснения вязких нефтей.

Научная новизна

В работе на основе результатов экспериментальных исследований установлено определяющее влияние степени дисперсности полимера (ПАА) в растворителе (воде) на стабильность вязкости разбавленного раствора полимера во времени.

Разработан метод выбора состава двухфазной водогазовой смеси по результатам измерения гидродинамического сопротивления модели продуктивного пласта на примере фильтрующейся смеси воды и метана.

По результатам экспериментов выбран состав водометановой смеси и путем физического моделирования установлена ее эффективность как агента для вытеснения в том числе вязких нефтей.

Защищаемые положения:

1. Метод стабилизации вязкости водного раствора полиакриламида.

2. Метод выбора состава двухфазной водогазовой смеси в качестве агента для вытеснения вязкой нефти.

3. Экспериментальное обоснование эффективности вытеснения вязкой нефти водным раствором полиакриламида и двухфазной водометановой смесью.

Практическая значимость результатов работы

Предложенные метод стабилизации вязкости водного раствора полиакриламида как вытесняющего вязкую нефть агента, метод выбора состава двухфазных агентов, результаты оценки эффективности раствора полиакриламида и двухфазной водометановой смеси при вытеснении вязких нефтей, результаты оценки масштабов влияния пройденного фронтом агента расстояния на коэффициент вытеснения нефти - имеют практическое значение для организации предпроектных исследований и выбора способа разработки месторождений с запасами вязкой нефти, обеспечивающего значительное повышение нефтеотдачи по сравнению с разработкой в режиме истощения.

Результаты работы использованы при выполнении НИР «Рекомендации по освоению и разработке трудноизвлекаемых запасов нефти и конденсата месторождений ОАО «Газпром» (ООО «ВНИИГАЗ», 2008) и «Технологическая схема разработки Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения» (этап 1, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009).

Апробация работы

Основные результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались:

- на Седьмой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», 25-28 сентября 2007 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

- на Научно-практическом семинаре молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», посвященного 60-летию ВНИИГАЗа, 2023 мая 2008 г., Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз»;

- на Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», 30 сентября - 01 октября 2008 г., п. Развилка, Московская область, ООО «ВНИИГАЗ»;

- на Международной научно-технической конференции «Инновационные технологии освоения ресурсов углеводородного и неуглеводородного сырья в XXI веке», 30-31 октября 2008 г., Оренбург, ООО «Газпром добыча Оренбург».

Публикации

Результаты диссертационной работы опубликованы в отраслевых журналах, трудах ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в материалах всероссийских и международных научно-технических конференций, семинаров.

Всего по теме диссертации автором опубликовано восемь работ, одна из которых - в журнале, входящем в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в РФ, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени кандидата наук» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, списка литературы из 60 наименований. Содержание диссертации изложено на 105 страницах машинописного текста, включая 41 рисунок и 5 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Рассохин, Андрей Сергеевич

Основные выводы диссертационной работы:

1. Разработан метод стабилизации вязкости водного раствора полиакриламида в качестве вытесняющего вязкую нефть агента, позволяющий на промысле готовить раствор со сроками хранения не менее года.

2. Обоснован метод выбора состава ВГС в качестве вытесняющего вязкую нефть агента, основанный на измерении гидродинамических сопротивлений смеси (перепада давления) при ее фильтрации в условиях, соответствующих условиям исследуемого объекта разработки.

3. Методами физического моделирования установлена высокая эффективность исследованных агентов вытеснения вязкой нефти - водных растворов полиакриламида низкой концентрации и водометановой смеси с соотношением жидкой и газовой фаз, задаваемым по результатам измерения гидродинамических сопротивлений (перепада давления).

4. Впервые с использованием моделей пласта длиной до 20 м получена зависимость допрорывного коэффициента вытеснения вязкой нефти нагнетаемым в пласт высоковязким агентом от пройденного фронтом агента расстояния (применительно к условиям конкретных объектов разработки).

5. Обоснованы рекомендации по использованию исследованных агентов для вытеснения нефти при разработке нефтяных оторочек НГКМ им. В. Филановского (аптская залежь), Тазовского (сеноманская залежь) и Чаяндинского (ботуобинская залежь).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рассохин, Андрей Сергеевич, Москва

1. Антониади Д.Г. Комплекс технологий термоциклического воздействия при разработке месторождений высоковязких нефтей: Дис . д-ра техн. наук: 05.15.06. Тюмень, 2000. - 70 с.

2. Афанасьева А.В. Опыт разработки нефтегазовых залежей за рубежом. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977. С. 26-28, 36-39, 42-48, 49-52.

3. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку: Азнефтеиздат, 1956.-254 с.

4. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1981. - 286 с.

5. Березин В.М. Нефтеотдача образцов песчаников девона и угленосной свиты нижнего карбона Башкирии при вытеснении нефти водой. В кн. Исследования нефтеотдачи пласта. — М.: Гостоптехиздат, 1959. С. 1121.

6. Брагин В.А., Базлов М.Н., Бурчевский JI.B. Опыт разработки IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения // Нефтяное хозяйство. 1974. -№ 8. - С. 29-33.

7. Булейко В.М. Закономерности фазовых превращений углеводородных смесей в нефтегазоносных пластах разрабатываемых месторождений (по экспериментальным данным): Дис. . д-ра техн. наук. М.: ИПНГ РАН, 2007. - С. 52-80, 112-115, 203-219.

8. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты // Нефтепромысловое дело. 1995. -№8-10.-С. 54-59.

9. Гафаров Ш.А. Аномально-вязкие нефти и их влияние на фильтрационную структуру порового пространства // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти:

10. Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов» (Казань, 8-10 сентября 2003). Казань: ООО «Стар», 2003. -С. 70-73.

11. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник. Изд. 2 перераб. и доп. М.: Недра, 1971. - С. 74, 113, 297-302.

12. ГОСТ 10028-81 Вискозиметры капиллярные стеклянные. Технические условия.

13. ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

14. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра, 1979. -335 с.

15. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986. - 332 с.

16. Забродин П.И., Раковский H.JL, Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968. - С. 94-102.

17. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. — М.: «Струна», 1998. 628 с.

18. Костюченко Е.Д., Лысенков Е.А., Савченко А.П. Состояние разработки IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения // Нефтяное хозяйство. 2002. -№ 12. - С. 51-52.

19. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. Ижевск: Изд-во Удм. ун-та, 1995.-278 с.

20. Мартос В.Н. Анализ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - С. 20-29, 34-45, 50-53.

21. Методическое руководство по применению газовых и водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты. М: МНТК «Нефтеотдача», 1991.

22. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. -200 с.

23. Николаев В.А. О влиянии начальной водонасыщенности неоднородных пористых сред на их нефтеотдачу. Изв. ВУЗов Нефть и газ, 1964, № 10.-С. 51-54.

24. Николаев В.А., Лапшин В.И., Булейко В.М., Минко А.Г. Предпосылки эффективной разработки оторочки вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт // Разработка месторождений углеводородов: Сб.науч. тр. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - с. 260-266.

25. ОСТ 39-195-86. «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

26. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. М.: Недра, 1990. - 272 е.: ил.

27. Полиакриламид / Л.И. Абрамова, Т.А. Байбурдов, Э.П. Григорян и др.; под ред. В.Ф. Куренкова. М.: Химия, 1992. - 192 с.

28. Практикум по химии и физике полимеров: Учеб. изд./ Н.И. Авакумова, Л.А. Бударина, С.М. Дивгун и др.: Под ред. В.Ф. Куренкова. М.: Химия, 1990. - 304 е.: ил. - С. 207 - 210, С. 218-220.

29. Рабек Я. Экспериментальные методы в химии полимеров: в 2-х частях. Пер. с англ. М.: Мир, 1983. - 384 е., ил. - ч.1. - с. 133 - 136.

30. Рассохин С.Г., Троицкий В.М., МизинА.В., Рассохин А.С. Моделирование водогазового воздействия на низкопроницаемый нефтяной пласт / Газовая промышленность. 2009. - № 5. - С. 40-44.

31. Рекомендации по освоению и разработке трудноизвлекаемых запасов нефти и конденсата месторождений ОАО «Газпром»: Отчет о НИР (Этап 2) / ООО «ВНИИГАЗ». Руководитель В.А. Николаев. Пос. Развилка, Ленинский р-н. Московская обл., 2008. 251 с.

32. Соколов А.Ф. Обоснование гидродинамических условий захоронения жидких отходов при добыче и подземном хранении газа: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.17. Москва, 2006. - С. 112.

33. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газоил пресс, 2006. — 200 е.: ил.

34. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968. - С. 84-97.

35. Тагер А.А. Физико-химия полимеров. М.: Химия, 1968. - С. 408-411.

36. Тер-Саркисов P.M. Повышение углеводородоотдачи пласта нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1995. - С. 130136.

37. Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А., Курбанов А.К., Рассохин С.Г., Зайцев С.Ю. Влияние водонасыщенности пласта на эффективность вытеснения конденсата обогащенным газом // Газовая промышленность. 1989. - № 10. - С. 50-51.

38. Уляшев В.Е. Экспериментальные исследования фильтрационных свойств и газоотдачи низкопроницаемых карбонатных коллекторов: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.17. -Москва, 1999.-205 с.

39. Халиков Г.А. Газовые методы интенсификации нефтедобычи. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1997. С. 166.

40. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. JL: Гостоптехиздат, 1963. - 351 с.

41. Botset H.G. Flow of gas-liquid mixtures through consolidated sands. Trans. AIME, 1940, vol. 136. P. 91.

42. Leverett M.C. Flow of oil-water mixtures through unconsolidated sands. Trans. AIMS, 1939, vol. 132. P. 149-169.

43. Leverett M.C., Lewis W.B. Steady flow of gas-oil-water mixtures through unconsolidated sands. Trans. AIME, 1941, vol. 142. P. 107-116.

44. Reitzel G.A. and Callow G.O. Pool description and performance analysis leads to understanding golden spikes miscible flood. The journal of Canadian petr. techn., apr. June 1977, vol. 16, № 16. - P. 39-48.

45. Slobod R.L. and Lestz S.J. Use of a graded viscosity zone to reduce fingering in miscible phase displacements. Prod. Monthly, August 1960, vol. XXIV,№ 10.-P. 12-19.

46. Wickoff R.D., Botset H.G. Flow of gas-liquid mixtures through unconsolidated sands. Physics, 1936, vol. 7. P. 325-345.