Комплексное геолого-технологическое обоснование повышение эффективности разработки сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

Мухаметшин, Вячеслав Шарифуллович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Комплексное геолого-технологическое обоснование повышение эффективности разработки сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Комплексное геолого-технологическое обоснование повышение эффективности разработки сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции"

Т, ' - ' I

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИГАЕНИ И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи

МУХАМЕТШИН ВЯЧЕСЛАВ ШАРИФУЛЛОВИЧ

УД{ 622.276.1/4:55 (470.53)

КОМПЛЕКСНОЕ ГЁОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПОВЫШЕНШ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОШОПОСТРОЕННЫХ, НИЗКОПРОДУКТИБНЫХ ЗАЛЕШЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиск и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук

МОСКВА - 1992

Работа выполнена в Уфимском нефтяном институте.

Официальные оппоненты: - член-корреопондент АЗД РС$СР,

70КТ0р технических наук, птзо-Фесоор А.Т.Горбунов;

- гоктоо геолого-минеоалогических наук, профессор Л.Ф./ементьев

- доктор геолого-минеоалогичеоких наук,'пооЛессор М. М.Элланский

Верная организация - производственное объединение

"Татнефть", г.Альметьевск

Защита диссеотации состоится " 28 " а^продй 1992 гола в № часов в аул. при Госугапотвенной академии не^ги и газа имени тд. М. Губкина

Адрес: TT79I7, ГСП-I, Москва, Тенинокий пооспект, 65; Тел.: Т35-ЯТ-36

С диссептацией можно ознакомиться в библиотеке Государственной академии неЛти и газа имени w. M.Губкина

Автореферат разослан " "(б " U^AjJfD_ 1992 гола

Ученый секретарь опециализипованного совета, кандидат reoлого-минетлогических наук, доцент kzj у-^у™ A.B.3yxAT>0B

, ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Значительные запасы нефти (около 20$ от общих в пределах провинции), сосредоточенные в сложнопостроен-ных, низкопродуктивных (коэффициент продуктивности в среднем менее 10 т/сут.МПа) залежах в карбонатных коллекторах Волго-Ураль-ской нефтегазоносной провинции, позволяют рассматривать их существенным резервом добычи нефти.

В настоящее время в разработке находится нпзначт»те^ьная часть этих объектов, добыча нефти из них составляет несколько процентов от общей добычи нефти в регионе. Залежи разрабатыв-ттся в основной массе на естественных режимах, и лить на отдельных из них организована закачка в пласт воды.

Столь ограниченный и медленный ввод месторождений в разработку объясняется низкой эффективностью их эксплуатации, при которой конечная нефтеотдача к концу разработки не превысит в лучшем случае 2055 (при разработке на естественных режимах и с применением традиционных плотностей сеток скважин, принятых для терригенных коллекторов). Использование методов поддержания пластового давления с закачкой в пласт воды часто не дает положительных результатов в виде текущего прироста добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, хотя в отдельных случаях при правильном выборе очагов под нагнетание воды нефтеотдача увеличивается до 30-40^.

Низкая эффективность разработки объектов во многом объясни-' ется причинами геологического характера:

- многопластовостыо месторождений;

- линзовидным строением нефтенасыщенных пород-коллекторов;

- повышенной геологической неоднородностью по различным параметрам;

- низкими коллекторекими свойствами, сложной и разнообразной структурой порового пространства;

- наличием запечатывающего слоя у поверхности водо-нефтя-ного контакта и т.д.

В этих сложных геологических условиях проектирование и разработка залежей в большинстве своем осуществляются без достаточной дифференциации по аналогии с высокопродуктивными коллекторами, без учета специфики разработки объектов в карбонатных коллекторах.

При этом довольно часто приходится сталкиваться с такими проблемами, как

- ограниченность информации о залежах;

- отсутствие достаточной априорной информации о влиянии коллектором« свойств и геологической неоднородности на процесс нефтеизвлечения;

- ограниченное количество гидродинамических исследований

и исследований, посвященных контролю за процессом нефтеизвлечения;

- отсутствие широких исследований, направленных на обобщение опыта эксплуатации залежей, находящихся длительное время

в разработке.

С другой стороны, в настоящее время по отдельным объектам разработки имеется достаточно обширный и надежный геолого-промысловый материал, обобщение и использование которого позволит наметить пути и способы реализации мероприятий, направленных на повышение эффективности разработки столь сложных, но перспективных объектов, и увеличить темпы ввода многочисленных залежей в активную разработку.

О чрезвычайной актуальности этой задачи говорят решения,

принятые рядом всесоюзных совещаний по разработке нефтяных месторождений.

Решение задачи комплексного геолого-технологического обоснования повышения эффективности разработки низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах осуществлялось в Уфимском нефтяном институте с 1982 года в рамках задания 01.14 целевой комплексной научно-технической программы ГКНТ 0.Ц.004 "Создание высокоэффективных методов воздействия на карбонатные кол-. лекторы с целью наиболее полного извлечения нефти из недр", а также с 1990 года по плану развития науки и техники МНИ Д.90.072.92 "Комплексное геолого-технологическое обоснование повышения эффективности разработки сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции".

Цель работы - создание методических основ геолого-технологического обоснования повышения эффективности процесса разработки сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на основе обобщения теории и практики разработки месторождений, находящихся длительное время в эксплуатации.

Задачи исследований

I. Разработка алгоритмов и проведение идентификации залежей нефти по геологическим параметрам, определение которых является возможным на стадии проведения геологоразведочных работ, а также с использованием комплекса имеющейся информации- по залетом, находящимся в разработке, и на основе этого создание методик: выбора залежей-аналогов, находящихся длительное время в разработке, для залежей, выходящих из разведки,с целью использования опыта разработки залежей-аналогов в условиях ¡залежей, вводим«

в разработку; вцпеление относительно однородных груш объектов, находящихся в разработке, по комплексу параметров для научно обоснованного проведения анализа, контроля, регулирования и проектирования процесса нефтеиэвлечения. Создание качественной методики дифференциации объектов разработки на высоко- и низкопродуктивные с использованием косвенных данных.

2. Установление особенностей процесса нефтеиэвлечения по различным группам объектов при разработке их на естественных режимах с выявлением параметров, оказывающих превалирующее влияние на технологические показатели разработки. Создание методик расчета и прогноза показателей разработки, контроля за процессом нефтеиэвлечения, оценки эффективности применения методов воздействия на приэабойную зону и пласт в целом, выбора плотности сет-. ки добывающих скважин с использованием как полного, так и ограниченного объема текущей геолого-промысловой информации.

3. Разработка методик, позволяющих дифференцированно оценивать степень загрязнения и время очистки призабойной зоны пласта продуктами бурения с целью своевременного проведения мероприятий по восстановлению реальных свойств пласта. Установление периода наибольшего соответствия значений продуктивности скважин реальным свойствам пластов.

4. Создание геолого-статистических моделей для прогноза коэффициентов продуктивности и удельной продуктивности скважин и залежей в целом по косвенным данным с использованием как полного, так и ограниченного комплекса геолого-промысловой информации. Установление эффективности разработки залежей при совместной их эксплуатации.

5. Установление критериев и условий успешного применения солянокислотных обработок скважин. Создание методики комплекс-

ного геолого-технологического обоснования выбора скважин и параметров воздействия для повышения эффективности проведения со-лянокислотных обработок в условиях разных групп объектов при различной объеме геолого-промысловой информации.

б. Создание комплекса методик по оценке эффективности, выбору систем размещения скваяин, прогнозированию показателей разработки при организации внутриконтурнйго заводнения по участкам залежей с учетом особенностей геологического строения. Установление условий эффективного применения закачки зоды в пласты и наиболее эффективных систем размещения нагнетательных скважин. Создание методики по оценке коэффициента охвата закачкой по толщине и вариации профиля приемистости с использованием косвенных данных.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использованы методы геолого-про,"ыслового анализа, результаты геофи и-ческих,гидродинамических, лабораторных исследований скважин и пластов с последующей обработкой их методами математической статистики и получением промыслово-статистических моделей.

Научная новизна

I. Предложены алгоритмы и проведено группирование залежей нефти в карбонатных коллекторах с использованием ограниченного объема информации, которая имеется на стадии проведения геологоразведочных работ, а также с использованием полного комплекса геологических параметров. Разработана методика выбора залежей-аналогов, находящихся длительное время в разработке, для залежей, выходящих из разведки. Определена степень влияния геологической неоднородности на дифференцируемость залежей.

Предложено для однозначной характеристики объектов разработки по геологической неоднородности использовать комплексные па-

раыетры неоднородности по различным показателям. Выявлены геологические параметры, принимающие наибольшее участие в разделении объектов на группы, и установлено, что в условиях неэтичных стратиграфических систем геологические параметры существенно отличаются по информативности. Создана методика качественной оценки продуктивности по косвенным данным.

2. Сформулированы требования к выбору эмпирических методов прогноза технологических показателей разработки и установлено отсутствие приемлемых характеристик и моделей для условий рассматриваемых объектов. Выявлены минимальные пределы разряжения плотности сетки скважин в зависимости от проективности при разработке залежей на естественных режимах. Установлено, что эффективность разраб.отки трещинных коллекторов выше, чем трещинно-поровых. Предложены для условий различных групп объектов характеристики истощения-вытеснения, наглучшим образом описывающие процесс нефтеизвлечения. Разработан экспресс-метод расчета и прогноза технологических показателей разработки при отсутствии представительной геолого-промысловой информации по различным группам объектов с использованием начальной продуктивности. Получены эмпирические зависимости, позволяющие решать отдельные задачи при проектировании, анализе, контроле и регулировании процесса разработки дифференцированно по группам объектов. Предложена методика выбора плотности сетки скважин, согласно которой выбор плотности сетки должен осуществляться исходя из особенностей геологического строения залежей. Методика позволяет оценить эффективность разбуривания низкопродуктивных залежей или их отдельных участков. Установлен различный характер и степень влияния геолого-технологических параметров на нефтеотдачу в условиях разных групп объектов. Предложена методика оценки конечной нефтеотдачи

объектов при отсутствии однородной информации и длительном их разбуривании. Созданы модели, позволяющие прогнозировать нефтеотдачу как по ограниченному, количеству параметров, определение которых возможно на стадии проведения геологоразведочных работ, так и по полному комплексу имеющихся параметров. Доказана необходимость дифференцированного подхода к анализу, проектированию, контролю и регулированию процесса разработки залежей. Дана физическая интерпретация полученных моделей и определены параметры, оказывающие превалирующее влияние на эффективность процесса нефтеиэвлечения в условиях различных групп объектов.

3. Установлено, что степень загрязнения призабойной зоны скважин продуктами бурения, характер и время ее очистки определяются особенностями геологического строения различных групп объектов. Доказано, что проведение солянокислотных обработок при освоении скважин в условиях трещинно-поровых коллекторов позволяет сократить время очистки ПЗП в 1,25 раза, в условиях трещинных этого не происходит, а процесс очистки протекает более интенсивно. Установлены периоды, когда коэффициент продуктивности наиболее близок к реальным значениям,в точке вскрытия пласта скважиной. Предложена методика, позволяющая оценивать степень загрязнения ПЗП, время очистки ее от продуктов бурения, изменение продуктивности во времени в период очистки ПЗП, необходимость воздействия с целью интенсификации притока, эффективность вскрытия пластов бурением при различных технологиях.

4. Созданы геолого-статистические модели, позволяющие прогнозировать продуктивность скважин.и залежей в целом по косвенным данным как в ранней стадии разработки по ограниченному количеству параметров, так и после полного разбуривания объектов

с использованием параметров, отражающих геологическую неоднород-

ность. Доказана необходимость раздельной оценки продуктивности по различным объектам.

5. Установлены критерии и условия успешного применения со-лянокислотных обработок скважин. Предложена методика качественной оценки успешности проведения СКО, позволяющая сократить количество неэффективных операций путем обоснованного выбора скважин и подбора соответствующих технологических параметров воздействия. Разработана методика количественной оценки эффективности СКО, основанная на созданных геолого-статистических моделях и позволяющая выбирать скважины с наибольшим ожидаемым эффектом, определять рациональную технологию воздействия. Установлены необходимые наборы параметров для определения эффективности СКО

по скважинам.

6. Создана методика оценки эффективности организации внут-риконтурного заводнения в различных геолого-промысловых условиях на основе предложенных комплексных параметров эффективности заводнения. Разработаны методики: выбора добывающих скважин для перевода их в нагнетательные; выбора расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами на стадии составления первых проектных документов по разработке для условий различных групп объектов турнейского и башкирского ярусов. Установлены параметры, оказывающие превалирующее влияние на эффективность внутри-контурного заводнения. Предложены модели для прогноза: конечной нефтеотдачи и прироста ее за счет организации заводнения; охвата пластов закачкой по толщине и вариаций профилей приемистости по косвенным данным.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Результаты научных исследований использованы при составлении 8 отчетов по научно-исследовательским договорам.

По материалам исследований оформлены: стандарт ПО "Баш-нефть" "Методика выбора плотности сетки скважин в условиях залежей платформенной Башкирии, сложенных карбонатными коллекторами при естественном режиме истощения пластовой энергии"; методические руководства ПО "Башнефть": "Геолого-технологическое обоснование выбора скважин с целью повышения эффективности воздействия на призабойную зону сложнопостроенных, низкопродуктив-ннх залежей нефти в карбонатных коллекторах", "Классификация залежей нефти в карбонатных коллекторах платформенной Башкирии", "Прогнозирование конечной нефтеотдачи залежей в каг1онатных коллекторах платформенной Башкирии при разработке их на естественных режимах"; методическое пособие ПО "Башнефть'*. "Методика выбора расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами при внутриконтурноы заводнении залежей платформенной Башкирии,

сложенных карбонатными коллекторами; временная инструкция ПО "Башнефть" "Выбор критериев и оценка условий эффективного применения методов интенсификации добычи нефти по залежам в карбонатных коллекторах"; методическое руководство ПО "Татнефть" "Прогнозирование технологической эффективности солянокислотных обработок скважин, эксплуатирующих залежи высоковяэкой нефти тур-нейского яруса"; руководящий документ МНТП РД-39-054-90 "Методика группирования залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластов и насыщающих флюидов".

Экономический эффект от внедрения рекомендаций по повышению эффективности разработки низкопродуктивных залежей нефти, вцданных на основании исследований, приведенных в диссертационной работе, составил около одного миллиона рублей.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- республиканской научно-практической конференции "Проблемы использования химических средств с целью увеличения нефтеотдачи", г.Уфа, 1983 г.;

- Всесоюзной конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче",г.Баку, 1984 г.;

- одиннадцатой научно-технической конференции молодых ученых, г.Пермь, 1985 г.;

- республиканской научно-практической конференции, г.Уфа, 1986 г.;

- научно-технической конференции "Творческие возможности молодых нефтяников", г.Альметьевск, 1987 г.;

- научно-технической конференции "Совершенствование методов поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений", г.Пермь, 1989 г.;

-Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы повышения нефтеотдачи пластов", г.Уфа, 1989 г.;

- межотраслевой научно-технической конференции "Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья", г.Астрахань, 1989 г.;

- республиканской конференции "Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получение на базе нефтехимического сырья", г.Уфа, 1989 г.;

- двадцать первой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, г.Бугульма, 1990 г.;

- республиканской научно-практической конференции "Новые методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи-

нефти в республике", г.Уфа, 1990 г.

По теме диссертации опубликованы четыре учебных пособия: "Идентификация залежей нефти в карбонатных коллекторах при решении задач.разработки".- Уфа: Уфим.нефт.ин-т,1990.- 96 е.; "Моделирование процесса разработки низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах".- Уфа: Уфим.нефт.ин-т,1991 130 с.; "Оценка продуктивности скважин и залежей по косвенным данным и ее использование при решении задач разработки".- Уфа: Уфим.нефт.ин-т, 1991,- 73 е.; "Геолого-технологическое обоснование выбора скважин и параметров воздействия при проведении солянокислотных обработок".- Уфа: Уфим.нефт.ин-т, 1991.- 70 е.; сорок пять печатных работ, из них одиннадцать в центральных журналах и сборниках.

Исходные материалы. В основу диссертации положен геолого-промысловый материал более чем по 10 тыс.скважин, собранный и систематизированный автором в процессе 15-летнего обобщения опыта разработки залежей в карбонатных коллекторах Волго-Ураль-ской нефтегазоносной провинции.

Структура диссертации. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 332 наименований. Объем работы 290 страниц текста, таблиц, 5!) рисунка , приложение на страницах. .

Диссертационная работа выполнена в Уфимском нефтяном институте. Автор искренне благодарен за помощь, ценные советы и консультации профессору Н.Ш.Хайрединову, профессору М.А.Токареву, профессору С.А.Султанову, профессору! И.Г.Пермяков^, доценту |Е.Н.Шевкунову|, а также доценту В.Г.Щербинину, в.н.с. Ф.Р.Билалову, в.н.с. В.С.Левченко, с.н.с. Ю.А.Котеневу за помощь в проведении совместных исследования.

СОДЕРЖАНИЕ

Во введе"ии обоснована актуальность проведенных исследований, сформулированы цель и основные задачи, решенные в работе, научная новизна и практическая значимость результатов диссертации.

Первая глава диссертации посвящена идентификации и группированию залежей нефти в карбонатных коллекторах.

Исследования, проведенные P.P.Абдулмазитовым, И.И.Абызбае-вым, В.И.Азаматовым, И.Д.Амелиным, К.Б.Ашировым, К.С.Баймуха-метовым, Н.Е.Быковым, М.З.Валитовым; В.Д.Викториным, Г.Б.Вы-жигиным, А.В.Гавурой, В.Е.Гавурой, А.Т.Горбуновым, Ф.А.Гришиным,

A.И.Губановым, Р.Н.Дияшевым, М.М.Ивановой, В.С.Ковалевым,

B.И.Колгановым, В.М.Лайкам, Н.А.Лыковым, В.Н.Майдебором, Ю.В.Маслянцевым, А.Х.Мирзаджанзаде, И.С.Мшценковым, Р.Х.Мусли-мовым, Р.З.Мухаметшиныы, М.Г.Ованесовым, А.С.Пантелеевым, И.Г.Пермяковым, В.П.Родионовым, М.М.Саттаровым, Б.Ф.Сазоновым, Е.Ы.Смеховым, С.'А.Султановым, В.А.Сусловым, М.Л.Сургучевым, В.И.Тульбовичем, Р.Т.Фазлыевым, Э.М.Халимовым, НЛ.Хайредино-выы, Е.Н.Шевкуновым, И.Н.Щустефом, Ы.Ы.Элланским и др.доказывают, что- залежи нефти в карбонатных коллекторах характеризуются широкими интервалами изменения условий залегания, геолого-физических и физико-химических свойств пластов и насыщающих их . флюидов и, как следствие, значения текущих и конечных технологических показателей разработки имеют значительную вариацию. Это указывает на необходимость раздельного подхода к анализу, проектированию, контролю и регулированию процесса нефтеизвлечения в условиях конкретных объектов.

Подавляющее большинство опубликованных работ посвящено изучению геологического строения и обобщению опыта разработки высокопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах Восточного Предкавказья, Пермской, Куйбышевской, Оренбургской областей, Предуральского прогиба Башкирской ССР. Значительно меньше внимания уделялось вопросам анализа и проектирования систем разработки сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

В связи с этим, исходя из наличия комплекса г .¡лого-прош-слового материала, необходимого для решения поставленного круга задач, было отобрано 595 объектов 164-х месторождений.

В тектоническом отношении объекты приурочены к Нижнекамской системе линейных дислокаций, Альметьевской и Белебеевско-Шкаповской вершинам Татарского свода, Бирской и Бабкинской седловинам, Башкирской и Пергзкой вершинам Пермско-Башкирского свода; Верхнекамской впадине; Юго-Восточному склону Русской платформы; Вельской и Мелекесской впадинам; Кигупевско-Оренбур-гскому своду, Абдуллинскому прогибу. В стратиграфическом - к калиновской свите казанского яруса, кунгурскому, артинскому, сакмарскому, ассельскому'ярусам пермской системы; подольскому, каширскому, верейскому горизонтам московского яруса, мелекесс-кому горизонту башкирского яруса, кизеловскому, черепетскому, упинскому, малевскому, заволжскому горизонтам турнейского яруса каменноугольной системы; данковскому и лебедянскому горизонтам фаменского яруса, елецкому и задонскому горизонтам фаменского яруса, кыновскому, Пашийскому горизонтам франского яруса, муллин-скпм слоям живетского яруса, бийскому горизонту эйфельского яруса девонской системы.

На первом этапе с использованием метода главных компонент было проведено группирование всех 595-ти объектов по тршдоцати параметрам, определение которых производится с достаточной степенью точности на стадии проведения геологоразведочных рабс.х.

Анализ результатов решения показал, что группирование вполне надежно можно осуществить в осях четырех главных компонент,каждая из которых при этом носит содержательный характер, поддается смысловой интерпретации и включает в себя тот или иной фактор, отражающий конкретные геолого-физические и. физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов.

Рассмотрение объектов в осях первых четырех главных компонент позволило выделить восемнадцать наиболее представительных групп. По каждой дана качественная характеристика, выявлены особенности и проведено разделение по характерным интервалам изменения параметров, которые выделялись исходя из средних значений параметров гипотетических залежей, наилучшего разделения "средних" объектов и законов распределения геологических параметров групп залежей.

Анализ выделенных групп объектов в зависимости от стратиграфической приуроченности показал довольно четкое разделение объектов, приуроченных к крупным стратиграфическим единицам. В пределах мелких наблюдается как сходство, '*ак и различие залежей по рассмотренным характеристикам.

Рассмотрение тектонической приуроченности объектов показало, что, с одной стороны.имеется явная тенденция к разделению, с другой стороны, такое разделение отсутствует из-за наличия переходных областей на границе, разделяющей тектонические элементы. В то же время имеет место разделение объектов,приуроченных к одним и тем же тектонико-стратиграфическим элементам..

Последуюпее использование дискриминантного анализа позволило произвести более четкое разделение объектов и убедиться в правильности проведенного группирования. В осях четырех канонических переменных были выделены зоны наиболее вероятного сосредоточения объектов каждой группы и определены центры группирования, что является основой для выбора залежей-аналогов, находящихся длительное время в разработке, для залежей, выходящих из разведки.

На втором этапе была проведена глубокая идентификация 304-х низкопродуктивных объектов по двадцати девяти характеристикам с включением показателей, отражающих степень и интенсивность геологической неоднородности объектов по различным параметрам.

Проведенный расчет с использованием МГК и последующее представление объектов в осях пяти главных компонент, которые объясняют свыше 605? общей дисперсии параметров, позволили выделить четырнадцать относительно однородных груш объектов.

Анализ главных компонент показал, что каждая из них отражает свойства геологических объектов на различных иерархических уровнях.

Последующее использование дискриминантного анализа и представление выделенных групп объектов в осях канонических переменных также позволили убедиться в правильности проведенной идентификации и на базе этого предложить методику выделения объектов и поиска аналогов для залежей, находящихся в разработке.

Изучение уравнений канонических переменных позволило установить параметры, принимающие наибольшее участие в разделении объектов на группы в условиях различных стратиграфических систем, что необходимо учитывать при решении различных задач геологии и разработки.

Сопоставление вариантов группирования показало, что выделение групп объектов с использованием ограниченного количества геологических параметров без учета геологической неоднородности носит в большш.стве своем приближенный характер и требует уточнения по мере получения дополнительной информации об объекте. Однако в отдельных случаях надежное отнесение объектов в ту или иную группу возможно уже в ранней стадии разработки.

Сравнение технологических показателей и применяемых систем разработки по залежам с различной продуктивностью позволили установить, что при значениях коэффициента продуктивности более 10 т/сут.МПа процесс извлечения нефти протекает достаточно эффективно при использовании традиционных систем разработки, применяемых на залежах с терригенными коллекторами.

При значениях коэффициента продуктивности менее 10 т/сут.МПа •удовлетворительные технико-экономические показатели достигаются при более плотных сетках скважин и интенсивных системах заводнения.

В связи с этим для определения стратегии разработки новых залежей была предложена методика качественной оценки продуктивности по косвенным данным для стадии составления первых проектных документов по разработке. Методика основана на использовании уравнений дифференциальных функций.

Вторая глава посвящена изучению эффективности процесса нефтеизвлечения при разработке залежей на естественных режимах. Изучение осуществлялось раздельно по 14-тцвыделенным группам объектов.

В условиях слабой освещенности залежей гидродинамическими исследованиями определение степени взаимодействия скважин про-игводилось с использованием диагностического метода группо-

вого учета аргументов, основанного на анализе временных рядов дебитов добывающих скважин.

Установлено, что при расстояниях между скважинами более 400 метров около 90$ их не испытывают взаимодействия и лишь 10% характеризуются слабой интерференцией. При уменьшении расстояний до 300 метров появляются скважины хорошо взаимодействующие, однако их количество незначительно. Дальнейшее уменьшение расстояний до 200 метров приводит к существенному снижению количества невзаимодействующих скважин до Ь0>% , а около 10-15% характеризуются хорошим взаимодействием.

Сравнение распределений значений корреляционных отношений между дебитами реагирующих и возмущающих скважин (по которым определялась степень интерференции) до и после проведения соляно-кислотных обработок показало отсутствие увеличения относительного количества взаимодействующих скважин, что указывает на незначительную глубину проникновения кислоты в пласт по сравнению с расстояниями между скважинами.

Рассмотрение значений корреляционных отношений в координатах коэффициент продуктивности-расстояние между скважинами позволило получить зависимости для приближенной оценки степейи допустимого разряжения сетки добывающих скважин на участках с различной продуктивностью.

В этих условиях на первом этапе изучение динамики добычи нефти и выявление закономерности процесса нефтеизвлечения осуществлялись раздельно по скважинам, дебит которых снизился до минимально рентабельного. Для условий калдаой группы в координатах дебит-время были подобраны функции, описывающие наилучпиг.: образом процесс добычи нефти с учетом продуктивности скважин. На

базе проведенных исследований созданы номограммы, позволяющие осуществлять прогнозирование по- значениям начальных коэффициентов продуктивности текущей годовой добычи нефти, извлекаемых запасов, с учетом величины минимально рентабельного дебита и сроков эксплуатации скважин.

Полученные результаты указывают на необходимость дифференцированного подхода при решении задач разработки и позволяют проводить экспресс-расчеты технологических показателей по многочисленным мелким и средним залежам в условиях отсутствия представительной геолого-промысловой информации, оценивать эффективность применения методов воздействия на призабойную зону скважин и пласт в целом и т.д.

При решении .задач, направленных на повышение эффективности процесса разработки,важно знать степень и характер выработки запасов по площади залежей. В условиях отсутствия взаимодействия между скважинами каждая из них рассматривалась как единичный объект эксплуатации, обладающий своими удельными балансовыми запасами в пределах условно выделенной зоны дренажа. По каждой скважине оценивалась величина извлекаемых запасов и конечная нефтеотдача в пределах условно вцделенной зоны дренажа.

Установлено, что на величину конечной нефтеотдачи существенное влияние оказывает продуктивность залежей, однако характер ее влияния в условиях разных групп объектов различен, что объясняется особенностями геологического строения, степенью активности подошвенных и законтурных вод, а также различной плотностью сетки скважин и вариацией удельных балансовых запасов. Внутри каждой группы также отмечается значительное влияние удельных балансовых запасов на нефтеотдач/• На всем интервале изменения удельных балансовых запасов от 50 до 800 тыс.т

происходит постоянное снижение величины конечной нефтеотдачи, что существенно отличает эти зависимости*от аналогичных, полученных в условиях терригенных и высокопродуктивных карбонатных коллекторов. Так, например, в условиях высокопродуктивной тур-нейской залежи Щелкановского месторождения имеет место предел величины удельных балансовых запасов, равный 250 тыс.т, ниже которого прирост нефтеотдачи значительно снижается. Это объясняется интерференцией скважин. В условиях анализируемых объектов такая граница отсутствует.

Последующий анализ совместного влияния коэффициента продуктивности и удельных балансовых запасов на конечную нефтеотдачу условно выделенных зон дренажа позволил получить ряд формул и построить номограммы для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи, оценки эффективности применения методой, направленных на повышение эффективности разработки залежей.

Как показали промысловые эксперименты, отдельные залежи или участки анализируемых месторождений будут разрабатываться на естественных режимах, поскольку организация закачки воды в пласты не всегда приносит желаемые результаты. Причиной тому является низкая продуктивность и линзовидное строение нефтена-сыщенных пород-коллекторов, при которых добывающие скважины не испытывают положительного влияния нагнетаемой воды.

Поэтому на основе Проведенных исследований предложена методика выбора плотности сетки скважин, основанная на использовании номограмм, которые позволяют установить зоны раэбурива-ния и плотность сетки скважин на них с целью достижения удовлетворительных показателей по значениям коэффициента продуктивности, эффективной нефтенасьпценной толщины, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, плотности нефти с последующим

проведением технико-экономических расчетов.

Анализ полученных зависимостей показал, что, например,при средних значенгтх геологических параметров для достижения конечной нефтеотдачи, равной 0,2, по объектам трещиноватых фаменских известняков плотность сетки скважин должна быть 36 га/скв., а в условиях высокопористых, но низкопроницаемых трещинно-поровых известняков каширо-подольского возраста - 9 га/скв. Иначе говоря, и здесь подтверждается вывод о необходимости обязательной дифференциации объектов при решении задач разработки.

На втором этапе осуществлялось изучение раздельного влияния геолого-технологических параметров на конечную нефтеотдачу залежей в пределах каждой группы объектов, поскольку коэффициент продуктивности и удельные балансовые запасы включают в себя комплекс параметров.

Это изучение осуществлялось на основе анализа парных связей и геолого-статистических моделей с проведением анализа причинно-следственных связей.

Значения конечной нефтеотдачи залежей или отдельных участков оценивались исходя из полученных эмпирических зависимостей. При моделировании в качестве аргументов рассматривалось свыше 30-ти геолого-технологических параметров. Использовались метод группового учета аргументов, шаговый регрессионный анализ, регрессия по главным компонентам. Наилучшие модели получены с помощью метода группового учета аргументов.

Моделирование осуществлялось при различном объеме геолого-промысловой информации с целью получения возможности использования моделей не только в стадии активной разработки, т.е. после полного разбуривания залежей, но и на стадии составления первых проектных документов.

Анализ погрешностей показал, что погрешности моделей, построенных в целом по всем объектам , существенно выше, ;ем погрешности моделей, построенных раздельно по группам, и естественно, модели, построенные с использованием ограниченного объема промысловой информации,имеют большую погрешность, чем с использованием полного комплекса.

Последующее проведение причинно-следственного анализа на основе использования графов значимых связей*позволило дать физическую интерпретацию полученных моделей.

Установлено, что в пределах всех групп объектов существенное влияние на конечную нефтеотдачу оказывает плотность сетки добывающих скважин, причем вид сзязи во многом определяется геологическими особенностями объектов. Кроме плотности сетки скважин превалирующее влияние на величину выработки запасов нефти оказывают физико-химические свойства флюидов, толщишше свойства пласта и продуктивность. Характер влияния этих факторов на конечную нефтеотдачу однозначен в пределах всех групп объектов. Характер и степень влияния параметров, отражающих геологическую неоднородность,различны и объясняются взаимосвязью их с параметрами, оказывающими превалирующее влияние на процесс нефте-извлечения.

Та гам образом, полученные модели позволяют прогнозировать конечную нефтеотдачу в различных стадиях разработки, а также решать ряд других задач без использования коэффициента.продуктивности, который в процессе эксплуатации изменяется в широких пределах и определяется недостаточно часто.

Третья глава посвящена оценке продуктивности скважин и залежей по косвенным данным и ее использованию при решении задач разработки.

В условиях недостаточных объемов прямых определений продуктивности в практике геолого-промысловых исследований широко применяется определение ее по косвенным данным. Однако приемлемые модели.для условий анализируемых объектов в настоящее время отсутствуют. В связи с этим было проведено моделирование продуктивности скважин и залежей с созданием геологз-статисти-ческих моделей.

Одним из главных моментов при моделировании является выбор коэффициентов продуктивности, которые в наибольшей мере отражали бы реальные свойства пласта в точке вскрытия его скважиной, поскольку эти свойства могут существенно изменяться в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины, а также при проведении различных технологических операций.

В условиях слабой освещенности гидродинамическими исследованиями скважин и пластов время очистки призабойной зоны определялось по моменту выхода скважин на максимальный оптимальный дебит. Был проведен анализ по :двум группам скважин, которые были освоены с использованием солянокислотных"обработок и без использования.

Рассмотрение распределений скважин по времени выхода на максимальный оптимальный дебит показали, что время очистки при-забойных зон скважин различных групп объектов изменяется в значительных пределах, что объясняется геолого-физическими особенностями пород-коллекторов.

Выявлено, что в условиях практически всех групп объектов наблюдается сокращенное время очистки призабойной зоны после проведения солянокислотных обработок при освоении за счет нарушения поверхностно-молекулярных сил, которые имеют место в результате внедрения в пласт технической воды при бурении, прочно

удерживаемой капиллярными силами. В целом по всем объектам время очистки призабойной зоны составляет 116 сут, а с проведением солянокислотных обработок - 93 сут, т.е. время очистки сокращается в 1,25 раза.

Однако в условиях отдельных наиболее трещиноватых объектов турнейского и фаменского ярусов солянокислотные обработки практически не приводят к сокращению времени достижения скважиной максимального оптимального дебита. По этим же объектам отмечается и наименьший срок выхода на максимальный оптимальный дебит без проведения солянокислотных обработок при освоении. Этот факт объясняется тем, что в процессе вскрытия пласта бурением промывочная жидкость проникает в пласт в основном по трещинам. После освоения скважины продукты бурения достаточно эффективно выносятся из пласта при создаваемых депрессиях. При этом поверхностно-молекулярные силы не играют•существенного значения и нет особой необходимости уменьшать их путем проведения солянокислотных обработок.

Показано, что динамика изменения коэффициента продуктивности во времени с момента освоения до момента выхода на максимальный оптимальный дебит по группам объектов довольно разнообразна. В условиях залежей с трещинно-поровыми коллекторами продуктивность растет равномерно, в условиях трещиноватых - характер несколько иной из-за того, что теш очистки максимален в начальный период, а. затем замедляется. В среднем по .скважинам всех объектов после пуска их в эксплуатацию и до момента выходч на. максимальный оптимальный дебит продуктивность их возрастает в 4,5 раза.

На основе исследований построены эталонные зависимости, которые позволяют:

- прогнозировать время очистки призабойной зоны скважины;

- прогнозировать увеличение коэффициента продуктивности во время очистки;

- оценивгть необходимость проведения воздействия на приза-бойную зону пласта;

- оценивать эффективность вскрытия пластов бурением при различных технологиях.

Поскольку коэффициент продуктивности в процессе эксплуатации не является величиной постоянной и существенно изменяется во времени под влиянием разных факторов, было проведено изучение изменения его после выхода скважин на максимальный оптимальный дебит с целью определения периода, когда коэффициент продуктивности в наибольшей мере отражает реальные свойства призабойной зоны пласта.

Установлено, что время стабилизации коэффициента продуктивности после выхода скважин на максимальный оптимальный дебит по разным группам объектов различно, различен и темп его снижения впоследствии. Так, например,к восьмому году эксплуатации скважин коэффициент продуктивности по ним снижается по сравнению с коэффициентом продуктивности, определенным в момент выхода на максимальный, оптимальный дебит,в 1,4-5,0 раз, а в среднем-в 2,5 раза.

Наименьшее снижение коэффициента продуктивности отмечается по скважинам, эксплуатирующим объекты турнейского яруса, которые характеризуются большей активностью законтурных и подошвенных под,и пластовое давление по ним падает менее интенсивно, чем бусловиях других групп объектов.

Наиболее интенсивно коэффициент продуктивности снижается в условиях более трещиноватых объектов за счет смыкания трещин

при снижении пластового давления, а также в условиях объектов, имеющих наибольшую вязкость пластовой нефти.

Многократное снижение продуктивности объясняется не только снижением пластового давления и упругими деформация!,га пород, так как, например, по данным В.М.Добрынина коэффициент проницаемости при снижении пластового давления на Ю filia уменьшается в условиях порово-трещиноватых коллекторов лишь на 6-15$, но и снижением депрессии на пласт, уменьшением работающей толщины, многофазностыо потока фильтрующейся жидкости, отложением ас-фальто-смолистых веществ в призабойной зоне.

Проведение в этот период солянокислотных обработок в среднем в 1,5-2,0 раза повышает коэффициент продуктивности, однако тенденция снижения его во времени сохраняется.

На основании этого были установлены периоды, когда коэффициент продуктивности в наибольшей мере отражает реальные свойства призабойной,зоны,и при решении поставленных задач были использованы только те значения, которые определялись в этот период.

При построении моделей зависимости коэффициентов продуктивности и удельной продуктивности от геолого-промысловых параметров в целом по залежам различных групп использовался как полный комплекс имеющейся информации, так и ограниченный.

Использование метода группового учета аргументов позволило получить удовлетворительные геолого-статистические модели, которые позволяют проводить операцию диагностирования и уточнения значений продуктивности По косвенным данным как в ранней стадии разработки, когда геологическая неоднородность объектов не может быть оценена достаточно точно, та^й^после полного разбуривания

эалежей. При этом точность прогноза существенно повышается за счет использования дополнительной информации о пластах.

Анализ структур полученных моделей и изучение причинно-следственных с. таей позволили дать объяснение влияния различных параметров на продуктивность. Установлено, что основное влияние на изменение коэффициентов продуктивности и удельной продуктивности оказывают эффективная нефтенасыщенная толщина, средняя толщина нефтенасыщенных пропластков, доля пород-коллекторов в общей толщине пласта, вязкость и плотность пластовой нефти.

В промысловой практике часто возникает необходимость прогнозирования продуктивности по конкретным скважинам, что позволяет устанавливать степень загрязнения призабойной зоны пласта в процессе бурения, оценивать эффективность проведения методов воздействия на призабойную зону и т.д. Поэтому на следующем этапе было проведено моделирование продуктивности по скважинам. Показано, что не все из полученных моделей могут быть использованы для решения задач на количественном уровне ввиду существенных погрешностей. В этом случае, зависимости позволяют проводить лишь качественный анализ при сравнении групп скважин между собой. • '

В условиях анализируемых объектов в некоторых скважинах осуществляется совместная эксплуатация двух и более горизонтов. При этом важно знать,насколько изменяется продуктивность скважин в результате совместной эксплуатации по сравнению с раздельной.

Было выделено три представительных группы скважин и по ним сопоставлены значения коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации, которые определялись по данным гидродинами-

ческих исследований со значениями суммарных коэффициентов продуктивности при условии раздельной эксплуатации пластов кото-рте рассчитывались с использованием полученных моделей.

Установлено, что по отдельным скважинам снижение продуктивности достигает 50%, а в среднем - 26%, причем при совместной эксплуатации трех пластов одной скважиной .степень снижения продуктивности в среднем на 8% больше, чем при совместной эксплуатации двух пластов.

Последующее проведение технико-экономических расчетов позволяет решать вопрос о выделении эксплуатационных , ^изонтов в условиях многопластовости месторождений, аналогичных исследованным.

Четвертая глава посвящена геолого-технологическому обоснованию выбора скважин и технологий с целью повышения эффективности проведения солянокислотных обработок, которые являются одним из основных методов воздейст1ия на призабойную зону скважин залежей в карбонатных коллекторах, несмотря на то, что успешность их составляет лишь 30-80% по различным объектам, а в половине скважин затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью.

Это объясняется двумя основными причинами:

- разработанные технологии проведения обработок не учитывают всех сторон особзнностей механизма воздействия солянокислотных растворов на карбонатный коллектор;

- работы по выбору скважин для воздействия, по разработке и соблюдению технологий обработок в конкретных геолого-физических условиях пластов проводятся на промыслах не на должном уровне.

В связи с этим было проведено обобщение опыта применения

солянокислотных обработок в разных промысловых условиях пр:- различных технологиях с выявлением параметров, оказывающих превалирующее влияние на эффективность воздействия, и последующей формализацией процесса на основе моделирования.

В качестве функций рассматривались: успешность обработок, относительный и абсолютный приросты дебитов и общий прирост добычи нефти в результате проведения солянокислотных обработок.

В качестве аргументов использовалось 28 параметров, отражающих геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов, условия залегания, особенности работы скважин и залежей, технологию проведения возчействия.

Расчеты, проведенные с использованием последовательной процедуры Вальда, позволили выявить на качественном уровне информативные параметры, оказывающие основное влияние на успешность проведения солянокислотных обработок в пределах вцделенных групп объектов и установить условия успешного применения этого вида воздействия на призабойную зону. При этом под успешным воздействием понималась операция, при проведении которой вероятность получения дополнительной добычи нефти составляет более 50%.'

Для получения однозначного ответа на вопрос об успешности воздействия при диагностировании скважин были рассчитаны значения суммарных диагностических коэффициентов. В результате анализа распределений этих коэффициентов были вццелены интервалы, в которых успешность оценивается однозначно. Это позволяет путем регулирования технологических параметров воздействия переводить скважины в зоны с максимальной вероятностью получения эффекта.

Поскольку приблизительно в половине скважин затраты на проведение солянокислотных обработок не окупаются дополнительно

полученной нефтью,важное значение имеет количественное прогнозирование эффекта. В связи с этим было проведено геолого-статнстн ческое моделирование эффективности солянокислотных обработок, которая отражалась с помощью различных показателей путем использования многомерного регрессионного анализа. Средние значения абсолютных погрешностей моделей, полученных на основе использования полного комплекса имеющейся промысловой информации,составили: при расчете относительного прироста дебита нефти - 77%; при расчете абсолютного прироста дебита нефти - 36 т/мес; при расчете общего прироста добычи нефти - 157 т, т.е. полученные зависимости имеют в большей мере количественно-качественный характер. Несмотря на то, что относительные погрешности составляют 30-40%, данные модели могут быть использованы при выборе скважин для воздействия путем сравнения их по значениям какого-либо показателя. Планирование приростов дебитов и добычи нефти по отдельным скважинам при этом может привести к значительным погрешностям, однако прогнозирование этих показателей по группам из 5-7 скважин дает вполне приемлемые результаты.

Анализ моделей показал, что в условиях скважин разных групп объектов набор параметров, определяющих эффективность обработок, различен, различен и вклад этих параметров. Однако характер влияния вошедших в модели параметров,как правило, идентичен.

В скважинах, имеющих лучшие коллекторские свойства, эффективность обработок выше. Это находит отражение в том, что с ростом коэффициентов продуктивности,.эффективной нефтенасыщен-ной толщины, средней толщины нефтенасыщенных пропластков, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности показатели эффективности увеличиваются. Этот факт объясняется более глубоким проник-

новением активной кислоты в пласт по сравнению с теми скважинами, в которых коллекторские свойства хуже.

С увеличением вязкости и плотности пластовых нефтей эффективность обрабо ок снижается, что объясняется увеличением толщины и прочности пленки нефти на поверхности пористой среды и ограничением доступа кислоты к породе.

С течением времени по мере увеличения обводненности добываемой продукции, накопленной добычи нефти, степени выработки запасов и снижения пластового давления эффективность воздействия снижается.

Среди технологических параметров наблюдается закономерное увеличение эффективности с ростом объема и относительного объема закачиваемой кислоты, давления закачки и концентрации соля-нокислотного раствора. Это позволяет путем изменения их значений регулировать получение того или иного эффекта.

При построении моделей с использованием ограниченного объема информации были исключены параметры, определение которых либо вызывает некоторые трудности, либо производится недостаточно часто. Погрешности полученных при этом моделей увеличились в среднем на 8 , 28 , 2355 соответственно.

При выборе скважин для воздействия с использованием полученных моделей возможны варианты, при которых скважины неоднозначно будут характеризоваться по планируемой эффективности. Выбор скважин в этих условиях может производиться исходя из целей пользователя по какому-л 160 одному показателю. Однако более объективным выбор скважин будет в том случае, если показатель эффективности будет включать в себя все три используемых параметра, т.е. будет комплексным. Для решения этой зпдячи, а также для определения вклада параметров в эффективность обработок был ис-

пользован метод канонических корреляций.

Относительно высокие значения канонических коррелгций полученных уравнений канонических переменных позволяют использовать их для целей оценки и прогнозирования эффективности солянокислот-ных обработок.

Анализ весовых коэффициентов векторов множественной корреляции позволил ранжировать параметры, вошедшие в модели, дать физическую интерпретацию и выявить основные параметры, определяющие эффективность солянокислотного воздействия, в условиях различных групп объектов. Все это является основой для требований к точности определения тех или иных параметров. •

Аналогичные модели построены при использовании ограниченного объема информации. .

Установлено, что коэффициент продуктивности, извлекаемые запасы и текущее пластовое давление являются довольно информативными Параметрами. Отсутствие их в моделях позволяет с меньшими расходами на проведение промысловых исследований оценить эффективность, выбрать скважины для воздействия и параметры обработки. Однако точность прогноза при этом будет ниже.

Пятая глава посвящена геолого-технологическому обоснованию применения различных систем заводнения с целью повышения эффективности процесса нефтеизвлечения.

В условиях анализируемых объектов заводнение продуктивных пластов осуществляется лишь на отдельных участках и в опытных масштабах.

Как показывают промысловые исследования,эффективность закачки воды в пласты не всегда достаточно высока и в отдельных случаях отсутствует. Наряду с увеличением дебитов добывавших скважин, окружающих нагнетательные, наблюдается и отсутствие

этих изменений. При удачном расположении очагов для заводнения конечная нефтеотдача на отдельных участках достигнет 30-40?.

На первом этапе изучение влияния процесса нагнетания на эффективность процесса нефтеизвлечения проводилось путем анализа временных рядов месячной добычи нефти скважин, находящихся вблизи нагнетательных, и месячной закачки воды. Оценка степени и времени реагирования добывающих скважин на закачку воды проводилась путем анализа изменения взаимно-корреляционных функций во времени, анализа кривых в координатах месячная добыча нефти-накоплешая добыча нефти и изменения обводненности добываемой продукции во времени.

В результате были выделены скважины, реагирующие на закачку воды и не реагирующие. Анализ влияния геолого-технологических параметров на эффективность заводнения проводился раздельно по 8-мигруппам скважин.

Количественно эффективность, заводнения выражалась через вероятность эффективного заводнения - процент скважин, испытывающих влияние закачки, к общему количеству скважин, попавших в данный интервал изменения параметра.

Выделение информативных параметров проводилось с использованием критериев Кульбака, а также введенных новых критериев, первый из которых представляет отношение интервала с 0 и 100% вероятностью эффективного заводнения к общему диапазону изменения параметра по осредненным зависимостям, а второй - отношение числа скважин, попавших в интервал с 0 и 100% вероятностью эффективного заводнения к общему числу скважин.

Анализ показал . полное отсутствие эффективности закачки воды в законтурные скважины.

При использовании внутриконтурного заводнения вероятность

эффективного :аводнения по различным группам скважин изменяется от 31 до 100%, а з среднем составляет 54%.

Высокая вероятность эффективного заводнения (все скважины опытного участка отреагировали на закачку воды) в условиях залежей каширо-подольского возраста Арланского месторождения объясняется применением высоких давлений нагнетания, равных вертикальному горному, в начальный период. При этом вначале наблюдался катастрофический прорыв воды, однако последующее снижение . давления закачки позволило снизить обводненность, но дебиты оставались достаточно высокими. Прогнозная нефтеотдача при этом составляет 30$, т.е. в два раза выше по сравнению с разработкой на естественном режиме.

В условиях верейских залежей независимо от того, закачивается ли вода в нагнетательных скважинах только в этот пласт или совместно и в пласты башкирского яруса, все добывающие скважины испытывают влияние закачки. Это говорит о возможности разработки этих объектов с использованием традиционных плотностей сеток скважин по аналогии с терригенными коллекторами. Конечная нефтеотдача этих'песчанистых, хорошо выдержанных известняков на относительно продуктивных участках составит 20-40%.

Анализ влияния геолого-технологических параметров на вероятность эффективного заводнения по различным группам скважин турнейского и башкирского ярусов показал, что с увеличением эффективной нефтенасыщенной толщины, средней толщины нефтенаснпцен-ных пропластков, коэффициентов пористости и уменьшением количества нефтенасыщенных пропластков как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, а также со снижением расстояния между ними вероятность эффективного заводнения закономерно растет. При этом выделены условия наиболее "успешного применения внутрикон-

турного заводнения.

Дня большей дифференциации скважин с целью получения однозначного ответа на вопрос об эффективности закачки воды в условиях каждой гр;> .ты был введен параметр эффективного заводнения, который отражает в комплексе влияние наиболее информативных параметров на вероятность эффективного заводнения. Использование этих параметров позволяет существенно повысить точность однозначного ответа на вопрос о вероятности эффективного заводнения.

На базе полученных зависимостей установлены минимальные и критические значения параметров эффективного заводнения, использование которых позволяет оценивать эффективность закачки воды на участках с различной геологической характеристикой, а также обоснованно выбирать очаги для организации закачки воды с целью повышения степени выработки запасов нефти.

Сравнительный анализ показал, что в условиях отдельных объектов турнейского яруса практически не наблюдается изменения критических и минимальных значений параметра эффективного заводнения с увеличением давлений нагнетания до 0,7 вертикального горного.

В условиях объектов башкирского яруса отмечается отрицательное влияние совместной закачки воды в башкирские и верейские отложения. В данных условиях необходима раздельная закачка воды прежде всего для улучшения условий выработки залежей башкирского яруса.

На основе получение результатов для 4-х групп объектов предложены номограммы, позволяющие ориентировочно выбирать расстояния между добывающими и нпгнетательными скважинами, на стадии составления первых проектных документов с целью повышения эффективности закачки воды в продуктивные пласты.

С теоретической и практической точек зрения важно знать степень выработки запасов не только по площади залежей, но и по разрезу продуктивных отложений.

По нагнетательным скважинам турнейского яруса было изучено влияние различных параметров на козффициент охвата пласта закачкой по толщине и вариацию профиля приемистости как отдельно по скважинам, так и в целом по различным участкам. На основе анализа установлено, что при давлениях закачки от 0,4 до 0,7 вертикального горного превалирующее влияние на изменение коэффициента охвата и вариации профиля приемистости оказываю геологические параметры. Так, например, с увеличением перфорированной толщины пласта, эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициента расчлененности и неоднородности пластов по различным параметрам коэффициент охвата закачкой по толщине пласта снижается, а вариация профиля приемистости растет.

Модели, построенные иак по скважинам, так и по участкам,в целом позволяют прогнозировать эти параметры по косвенным данным при отсутствии данных потокометрических исследований и различных объемах геолого-промысловой информации.

Изучение эффективности процесса нефтеизвлечения по участкам турнейских залежей Знаменского месторождения позволило установить, что й отдельных случаях конечная нефтеотдача достигнет 50% на участках с относительно благоприятной геологической характеристикой, плотной сеткой скважин и отношением количества добывающих скважин к нагнета-тельным 2:1, хотя в целом по месторождению нефтеотдача составит лишь 30% при плотности сетки около 20 га/скв. При разработке на естественном режиме нефтеотдача составила бы около 15%.

Установлено, что конечная нефтеотдача и ее прирост за счет

организации внутриконтурного заводнения по сравнению с разработкой на естественном режиме вше на участках, имеющих более плотную сетку скважин, меньшие значения отношения количества добывающих скважин к нагнетательным, большую среднюю толщ;,:.у нефтенасыщенных пропластков и меньшую геологическую неоднородность по различным параметрам. Причем, прирост нефтеотдачи выше на участках, на которых нефтеотдача при разработке на естественных режимах и при заводнении больше.

Геолого-статистические модели, полученные в условиях данного месторождения, позволяют прогнозировать конечную нефтеотдачу и ее прирост при организации заводнения как на участках уже разбуренных и находящихся в эксплуатации, так и не введенных в активную разработку.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании исследований, посвященных геолого-технологическому обоснованию повышения эффективности разработки низкопродуктивных, сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных . коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, получены следующие основные результаты и выводы.

I. На основе изучения особенностей геологического строения залежей нефти разработан, алгоритм группирования объектов разработки и проведена их дифференциация по продуктивности, по параметрам, имеющимся на стадии составления первых проектных документов, по разработке, а также по полному комплексу имеющейся геслого-промысловой информации, что позволяет обоснованно решать различные вопросы повышений эффективности разработки в различных стадиях при разных объемах геолого-промысловой информации. На базе этого предложена методика выбора залежей-анало-

гов, находящихся длительное время в разработке, для залежей, выходящих из разведки, а также методика выделения относительно однородных групп объектов, находящихся в разработке по комплексу информации..

2. Проведено сравнение выделенных групп объектов по параметрам, отражающим геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов, условия залегания, дана характеристика особенностей каждой из них, выявлены основные отличия геологического строения. Определена степень влияния параметров и коэффициентов геологической неоднородности на дифференци-руемость залежей в условиях различных груш объектов и установлено, что ввделение объектов с использованием ограниченного количества геологических параметров без учета геологической неоднородности носит в большинстве случаев приближенный характер и требует уточнения по мере получения дополнительной информации об объекте.

3. Предложено использовать введенные комплексные параметры неоднородности по различным показателям, позволяющие однозначно характеризовать объекты разработки. Для условий различных стратиграфических систем установлены наборы геологических параметров, а также определяй степень их информативности, что необходимо учитывать при выделении объектов для решения различных задач геологии и разработки.

4. Установлено, что при оуяествущих плотностях оеток скважин и при разработке,залежей без организации искусственного заводнения около 90$ скважин не испытывают гидродинамического взаимодействия, иногда даже при расстояниях 150-200 м, что косвенно указывает на наличие недренируемых зон между ними и необходимость дораэбуривания залежей. Получена зависимость степени гидродинамического' взаимодействия; от" продуктивности и расстояний

между добывающими скважинами, которая позволяет установить минимальные пределы разряжения плотности сетки скважин.

5. Посредством изучения динамики добычи нефти проведена адаптация и выявлены для условий разных групп объектов наиболее приемлемые эмпирические методы, основанные на использовании характеристик истощения-вытеснения.

Предложен экспресс-метод расчета технологических показателей разработки дифференцированно по группам объектов на базе использования значений начальной продуктивности залежей. Метод позволяет рассчитывать и прогнозировать по участкам и залежам с различной продуктивностью, разрабатываемых на естественных режимах, начальный годовой дебит скважин, изменение текущей годовой добычи нефти и нефтеотдачи во времени, извлекаемые запасы и конечную нефтеотдачу, сроки эксплуатации до предела экономической рентабельности и может быть использован для оценки эффективности применения методов воздействия на призабойную зону и пласт в целом, для осуществления контроля за процессом нефте-извлечения, для определения залежей и участков, разбуривание которых будет экономически оправдано.

Созданы геолого-статистические модели, позволяющие прогнозировать. конечную нефтеотдачу без использования продуктивности как в ранней стадии разработки по параметрам, определение которых возможно на стадии проведения геологоразведочных работ, так и в стадии активной разработки с использованием полного комплекса имеющейся геолого-промысловой информации. Предложена методика оценки конечной нефтеотдачи объектов при отсутствии однородной информации и длительном их разбуривании. Дана физическая 'интерпретация полученных моделей на основе рассмотрения причинно-следственных связей между геолого-технологическими парамет-

рами в условиях разных групп о^ктов.

6. Выявлено, что с ростом степени трещиноватости и активности подошвенных и законтурных вод при прочих равных условиях увеличивается текущая добыча нефти, извлекаемые запасы, текущая и конечная нефтеотдача, сокращаются сроки разработки месторождений, а при разработке на естественных режимах для достижения одинаковой нефтеотдачи скважины на залежах с трещинно -поро-выми коллекторами должны располагаться плотнее, чем на залежах

с чисто трещинными коллекторами.

7. Предложена методика выбора плотности сетки добывающих скважин при разработке залежей на естественных режимах. Методика позволяет оценивать эффективность и целесообразность разбу-ривания участков с крайне неблагоприятной геологической характеристикой. Установлена необходимость дифференцированного выбора плотности сетки скважин как между, так и внутри вццеленных групп объектов.

8. Определены периоды работы скважин, в которых коэффициент продуктивности, определенный по данным гидродинамических исследований, в наибольшей мере отражает реальные свойства пластов

в точке вскрытия их скважиной. Установлено, что эти периоды, характер и время очистки призабойной зоны скважин от продуктов бурения различны в условиях разных групп объектов и во многом зависят от геолого-гидродинамических особенностей объектов. Выявлено положительное влияние проведения солянокислотных обработок при освоении скважин, которые в условиях трещинно-поровых коллекторов позволяют в среднем снизить время очистки призабойной зоны в 1,25 раза, однако в условиях трещиноватых коллекторов, где очистка происходит более интенсивно, эти обработки практически не приводят к снижению времени очистки.

Предложена методика, позволяющая приближенно оценивать время очистки призабойной зоны, увеличение коэффициента продуктивности в период очистки ПЗП, необходимость проведения воздействия на призабойную зону с целью интенсификации процесса нефте-извлечения, эффективность вскрытия пластов бурением при различных технологиях. .

9. Построены модели, позволяющие осуществлять прогнозирование коэффициентов продуктивности и удельной продуктивности по косвенным данным скважин и залежей как на стадии выхода месторождений из разведки, так.и в процессе разработки.

10. Оценена степень снижения коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной, что позволяет после проведений технико-экономических расчетов производить обоснованное выделение эксплуатационных горизонтов.

11. Выделены критерии и условия наиболее успешного применения солянокислотных обработок скважин, и на основе этого разработана методика качественной оценки успешности проведения воздействия для различных объектов, позволяющая сократить количество неэффективных операций путем обоснованного выбора скважин и подбора соответствующих технологических параметров обработок.

12. Разработана методика качественно-количественной оценки эффективности солянокислотного воздействия, основанная на использовании созданных геолого-статистических моделей зависимости относительного, абсолютного приростов дебитов и общего . ' прироста добычи нефти по скважинам, а также комплексного параметра, включающего все три показателя от геолого-технологических параметров. Методика предполагает использование как полно-

го комплекса имеющейся геолого-промысловой информации, так и ограниченного зе объема.

На основе комплексного анализа выявлены параметр!, оказывающие превалирующее влияние на эффективность обработок.

13. Для прогнозирования эффективности применения внутри-контурного заводнения в различных геологических условиях предложен комплексный параметр эффективности заводнения, полученный на основе выделения наборов наиболее информативных геолого-технологических параметров и выявления степени и характера их влияния на эффективность закачки воды. На базе этих результатов разработана методика выбора добывающих скважин для перевода их в нагнетательные по залежам, находящимся в разработке, а также методика выбора расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами на стадии составления первых проектных документов по разработке для условий групп объектов в турнейском и башкирском ярусах исходя из особенностей геологического строения объектов внутри групп с целью повышения эффективности процесса нефтеизвлечения при режиме вытеснения нефти водой.

14. Доказано, что при совместной разработке залежей башкирского яруса и верейского горизонта.необходимо осуществлять раздельную закачку воды прежде всего для улучшения условий выработки залежей башкирского яруса.

15. Выявлено существенное влияние на конечную нефтеотдачу отдельных объектов при режиме вытеснения нефти водой отношения коэффициента охвата пласта закачкой к вариации профиля приемистости, которое характеризует равномерность фронта вытеснения,

и установлено, что геологические параметры оказывают болыиэе влияние на изменение этого отношения по сравнению с давлением закачки при вариации его от. 0,4 до 0,7 вертикального горного

давления. Для прогнозирования коэффициента охвата пласта закачкой по толщине и вариации профиля приемистости как по скважинам, так и по залежам в целом по косвенным данным предложены геолого-статистические модели, созданные при использовании различных объемов геолого-промысловой информации и позволяющие проводить диагностическую процедуру при отсутствии потокометрических ис -следований нагнетательных скважин.

16. Построены геолого-статистические модели зависимости конечной нефтеотдачи и ее прироста при организации внутриконтур-ного заводнения от геолого-технологических параметров, позволяющие прогнозировать эти величины по объектам, аналогичным исследованным как на стадии выхода их из разведки, так и в стадии активной разработки, а также решать ряд других задач, направленных на повышение эффективности процесса вытеснения нефти водой.

17. Проведенное исследование, полученные результаты, методики и выводы позволяют решать различные.задачи при проектировании, анализе, контроле и регулировании процесса разработки низкопродуктивных, сложнопостроенных залежей в карбонатных коллекторах с целью повышения эффективности процесса нефтеизвлечения.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Мухаметшин В.Ш. Исследование влияния некоторых факторов на нефтеотдачу залежей в карбонатных коллекторах //Пробл.использ. хим.средств с целью увеличения нефтеотдачи: Тез.докл.седьмой респ. межотрасл.науч, -практ.конф.- Уфа, 1983. - С.68-69

2. Мухаметшин В.Ш. Оценка конечной нефтеотдачи турнейских залежей Башкирии на ранней стадии их изученности //Пробл.использ. хим.средств с целью увеличения нефтеотдачи: Тез.долл.седьмой респ. межотрасл.науч. -практ. конф.- Уфа, 1983.- С.61-64.

3. Мухаметшин В.Ш. О выборе плотности сетки скважин по залежам с трудноизвлекаемыми запасами //Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Реф.науч. -техн.сб./ ВНИИЭЭНГ.- 1984,- № I.- С.3-4.

4. Мухаметшин В.Ш., Токарев М.А. Влияние степени дренирования карбонатных залежей на нефтеотдачу // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Реф.науч. -техн.сб./ ВНИИОЭНГ.- 1984,- № 3.-С.5-6.

5. Мухаметшин В.Ш. Об эффективности разработки каширо-по-дольских залежей нефти Лрланского месторождения //Цеп. во ВНИИОЭНГ, 1984.- № Ю55НГ-Д83.- 6 с.

6. Мухаметшин В.Ш., Котеиев О.А. Оценка конечной нефтеотдачи залежей при совместно-одновременной добыче нефти из скважин //Деп. во ВНИИОЭНГ, 1984.- № 1056нр- Д83,- 8 с.

7. Методика выбора плотности сетки скважин в условиях залежей платформенной Башкирии, сложенных карбонатными коллекторами, при естественном режиме истощения пластовой энергии // Стандарт ПО "Башнефть": СТ0-02-130-84/Н.Ш.Хайрединов, М.А.Токарев, В.Ш.Мухаметшин и др.- Уфа, 1984,- 16 с.

8. Мухаметшин В.Ш., Шамсуаров A.A. Классификация залежей нефти в карбонатных коллекторах Башкирии методой главных компонент с целью совершенствования применяемых систем разработки// Роль студенческой молодежи в ускорении науч. -техн.прогресса в нефт. и газовой промышленности: Тез.докл.35-й респ.науч. -техн. конф.студентов, аспирантов и мол.ученых.- Уфа, 1984. - С.28.

9. Хайрединов Н.Ш., Мухаметшин В.Ш. Методика выбора расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами при внутри-контурном заводнении залежей платформенной Башкирии, сложенных карбонатными коллекторами //Методическое пособие ПО "Башнефть". - Уфа, 1984. - 17 с.

10. Хайрединов Н.Ш., Мухаметшин В.Ш. Совершенствование методических приемов анализа и проектирования систем разработки залежей в карбонатных коллекторах с использованием вероятностно-статистических методов И Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтеотдаче: Тез.докл.четвертой Всес; конф.- Баку, 1984,- C.I20-I2I.

11. Мухаметшин В.Ш., Левченко B.C. Доразбуривание залежей нефти Башкирии в карбонатных коллекторах //Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ.- 1985,- № 3. - С.1-4.

12. Мухаметшин В.Ш., БилалсвФ.Р. Факторы, влияющие на эффективность заводнения залежей в карбонатных коллекторах башкиро -верейского возраста платформенной Башкирии// Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Реф.науч. -техн.сб./ВНИИОЭНГ. -1985. - № 4. - С.12-14.

13. Мухаметшин В.Ш. • 0 выработке запасов нефти турнейских залежей платформенной Башкирии//^Изв.вузов. Нефть и газ.-1984.- № 9. - С.35-39.

14. Хайрединов Н.Ш., Мухаметшин В.Ш. Классификация залежей нефти в карбонатных коллекторах платформенной Башкирии// Методическое руководство ПО "Башнефть". - Уфа, 1985. - 16 с.

15. Хайрединов Н.Ш., Мухаметшин В.Ш. Прогнозирование конечной нефтеотдачи залежей в карбонатных коллекторах платформенной Башкирии при разработке их на естественных режимах// Методическое руководство ПО "Башнефть".- Уфа, 1985. - 12 с.

16. Мухаметшин В.Ш., Котенев 13.А. Определение минимального количества скважин при оценке геологической неоднородности залежей//Тез.докл.одиннадцатой науч. -техн.конф.мол.ученых.-Пермь, 1985. - С.20.

17. Мухаметшин В.Ш. Оценка конечной нефтеотдачи залежей при решении задач проектирования и анализа разработки// Тез. докл.одиннадцатой науч. -техн.конф.мол.ученых.-Пермь, 1985.-С.46.

18. Мухаметшин В.Ш., Котенев Ю.А. Оценка конечной нефтеотдачи рифогенных месторождений Ишимбая по геолого-промысловым данным//Пробл.разработки нефт.месторождений: Тез.докл.респ. науч. -практ.конф.мол.ученых и специалистов.- Уфа, 1986. -

С.66-67.

19. Котенев Ю.А., Мухаметшин В.Ш. Прогнозирование и оценка эффективности различных видов солянокислотных обработок в карбонатных коллекторах рифовых массивов // Творческие возможности мол.нефтяников: Тез.докл.науч. -техн.конф.- Альметьевск, 1987..- С.75-76.

20. Мухаметшин В.Ш. Оценка конечной нефтеотдачи залежей в карбонатных коллекторах по геолого-промысловым даданм//Мефте-промысловое дело и транспорт нефти: Реф.науч. -техн.сб./ ВНШОЭНГ.- 1965.- № 12.- С.10-12.

21. Мухаметшин В.Ш., Шамсуаров A.A. Дифференциация залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах// Деп. в ВИНИТИ, 1988. - 4245-f,8.- 15 с.

22. Мухаметшин В.Ш. О необходимости дифференциального подхода к выбору плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах// Соверш.методов поисков, разведки и разработки нефт.и газовых месторождений: Тез.докл.науч. -техн.конф.-Пермь, 1989.- С.66-67.

23. Хайрединов Н.Ш., Мухаметшин В.Ш. Дифференциация залежей нефти в карбонатных коллекторах// Соверш.методов поисков,разведки и разработки нефт. и газовых месторождений: Тез.докл. науч. -техн.конф.- Пермь, 1989.- С.66.

24. Мухаметшин В.Ш., Билалов Ф.Р. Классификация объектов,

' приуроченных к карбонатным коллекторам нижнекаменноугольной системы Башкирии// Физиохимия и разработка нефтегазовых месторождений: Межвузовский науч. -темат.сб.- Уфа, 1989. - С.64-68.

25. Мухаметшин В.Ш. Оценка эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи залежей в карбонатных коллекторах// Пробл.повышения нефтеотдачи пластов: Тез.докл.Всес, науч. -техн.конф.мол.ученых и спец.- Уфа, 1989,- С.6.

26..Мухаметшин В.Ш., Шамсуаров A.A. Геолого-промысловое обоснование выбора методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи по залежам высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах// Пробл.разработки нефт.и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья: Тез.докл.межотрасл«науч. -техн. конф.- Астрахань, 1989. - С.52-53.

27. Мухаметшин В.Ш. Обоснование технологических параметров солянокислотных обработок скважин - важный этап на пути интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов //Пробл.

разработки нефт.и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья: Тез.докл.межотрасл.науч. -техн.конф.-Астрахань, 1989.- С.53-Б4.

28. Мухаметшин В.Ш. Динамика добычи нефти при разработке карбонатных коллекторов на естественном режиме// Науч. -произв. достижения нефт.пром-сти в новых условиях хозяйствования: Науч. -техн.информ.сб./ВНИИОЭНГ.- 1989.- S 7.- С.14-16.

29. Геолого-технологическое обоснование выбора скважин с целью повышения эффективности воздействия на призабойную зону сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах/В.Ш.Мухаметшин, А.М.Попов, А.М.Гончаров и др.// Методическое руководство ПО "Башнефть",- Уфа, 1989. - 29 с.

30. Мухаметшин В.Ш. Группирование нефтяных залежей и его использование для повышения эффективности разработки месторождений// Геол.нефти и газа.- 1989.- № II.- С.22-26.

31. Мухаметшин В.Ш., Арсланов И.Г., Ворсина H.A. Прогнозирование технологической эффективности солянокислотных обработок скважин, эксплуатирующих залежи высоковязкой нефти турнейского яруса// Методическое руководство ПО "Татнефть".- Альметьевск, 1989. - 29 с.

32. Мухаметшин В.Ш.'Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей// Нефт.хоз-во.- 1989.- № 12.- G.26-29.

33. Мухаметшин В.Ш., Щербинин В.Г. Оценка эффективности химико-технологических мероприятий по повышению продуктивности скважин //Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получение на база нефтехим.сырья: Тез.докл.респ.науч. -техн.конф.- Уфа, 1989. - С.44.

34. Мухаметшин В.Ш. Идентификация залежей нефти в карбо-

на-тных коллекторах при решении задач разработки: Учеб. пособие/ Уфим.нефт.ин-т, 1990.- 95 с.

35. Мухаметшин В.Ш. Дифференциация залежей нефти в карбонатных коллекторах по продуктивности и оценка ее на стадии выхода месторождений из разведки// Геол.нефт.и газовых месторождений, их поиски и разведка: Межвуз.сб.науч. тр.- Пермь, 1989. - С.70-75.

36. Мухаметшин В.Ш. Оценка по косвенным Данным степени загрязненности и времени очистки призабойной зоны скважин, эксплуатирующих залежи нефти в карбонатных коллекторах//Техн.и технология добычи нефти и обустройство нефт.месторождений: Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ.- 1990.- № 6.- C.II-I6.

37. Мухаметшин В.Ш. Обоснование ввода в разработку низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах//Науч. -техн. конф.мол.ученых и спец.: Тез.докл.- Бугульма, 1990. - С.8.

38. Мухаметшин В.Ш, Повышение эффективности солянокис-лотных обработок скважин// Науч. -техн.конф.мол.ученых и спец.: Тез.докл.- Бугульма, 1990. - С.67.

39. Мухаметшин В.Ш., Попов A.M., Гончаров A.M. Условия успешного применения солянокислотных обработок скважин// Техн.и технология добычи нефти и обустройство нефт.месторождений: Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ.- 1990.- №9. - С.12-15.

40. Мухаметшин В.Ш. Выбор критериев и оценка условий эффективного применения методов интенсификации добычи нефти по залежам в карбонатных коллекторах// Временная инструкция ПО "Башнефть". - Уфа, 1990.- 34 с.

41. Мухаметшин В.Ш. Геолого-промысловая оценка эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи// Новые методы повышения нефтеотдачи пластов в интенсификации добычи нефти

в республике: Тез.докл. респ.науч. -практ.конф.- Уфа, 1990.-С.26.

42. Хайрединов Н.Ш., Мухаметшин В.Ш., Андреев В.Е. Методика группирования залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластов,и насыщающих их флюидов: РД 39-054-90.- М.: МНГП, 1990.- 112 с.

43. Мухаметшин В.Ш. Моделирование процесса разработки низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах: Учеб. пособие/ Уфим.нефт.ин-т, 1991.- 130 с.

44. Мухаметшин В.Ш. Оценка продуктивности скважин и залежей по косвенным данным и ее использование при решении задач разработки: Учеб. пособие/ Уфим.нефт.ин-т, 1991. - 73 с.

45. Мухаметшин В.Ш. Геолого-технологическое обоснование выбора скважин и параметров воздействия при проведении соляно-кислотных обработок: Учеб. пособие/ Уфим.нефт.ин-т, 1991. - 70 с-

Подписано к печати лс. сг\ рг

Формат бумаги 60x84 1/16. Бумага писчая. Печать офсетная. Печ. листов л,с . Тираж /сс экз. Заказ .

Ротапринт Уфимского нефтяного института.

Адрес института и полиграфпредприятия: 450062, Уфа, Космонавт on, Г

Уфимский нефтяной институт

Информация о работе

Мухаметшин, Вячеслав Шарифуллович
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 1992
ВАК 04.00.17

Автореферат

Комплексное геолого-технологическое обоснование повышение эффективности разработки сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции - тема автореферата по геологии, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы