Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Метод повышения нефтеотдачи за счет создания и эксплуатации ПХГ на истощенных нефтяных месторождениях с коллектором трещинно-порового типа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Метод повышения нефтеотдачи за счет создания и эксплуатации ПХГ на истощенных нефтяных месторождениях с коллектором трещинно-порового типа"

005006873

На правах рукописи

Лопатин Алексей Юрьевич

МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗА СЧЕТ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ НА ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С КОЛЛЕКТОРОМ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

1 2 ЯНВ 2012

Москва-2011

005006873

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Андреева Наталья Николаевна

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Михайлов Николай Нилович

Защита диссертации состоится «14» февраля 2012 г. в 15 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.200.08, созданного при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, по адресу: 119296, г. Москва, Ленинский пр-т. д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им И.М. Губкина.

Автореферат разослан «29» декабря 2011 г.

Ученый секретарь

кандидат технических наук Ермолаев Сергей Александрович

Ведущая организация

Институт проблем нефти и газа РАН

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Б.Е. Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Повышение нефтеотдачи пластов, извлечение остаточной нефти -основные задачи нефтяной промышленности. Актуальность этой проблемы возрастает со временем, так как прослеживается четкая тенденция прироста извлекаемых запасов углеводородов за счет преобладающего открытия запасов нефти в сложно-построенных коллекторах. Разработка таких месторождений или доизвлечение нефти из них традиционными методами, например, заводнением - малоэффективна. Естественная альтернатива - применение активных методов воздействия, иными словами методов увеличения нефтеотдачи.

Топливно-энергетический комплекс России основывается и будет ориентирован на эксплуатацию открытых и вновь разведанных месторождений нефти и газа Западной, Восточной Сибири и Крайнего Севера. Их объединяет сложное геологическое строение, в том числе наличие коллекторов трещинно-порового типа (Куюмбинское, Юрубчено-Тахомское и другие). Для таких сложно построенных месторождений актуальной и наиболее сложной задачей остается решение проблемы полноты извлечения углеводородов из недр.

Чтобы решить эту проблему и трудноизвлекаемые запасы нефти ввести в эффективную промышленную разработку, надо предложить новую систему и комплекс методов, которые обеспечивали бы необходимую экономическую рентабельность и позже могли бы быть использованы другими нефтедобывающими компаниями.

Несмотря на имеющийся значительный опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, как в отечественной практике, так и за рубежом, коэффициент извлечения крайне мал: для нефти - менее 40%, для газа - 7085%. Еще более велики потери в низкопроницаемых коллекторах при наличии в них системы трещин, так как обводнение таких месторождений преимущественно происходит по высокопродуктивным каналам, оставляя пористую составляющую практически не вовлеченной в разработку. Дегазированная малоподвижная нефть является по сути «похороненной» в пласте. Именно поиском решений по доизвлечению такой нефти заняты специалисты нефтегазовой отрасли во всем мире.

Целью работы являются:

1) оптимизация работы подземного хранилища газа, создаваемого на истощенном нефтяном месторождении с коллектором трещинно-порового типа,

с целью повышения нефтеотдачи месторождения за счет эксплуатации ПХГ;

2) обоснование использования попутного нефтяного газа в качестве рабочего агента подземного хранилища газа для максимизации конечного коэффициента извлечения нефти;

3) исследование влияния эксплуатации ПХГ на разработку прилегающих, гидродинамически связанных с основной залежью объектов.

Основные задачи исследований Для достижения цели работы были поставлены и решены следующие задачи:

1. Произведен анализ существующих методов увеличения нефтеотдачи.

2. Создана и адаптирована к 30-летней истории разработки гидродинамическая модель нефтеносного бассейна.

3. Произведен выбор оптимального расположения горизонтальных скважин для работы ПХГ и дополнительной добычи нефти.

4. Выбран режим работы скважин ПХГ для достижения максимальной конечной нефтеотдачи

5. Проанализирован и обоснован положительный эффект от закачки попутного нефтяного газа в продуктивный пласт для дополнительной добычи нефти.

6. Произведен анализ влияния работы подземного хранилища газа на гидродинамически связанные с ним объекты.

Научная новизна

В диссертационной работе усовершенствован метод увеличения нефтеотдачи истощенных нефтяных месторождений с коллекторами трещинно-порового типа с помощью создания условий вытеснения остаточной нефти при циклической закачке и отборе газа, что ведет к продлению жизненного цикла разработки месторождения и получению дополнительных объемов нефти за счет эксплуатации ПХГ.

Разработана методика поиска оптимальных решений при выборе схем расстановки скважин, режимов работы ПХГ и состава рабочего агента. Защищаемые положения

1. Способ увеличения нефтеотдачи в коллекторах трещинно-порового типа с крайне низкими значениями проницаемости в матричной составляющей пласта.

2. Усовершенствованная методика оценки возможности осуществлять полноценную разработку истощенных нефтяных месторождений.

3. Целесообразность применения попутного нефтяного газа как компонента рабочего агента, поступающего в ПХГ для увеличения нефтеотдачи.

Практическая ценность

Практическая ценность данной диссертационной работы заключается в

математически подтвержденной дополнительной добычи нефти на истощенном месторождении трещинно-порового типа при закачке и отборе газа в режиме подземного хранилища газа, что скажется на экономической рентабельности доразработки многих вышедших за рамки окупаемости нефтяных месторождений.

Апробация работы Основные положения диссертации обсуждались на конференциях и семинарах:

1. Научно-технический совет ООО «Газпром ВНИИГАЗ». пос. Развилка, ВНИИГАЗ, июнь 2007 г.

2. Научно-практический семинар, Ланфанский нефтяной институт (Langfang), Китай, провинция Хэбэй, июль 2007 г.

3. Заседание ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Секция математического моделирования, пос. Развилка, ВНИИГАЗ, апрель 2008г.

4. Всероссийская молодежная научная конференция с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения - 2008», Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука, Новосибирск, октябрь 2008г.

5. II Научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, ВНИИГАЗ, октябрь 2010 г.

6. III Научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, ВНИИГАЗ, октябрь 2011 г (I место).

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 6 статьях, в том числе в 2-х статьях в изданиях, включенных в "Перечень... " ВАК Минобрнауки РФ. Структура и объём диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованных источников. Содержание работы изложено на 150 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 26 таблиц. Список использованных источников включает 108 наименований. Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю, доктору технических наук, профессору H.H. Андреевой за внимание и руководство при подготовке диссертационной работы. Также автор благодарит за ценные советы и консультации доктора технических наук А.И. Ермолаева, доктора технических наук В.Ф. Перепеличенко, доктора технических наук Е.В. Шеберстова, доктора технических наук, профессора А.Г. Потапова.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследований, определена цель работы, поставлены задачи исследований, сформулированы защищаемые положения, дана научная новизна и практическая ценность полученных результатов работы.

В первой главе рассмотрен комплекс вопросов, связанных с применением различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Выбор метода воздействия для разрабатываемого нефтяного месторождения - сложный и ответственный этап проектирования разработки залежи. Подавляющее большинство методов воздействия - это дорогостоящие и технологически сложные процессы по сравнению с естественным режимом пласта. Обоснованный выбор метода воздействия позволяет в значительной мере снизить степень технологического и экономического риска при разработке нефтяного месторождения, а также обеспечить высокую рентабельность при осуществлении рекомендованной технологии разработки.

Любые воздействия на нефтенасыщенный продуктивный пласт сводятся, по существу, к сохранению или увеличению подвижности нефти. Сохранение подвижности нефти осуществляется с помощью нагнетания воды в продуктивный пласт, при котором поддерживаются начальные термодинамические условия пласта: пластовое давление и температура. Повышение подвижности нефти может осуществляться с помощью:

- снижения вязкости нефти;

- увеличения проницаемости пористой среды продуктивного пласта;

- увеличения вытесняющей способности рабочего агента;

- вымывающей способности нагнетаемого агента (воды и других).

Решение проблем эффективности разработки нефтяных месторождений

неразрывно связано с увеличением нефтеотдачи пластов. Широкое внедрение методов законтурного и площадного заводнения существенно увеличило добычу нефти и конечную нефтеотдачу на многих месторождениях России. Но возможности заводнения как метода увеличения нефтеотдачи имеют определенный предел. Существует ряд причин, снижающих эффективность заводнения.

Одна из них заключается в том, что на поверхности раздела нефти и воды действуют капиллярные силы. Наличие этих сил приводит к тому, что, несмотря на многократную промывку пласта нагнетаемой водой, в пористой среде остается значительное количество практически неизвлекаемой нефти.

Другая причина заключается в том, что некоторая часть неизвлекаемой

нефти остается вследствие ее прилипания к гидрофобной поверхности пор.

В 70-80-х годах в Советском Союзе и ряде зарубежных стран велись лабораторные и промысловые опыты по изысканию новых методов дополнительного извлечения нефти. Одним из таких методов является вытеснение нефти при ее смешивании с различными растворителями. Сущность его состоит в создании в пласте условий, при которых вытесняющая фаза смешивается с вытесняемой без образования границы раздела между ними. Процесс растворения одной жидкости в другой исключает образование менисков и возникновения капиллярных сил. Кроме того, растворитель снижает вязкость пленочной нефти и устраняет прилипаемость нефти к породе. Остаточная нефть или совсем вымывается, или остается в крайне незначительных количествах. В нашей стране на ряде месторождений проводилось внедрение этих методов в промышленных масштабах. Так, в Ставропольском крае на месторождении Озек-Суат опытно-промышленная закачка газа высокого давления была опробована на одном из пластов в 1966 году. В 1971 году программа опытно-промышленного нагнетания в пласт газа под высоким давлением была полностью выполнена. В пласт было закачано около 170 млн.м3 газа, что позволило получить из залежи 266 тыс.т. нефти, или 66,5% от начальных запасов. Экономическая выгода превысила в четыре раза затраты на реализацию метода.

Однако эти примеры основаны на применении метода закачки газа в однородный пласт. Как известно, довольно много месторождений имеют коллектора трещинно-порового типа, где уровень водонефтяного контакта в матричной и трещинной составляющих различны. Именно поэтому в подобных коллекторах не решались осуществлять закачку газа высокого давления, т.к. в таком случае газ по высокопродуктивным каналам моментально дойдет до добывающих скважин, сведя на «нет» затраты по реализации этого метода.

Поэтому внедрения газа в обводнившуюся нефтяную залежь применялись в коллекторах массивного типа с однородной средой, что не может сделать этот метод повышения нефтеотдачи универсальным для коллекторов других типов.

Большинство из нефтяных месторождений, встречающихся в практике разработки в России и за рубежом, приурочены к коллекторам с трещинами.

Эти месторождения разрабатываются в основном с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт воды.

Темп капиллярного впитывания воды в блок породы и вытеснение нефти из него в трещины является только функцией межфазных характеристик среды и жидкости и не может быть форсирован принудительно. Это означает, что

простое увеличение темпа закачки воды в пласт или отбора жидкости из него не может привести к повышению темпа извлечения нефти из матрицы породы. Попытка подобного воздействия на пласт с целью ускорения пропитки может вести к ее прекращению.

Ввиду этого в последнее время, как в отечественной, так и в зарубежной практике стали интенсивно изучать эффективность другого механизма воздействия на трещинно-поровые коллектора - циклического нагнетания вытесняющего агента - газа.

Во второй главе приведены результаты создания геолого-гидродинамической модели нефтяного месторождения с коллектором трещинно-порового типа для последующих расчетов на ней работы подземного хранилища газа.

В работе описывается процесс создания сначала геологической, затем гидродинамической моделей.

Построение 3-х мерных геологических моделей нефтеносного бассейна осуществлялось в программном комплексе Petrel компании Schlumberger.

Для построения детальной модели залежи для проектирования подземного хранилища газа использовалась структурная карта, представленная на рисунке 1а.

Требуемые для детального моделирования на современном уровне поверхности разломов моделировались в пакете Petrel лишь на основе представленной структурной карты. Определенное при этом, для большой части разломов их положение в теле залежи, можно оценить как практически вертикальное, углы падения свыше 70°.

Построенная на основе оцифрованных материалов электронная карта по кровле залежи затем проверялась на соответствие значениям отбивок кровли в скважинах.

В отличие от задачи построения детальной модели для залежи, которая предназначена для создания ПХГ, для всего окружающего гидродинамического бассейна в целом была поставлена задача построения структурной геологической модели (Рис. 16).

Построенная на основе оцифрованных материалов электронная карта проверялась на соответствие значениям отбивок кровли в скважинах с допустимым расхождением до 1 м.

Электронная структурная карта по кровли залежи месторождения строилась с размером ячейки 100 х 100 метров. В структурном каркасе детальной геологической модели она содержит 212 х 68 узлов по осям X и У

Рисунок 1 а, б. Структурные карты по кровле основной залежи (а) и всего гидродинамического бассейна (б).

Построение распределения атрибутов в модели основной и наиболее сложный этап 3-х мерного компьютерного моделирования.

В данном случае он весьма осложняется совершенно различным характером распределения основных параметров по куполам бассейна, различным расположением имеющихся скважин по площадям куполов, различными размерами куполов и т. д.

Перечисленные выше особенности в целом не позволяют построить модель распределения индекса литологии (литологического куба) для месторождения путем применения интерполяционных алгоритмов с едиными для всего месторождения управляющими параметрами. Построение модели в этом случае осуществлялось раздельно для каждого купола с последующим объединением результатов в рамках единой модели.

Так же, как и при построении геологической модели для залежи Основного Купола, и в силу тех же причин, для моделирования использовались стохастические алгоритмы - Sequential Gaussian Simulation. При этом длина

поискового радиуса на различных куполах варьировала от 1300 до 2500 м.

Модель двойной среды применяют для учета особенностей фильтрации в коллекторах, пустотное пространство которых представлено системой трещин, разделяющих блоки плотных пористых пород. В коллекторах указанного типа основной объем флюида содержится в матрице, а движение флюидов происходит по трещинам. Особенности, характерные для фильтрации в средах с двойной пористостью, отмечены в материалах.

Исходная математическая модель представляет собой систему дифференциальных уравнений, которые получены усреднением течения в системе пор и трещин по достаточно большому объему.

Материальный баланс описывается уравнениями сохранения компонентов и воды.

Па -га,) + ¿/V Па, =

I =

д* Ьа,К

П„=-П/

где, индексом а = т и а = / отмечены величины, относящиеся к пористой и трещинной средам, Ис - количество псевдокомпонентов, П - мольная плотность углеводородной смеси (количество молей в единице объема), г1 -мольная доля 1-го компонента, IV- материальный поток, измеряемый в мольных или объемных (приведенных к стандартным условиям) единицах. В качестве движущей силы выступают градиенты потенциалов фаз и градиенты концентраций (диффузия), П - материальные потоки из трещин в матрицу, т -пористость, я - насыщенность, Ь - объемный фактор, <2 - объемная плотность источника, имитирующего скважину. Материальные потоки в средах описываются обобщенным законом Дарси и законом Фика (диффузия). Потоки матрица-трещина пропорциональны разности давлений или разности концентраций в средах.

Построение трехмерной гидродинамической модели.

Предоставленная гидродинамическая модель месторождения основывается на геологической модели.

I

I

Рисунок 2. Гидродинамическая модель бассейна.

Модель является математическим представлением статических и динамических параметров разработки месторождения. В ней реализованы двойная среда (имитация фильтрации флюидов одновременно по трещинам и микропорам коллектора), композиционная составляющая (дающая возможность учитывать многокомпонентный состав фильтрующегося флюида) и непостоянная геометрия сетки (для углубленного изучения основного объекта и контролирования гидродинамически связанных с ним соседних коллекторов).

Геологическая сетка строилась по горизонтали с шагом 100м, по вертикали с шагом 5м. Гидродинамическая модель получалась в результате процедуры ирвсаНг^ геологической сетки. При этом по горизонтали шаг сетки совпадает с шагом геологической сетки, а по вертикали гидродинамическая сетка представлена всего 40 слоями по 25м, что достаточно для моделирования почти километровой нефтенасыщенной толщи. Такая схематизация пласта представляется довольно точной для адекватного моделирования процессов фильтрации, так как пласт вполне однородный и характеризуется невысокой расчлененностью. Однако стоит заметить, что ирвсаНг^ проводился только по вертикали, что не является оптимальным решением, так как лишает авторов возможности проводить оценку вертикальной проницаемости. Поэтому вертикальная проницаемость была принята на экспертном уровне равной 0.1 от горизонтальной проницаемости. Анизотропия по горизонтали составила 70 %, что соответствует аналитическим заключениям по исследованию фациального

строения. Геометрия сетки по протяженности не является постоянной. Основная залежь представлена с точностью, указанной выше, а гидродинамически связанные с ней объекты имеют размерность сетки по горизонтали 500 х 500 м и по вертикали 125 м. Такое укрупнение сетки при моделировании соседних куполов было допущено для оптимизации скорости счета, однако оно сохранило способность контролировать изменение основных параметров работы куполов, таких как динамика изменения добычи и давления в целом при различных мероприятиях, проводимых на основной залежи, в том числе и создание ПХГ.

Модельные фазовые проницаемости (МФП) брались в виде степенных функций (чем и объясняется продолжение кривой относительной фазовой проницаемости по воде за точку остаточной нефтенасыщенности) и имеют «классический» вид.

К сожалению, не приводятся керновые фазовые проницаемости. Для всего пласта имеется только один набор фазовых проницаемостей для матрицы и один для трещин. Опция масштабирования фазовых проницаемостей (ЕЫ05САЬЕ) используется для адаптации нескольких скважин.

Водоносный бассейн задается одним горизонтом: краевым, рассчитанным по материальному балансу и по изменениям в историческом пластовом давлении.

Проницаемость по трещинам принята равной 0.9 Дарси по всему массиву и изменена в некоторых ячейках с целью адаптации модели к истории. Проницаемость по матрице распределена согласно геологической модели и находится в интервале 0.1 - 53 мДа. Более подробно значения этих параметров представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Параметр Значение

М1п Мах Средневзвешенное

Пористость матрицы, % 1,17 13,24 4,03

Пористость трещин, % 0,17 5,07 1,63

Проницаемость матрицы, % 0,1 53,0 0,2

Проницаемость трещин, % 180 3600 938

Численные данные по запасам и выработки коллекторов представлены в таблице 2.

Таблица 2.

Параметр Среда

Матрица Трещины Всего

Начальные запасы, млн. т (%) 63,2 (74,9) 21,2 (25,1) 84,4 (100)

Отбор нефти, млн. т (%) 5,1 (22,7) 17,4 (77,3) 22,5 (100)

Запасы на конец истории, млн. т (%) 58,1 (93,9) 3,8 (6,1) 61,9(100)

В модели присутствуют скважины основной залежи подробно, что позволяет адаптировать каждую из них отдельно и в процессе прогноза отслеживать продвижение воды, динамику добычи флюидов, темп обводненности и изменение давления на каждом участке. Скважины остальных куполов представлены условно, т.е. объединены в группы нагнетательных и добывающих, что не дает возможности поскважинной адаптации к истории, но оставляет возможность отследить влияние работы основного купола на основные параметры разработки этих куполов в целом. Учет в модели соседних куполов был необходим, т.к. все они входят в единую гидродинамическую систему и пренебрежение любым из них могло отрицательно сказаться на качестве адаптации основного купола.

Проведена комплексная адаптация модели к истории по ряду требований. Запасы гидродинамической модели отличаются от запасов геологической модели менее чем на 1%. Накопленная добыча нефти по основной залежи воспроизведена с точностью 99.2%, накопленная добыча по жидкости по основной залежи воспроизведена с точностью 100%. Динамика падения давления соответствует исторической. Подъем ВНК в трещинном коллекторе соответствует представленным историческим данным. По накопленной добыче нефти адаптировано 95% фонда скважин основной залежи, при погрешности на конец разработки менее 5%.

В третьей главе представлены результаты моделирования создания и эксплуатации ПХГ, найдены оптимальные схемы расположения горизонтальных скважин, режимы работы подземного хранилища газа и состав рабочего агента для достижения максимальной нефтеотдачи.

В результате расчетов было показано, что имеются соответствующие условия для создания на основной залежи бассейна подземного хранилища газа. Была показана не только принципиальная возможность создания здесь хранилища, но и подтвержден новый метод увеличения нефтеотдачи при эксплуатации ПХГ на истощенном нефтяном месторождении с коллектором

трещинно-порового типа. Для этого потребовалось более 300 расчетов с различными комбинациями расположения скважин, режимов работы ПХГ и состава нагнетаемого газа. Ниже приведены основные варианты расчетов для определения максимально эффективного метода повышения нефтеотдачи.

В рассмотренных вариантах эксплуатационно-нагнетательные скважины располагались в сводовой части месторождения (Рисунки За, б, в и г). В некоторых вариантах принималось два ряда эксплуатационно-нагнетательных скважины - «верхний» ряд скважин, отстоящих по вертикали на 50-70 м от свода залежи и "нижний" ряд скважин, расположенных на 200-250 м ниже «верхнего» ряда скважин. Именно такое расположение скважин (в два этажа) позволило добиться цели получения дополнительной добычи нефти из «нижнего» ряда скважин путем вытеснения ее закачкой газа в «верхний» ряд скважин. Как показано в работе, такая схема расположения скважин уникально отразилась на результатах для получения дополнительной добычи нефти.

Рис. За

Рис. 36.

Рис. Зв Рис. Зг.

Было рассмотрено несколько режимов закачки и отбора газа (Рисунки 4а, б, в и г). Показано, что изменение режима отбора несущественно влияет на технологические показатели работы хранилища и на конечном эффекте от

внедрения метода по увеличению нефтеотдачи. В середине периода отбора газа из хранилища (что, по-видимому, будет соответствовать потребности в максимальном суточном отборе газа) давление в хранилище достаточно высокое, что обеспечивает значительные дебиты газовых скважин.

Стволы горизонтальных нефтяных скважин предлагается пробурить на разных глубинах от первоначального ВНК. Рассмотрен вариант расположения нефтяных скважин в два этажа - «верхние» нефтяные скважины располагаются на расстоянии 450 м. выше первоначальной ВНК, а «нижние» нефтяные скважины располагаются на расстоянии равном 150 м от первоначального ВНК.

[решнн,-—

м.

Ввод

/' i

шш

>.50%

скважин в эксплуатацию'. -ПОСТЕПЕННЫЙ

1 - г ' -. ". Din м-..;...,.!

/ Ввод скважин в эксплуатацию;.

Лу; - ОДНОВРЕМЕННЫЙ

■ ...ЧВНКМщищД --

Рис. 4а

Рис. 46.

Рис. 4а Рис. 46.

Расположение нефтяных скважин вблизи первоначального ВНК приведет к тому, что, поскольку эта часть залежи хорошо «промыта» водой, то при отборе жидкости из этих скважин в продукции скважин будет преобладать пластовая вода с незначительным содержанием нефти. Высокое расположение нефтяных скважин на структуре может привести к быстрому прорыву газа к ним, нефтяной вал будет находиться существенно ниже забоя скважин и нефть не будет поступать в ствол скважины. В связи с этим рассмотрен вариант, когда на первом этапе создания хранилища бурятся и вводятся в эксплуатацию только «верхние» нефтяные скважины, а по мере накопления газа в пласте и опускания

контакта газ-жидкость вводятся в активную эксплуатацию "нижние" нефтяные скважины. Как раз во второй серии расчетов и был определен оптимальный режим создания и эксплуатации подземного хранилища газа для достижения максимальной нефтеотдачи на основе выбора оптимального расположения скважин.

При расчете работы нефтяных скважин определялось количество добываемого газа. Поскольку рассматривались варианты отбора нефти из нефтяных скважин только в осенне-зимний период, то добыча газа из этих скважин приводила к увеличению объема активного газа, что улучшало технико-экономические показатели хранилища. Однако это приводило к необходимости дополнительной закачки газа в летний период.

При расчете работы нефтяных скважин вводились ограничения на водный фактор. При превышении отношения объема извлекаемой воды к дебиту нефти выше критического значения работа скважин прекращалась. Критическое отношение дебита воды к дебиту нефти принималось равным 20.

Поскольку целью настоящей диссертационной работы ставилось определение режимов работы подземного хранилища газа для достижения максимальной конечной нефтеотдачи, то некоторые граничные условия могут отличаться от общепринятых. Так, например, если в реальных условиях нефтяные скважины, дающие продукцию с обводненностью более 98% были бы закрыты, то в нашем случае просчитывались варианты с работой таких скважин и в более экономически не выгодных условиях.

В итоге после серии расчетов было выявлено, что дополнительная добыча нефти во время эксплуатации подземного хранилища газа может составлять более 30% от начальных запасов. При этом конечный ЬСИН будет превышать 60%.

Накопленная добыча нефти

Рисунок 5. Накопленная добыча нефти по вариантам с составом рабочего агента.

А после анализа влияния состава рабочего агента на конечную нефтеотдачу при эксплуатации подземного хранилища газа с точки зрения количества попутного нефтяного газа в рабочей смеси, однозначно можно сделать вывод о том, что ПНГ существенно улучшает нефтеотдачу (Рис. 5). Одновременно с этим минимизируются риски с экологической точки зрения для недропользователей, для которых остро стоит проблема утилизации попутного нефтяного газа.

Четвертая глава представляет рассмотрение влияния работы подземного хранилища газа на динамику основных показателей разработки гидродинамически связанных с основной залежью объектов.

Зачастую пласты-коллекторы гидродинамически связаны с соседними залежами углеводородов. Для изучения влияния на них работы подземного хранилища газа на основной залежи были проведены соответствующие расчеты.

При создании модели нефтяной залежи был учтен вариант возможного расположения соседних пластов-коллекторов, гидродинамически связанных между собой. В модели они представлены в виде соединенных ниже первоначального ВНК куполов, вскрываемых условными скважинами, работа которых имитирует действие реальных скважин, работающих на соседних

куполах более 30 лет (Рисунок 6). Для удобства назовем соседние купола К2, КЗ и К4.

Рисунок 6. Модель соседних куполов.

После проведения серий расчетов сравнивались результаты работы скважин на соседних куполах с учетом строительства подземного хранилища газа на основной залежи и без него.

Рисунок 7. Накопленная добыча нефти. Купол К2

Как видно из рисунка 7, характерного для каждого купола, накопленная

добыча нефти на соседних куполах практически не изменилась из-за работы подземного хранилища газа. Однако значения пластовых давлений в периоды закачки и отбора газа с основного купола изменились довольно сильно (Рисунок 8).

Динамика давления в куполе К2

260

240

220

É 200

1 180 ф с

§ 160 140

120 100

<á> ^ # ^ ^ ^ ^ ^ <лл Q«S» ^

Время

_

Рисунок 8. Динамика пластового давления. Купол К2

Здесь хорошо прослеживается режим работы подземного хранилища газа. Отмечены всплески давления во время работы ПХГ на закачку, и провалы во время отбора газа из хранилища. И если общая динамика накопленной нефтеотдачи практически не изменилась с вариантом работы гидродинамически связанной группы коллекторов без строительства на одном из них ПХГ, то текущая нефтеотдача стала в значительной мере зависеть от работы хранилища (Рисунок 9)

1700

1500

13оо - у уа

Ч

1100

700

500

^ \ ■■

V \ ч

-Base UG3S

# ^ # # ^ С& Л? & &

Время

Рисунок 9. Динамика дебита нефти. К2.

Однако общий рост давления на соседних куполах во время работы подземного хранилища газа позволяет без проблем отбирать запланированное по проекту количество нефти и даже в случае необходимости увеличить добычу. Это является дополнительным положительным эффектом от создания и эксплуатации ПХГ на основном куполе. Подобный режим с колебанием давления в соседних куполах способствует максимизации подвижности нефти, что позволит в итоге выйти на уровни конечной накопленной добычи выше, чем при ровной работе без строительства на основном куполе подземного хранилища газа.

Таким образом, метод по увеличению нефтеотдачи истощенного нефтяного месторождения с коллектором трещинно-порового типа с помощью создания и эксплуатации на нем подземного хранилища газа способен повысить КИН не только в обустраиваемой под ПХГ залежи, но и в гидродинамически связанных с ней пластах-коллекторах.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ

РАБОТЫ

Диссертационная работа посвящена открытому в ходе выполнения исследовательских программ уникальному эффекту вытеснения нефти газом из коллектора трещинно-порового типа с крайне низкой проницаемостью, при циклическом колебании давления во время эксплуатации ПХГ.

1. В процессе решения задач по нахождению оптимальных схем расположения скважин, режимов работы подземного хранилища газа и состава нагнетаемого газа была построена уникальная гидродинамическая модель, сочетающая в себе непостоянную геометрию сетки, многокомпонентный состав флюида и двойную пористость.

2. Найдена зависимость устойчивости работы скважин подземного хранилища газа от характера расположения горизонтальных стволов. Определена наилучшая схема размещения эксплуатационных скважин по объему залежи для достижения максимальной дополнительной нефтеотдачи.

3. В настоящее время перед недропользователями остро стоит проблема утилизации попутного нефтяного газа. В настоящей диссертационной работе найден способ использования попутного нефтяного газа с достижением экологических норм, и доказана возможность применения его как агента, повышающего нефтеотдачу ранее истощенных нефтяных месторождений путем закачки по рассчитанным режимам. Выявлена линейная зависимость дополнительно добываемой нефти от количественного содержания попутного нефтяного газа в рабочем агенте, закачиваемом в ПХГ.

4. В процессе исследований были изучены не только аспекты, касающиеся дополнительной накопленной нефтеотдачи на основной залежи, запланированной под эксплуатацию подземного хранилища газа, но и влияние работы ПХГ на гидродинамически связанные с ним объекты. В настоящей диссертационной работе было показано, что создание и эксплуатация подземного хранилища газа позволяет несколько поднять пластовые давления соседних залежей, что может в случае необходимости обеспечить дополнительные депрессии, и, следовательно, повышение нефтеотдачи. Периодические колебания пластовых давлений способствуют максимизации подвижности нефти в коллекторах с очень низкими значениями проницаемости в матричной составляющей коллектора.

Публикации по теме диссертации

1. Лопатин А.Ю. «Современные методы расчета технологических показателей разработки сложнопостроенных месторождений» Сборник научных трудов «Разработка месторождений углеводородов» ООО «ВНИИГАЗ» 2008г. с. 142

2. Лопатин А.Ю. «Способ увеличения нефтеотдачи при создании и эксплуатации подземного хранилища газа в трещинно-поровом коллекторе истощенных нефтегазоконденсатных месторождений» Сборник тезисов докладов II научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 20 Юг, с. 68

3. Лопатин А.Ю. «Опыт построения гидродинамических моделей с использованием непостоянной геометрии сетки, многокомпонентного состава флюида и двойной пористости», тезисы докладов Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения - 2008», Новосибирск, 2008, с. 154-156.

4. Лопатин А.Ю. «Метод увеличения нефтеотдачи за счет создания и эксплуатации ПХГ на истощенных нефтяных месторождениях с коллектором трещинно-порового типа» Нефть, газ и бизнес, 2011 №10, стр. 55-60.

5. Лопатин А.Ю. «Рассмотрение влияния работы подземного хранилища газа на динамику основных показателей разработки гидродинамически связанных с ПХГ объектов», Нефть, газ и бизнес, 2011 №11, стр. 25-28

6. Решение о выдаче патента на изобретение Федеральной службой по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам. Заявка №2010124194/034496.

Подписано к печати «15» декабря 2011 г. Заказ № 3693 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, Лопатин, Алексей Юрьевич

Введение.

Глава 1. Опыт разработки нефтяных месторождений с применением методов увеличения нефтеотдачи.

Глава 2. Создание геолого-газодинамической модели нефтяного месторождения с коллектором трещинно-порового типа.

2.1 Трехмерная геологическая модель нефтяного месторождения с коллектором трещинно-порового типа.

2.2 Трехмерная гидродинамическая модель нефтяного месторождения с коллектором трещинно-порового типа.

2.2.1 Математическая модель фильтрации многокомпонентной смеси в среде с двойной пористостью.

2.2.2 Построение гидродинамической модели.

Глава 3. Моделирование создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

3.1 Выбор оптимального расположения эксплуатационных скважин подземного'хранилища газа.

3.2 Выбор оптимального режима работы подземного хранилища газа.

3.3 Выбор оптимального состава для рабочего агента подземного хранилища газа.

Глава 4. Рассмотрение влияния работы подземного хранилища газа на динамику основных показателей разработки гидродинамически связанных с основной залежью объектов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Метод повышения нефтеотдачи за счет создания и эксплуатации ПХГ на истощенных нефтяных месторождениях с коллектором трещинно-порового типа"

Актуальность темы. Повышение нефтеотдачи пластов, извлечение остаточной нефти - одна из основных задач нефтяной промышленности. Актуальность этой проблемы возрастает со временем, так как прослеживается четкая тенденция прироста извлекаемых запасов углеводородов за счет преобладающего открытия запасов нефти в сложно-построенных коллекторах [10]. Разработка таких месторождений, или доизвлечение нефти из них традиционными методами, например заводнением - малоэффективна. Естественная альтернатива - применение активных методов воздействия, иными словами методов увеличения нефтеотдачи. В настоящее время разработаны и применяются свыше трех десятков методов воздействия, а на их основе - десятки технологий нагнетания в пласт различных агентов [85].

Топливно-энергетический комплекс России основывается и будет ориентирован на эксплуатацию открытых и вновь разведанных месторождений нефти и газа Западной, Восточной Сибири и Крайнего Севера. Их объединяет сложное геологическое строение, в том числе наличие коллекторов трещинно-порового типа [58]. Для таких сложно построенных месторождений актуальной и наиболее сложной задачей остается решение проблемы полноты извлечения углеводородов из недр [28]. Поэтому накопление и систематическое обобщение опыта собственных разработок в применении передовых ресурсосберегающих и экологически безопасных технологий, внедряемых при разработке нефтяных месторождений с трещиноватым коллектором, имеют общеотраслевое значение.

Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня [57]. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20-30 и более лет назад, но не были введены в разработку потому, что при стандартных, обычно применяемых методах разработки это экономически нерентабельно, разорительно даже для богатых и крупных нефтяных компаний [31].

Чтобы решить эту проблему и трудноизвлекаемые запасы нефти ввести в эффективную промышленную разработку, надо предложить новую систему и комплекс методов, которые обеспечивали бы необходимую экономическую рентабельность и позже могли бы быть использованы другими нефтедобывающими компаниями [3].

Несмотря на имеющийся значительный опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, как в отечественной практике, так и за рубежом, коэффициент извлечения крайне мал: для нефти - менее 40%, для газа - 7085%. Еще более велики потери в низкопроницаемых коллекторах при наличии в них системы трещин, так как обводнение таких месторождений преимущественно происходит по высокопродуктивным каналам, оставляя пористую составляющую практически не вовлеченной в разработку [32]. Дегазированная малоподвижная нефть является по сути «похороненной» в пласте. Именно поиском решений по доизвлечению такой нефти заняты специалисты нефтегазовой отрасли во всем мире.

Целью настоящей работы являются:

1) оптимизация работы подземного хранилища газа, создаваемого на истощенном нефтяном месторождении с коллектором трещинно-порового типа, с целью повышения нефтеотдачи месторождения за счет эксплуатации ПХГ;

2) обоснование использования попутного нефтяного газа в качестве рабочего агента подземного хранилища газа для максимизации конечного коэффициента извлечения нефти;

3) исследование влияния эксплуатации ПХГ на разработку прилегающих, гидродинамически связанных с основной залежью объектов.

Основные задачи исследований.

Для достижения цели работы были поставлены и решены следующие задачи:

1) Произведен анализ существующих методов увеличения нефтеотдачи. 4

2) Создана и адаптирована к 30-летней истории разработки гидродинамическая модель нефтеносного бассейна.

3) Произведен выбор оптимального расположения горизонтальных скважин для работы ПХГ и дополнительной добычи нефти.

4) Выбран режим работы скважин ПХГ для достижения максимальной конечной нефтеотдачи.

5) Проанализирован и обоснован положительный эффект от закачки попутного нефтяного газа в продуктивный пласт для дополнительной добычи нефти.

6) Произведен анализ влияния работы подземного хранилища газа на гидродинамически связанные с ним объекты.

Научная новизна.

В диссертационной работе усовершенствован метод увеличения нефтеотдачи истощенных нефтяных месторождений с коллекторами трещинно-порового типа с помощью создания условий вытеснения остаточной нефти при циклической закачке и отборе газа, что ведет к продлению жизненного цикла разработки месторождения и получению дополнительных объемов нефти за счет эксплуатации ПХГ.

Разработана методика поиска оптимальных решений при выборе схем расстановки скважин, режимов работы ПХГ и состава рабочего агента. Защищаемые положения.

1. Способ увеличения нефтеотдачи в коллекторах трещинно-порового типа с крайне низкими значениями проницаемости в матричной составляющей пласта.

2. Усовершенствованная методика оценки возможности осуществлять полноценную разработку истощенных нефтяных месторождений.

3. Целесообразность применения попутного нефтяного газа как компонента рабочего агента, поступающего в ПХГ для увеличения нефтеотдачи.

Практическая ценность данной диссертационной работы заключается в математически подтвержденной дополнительной добычи нефти на истощенном месторождении трещинно-порового типа при закачке и отборе газа в режиме 5 подземного хранилища газа, что скажется на экономической рентабельности доразработки многих вышедших за рамки окупаемости нефтяных месторождений.

Апробация работы.

Основные положения диссертации обсуждались на конференциях и семинарах:

1. Научно-технический совет ООО «Газпром ВНИИГA3», июнь 2007 г.

2. Научно-практический семинар, Ланфанский нефтяной институт (Langfang), Китай, июль 2007 г.

3. Заседание ученого совета ООО «Газпром ВНИИГ A3», Секция математического моделирования, пос. Развилка, ВНИИГ A3, апрель 2008г.

4. Всероссийская молодежная научная конференция «Трофимуковские чтения - 2008», ИНГиГ им. A.A. Трофимука, г. Новосибирск, октябрь 2008г.

5. II Научно-практическая конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» ООО «Газпром ВНИИГ A3», октябрь 2010 г.

6. III Научно-практическая конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» ООО «Газпром ВНИИГ A3», октябрь 2011 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ в ведомственных изданиях, в том числе 2 в изданиях, включенных в «Перечень.» ВАК Минобрнауки РФ.

Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю, доктору технических наук, профессору H.H. Андреевой за внимание и руководство при подготовке диссертационной работы. Также автор благодарит за ценные советы и консультации доктора технических наук А.И. Ермолаева, доктора технических наук В.Ф. Перепеличенко, доктора технических наук Е.В. Шеберстова, доктора технических наук, профессора А.Г. Потапова, доктора технических наук A.A. Михайловского.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лопатин, Алексей Юрьевич

Выводы к разделу 3.3.

Для окончательного выбора наиболее предпочтительного варианта из рассмотренных в этом разделе необходимо провести сравнительный анализ. Динамика добычи нефти по вариантам представлена на рисунке 3.63.

Накопленная добыча нефти

30.00

25.00

20.00

Г> 1

Е15.00

10.00

5.00

-•-1 вариант -я-2 вариант —3 вариант

0.00 # С^ ^ с^ ^ ^ # # ^ # ^ # & с^

Рисунок 3.63. Накопленная добыча нефти по вариантам.

Несомненным фаворитом в накопленной нефтеотдаче является третий вариант. Однако, как показано на рисунке 3.64, третий вариант считается лидером и по накопленной добыче воды, но в тоже время показатель обводненности при этом не увеличивается.

Данная серия расчетов показала не только возможность использования попутного нефтяного газа в качестве компонента рабочей смеси для подземного хранилища газа, но и обосновала его положительные качества для повышения конечной накопленной нефтеотдачи [7].

Показано, что в зависимости от количества попутного нефтяного газа в рабочей смеси ПХГ положительно меняется характер вытеснения оставшейся нефти из матричной составляющей коллектора.

Накопленная добыча воды

70 60 50 40 х

2 30 20 10 0

Рисунок 3.64. Накопленная добыча воды по вариантам.

Судя по тренду нефтеотдачи за последние 3 года работы ПХГ, попутный нефтяной газ и тут оказывает благоприятное воздействие:

1 вар. 2 вар. 3 вар.

7 Прирост добычи нефти, млн. м 2,03 2,17 2,31

Общая динамика добычи нефти за счет работы подземного хранилища газа по трем вариантам этой серии расчетов представлен в таблице 3.22. вариант -+-2 вариант -А-3 вариант

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертационная работа посвящена открытому в ходе выполнения исследовательских программ уникальному эффекту вытеснения нефти газом из коллектора трещинно-порового типа с крайне низкой проницаемостью, при циклическом колебании давления во время эксплуатации ПХГ.

В процессе решения задач по нахождению оптимальных схем расположения скважин, режимов работы подземного хранилища газа и состава нагнетаемого газа была построена уникальная гидродинамическая модель, сочетающая в себе непостоянную геометрию сетки, многокомпонентный состав флюида и двойную пористость.

Найдена зависимость устойчивости работы скважин подземного хранилища газа от характера расположения горизонтальных стволов. Определена наилучшая схема размещения эксплуатационных скважин по объему залежи для достижения максимальной дополнительной нефтеотдачи.

В настоящее время перед недропользователями остро стоит проблема утилизации попутного нефтяного газа. В настоящей диссертационной работе найден способ не только утилизировать ПНГ с целью соблюдения экологических норм, но и доказана возможность применения его как фактора, повышающего нефтеотдачу из истощенных нефтяных месторождений при воздействии на пласт углеводородными газами. Выявлена линейная зависимость дополнительно добываемой нефти от количественного содержания попутного нефтяного газа в рабочем агенте, закачиваемом в ПХГ.

В процессе исследований были изучены не только аспекты, касающиеся дополнительной накопленной нефтеотдачи на основной залежи, запланированной под эксплуатацию подземного хранилища газа, но и влияние работы ПХГ на гидродинамически связанные с ним объекты. В настоящей диссертационной работе было показано, что создание и эксплуатация подземного хранилища газа позволяет несколько поднять пластовые давления соседних залежей, что может в случае необходимости обеспечить

139 дополнительные депрессии, и, следовательно, повышение нефтеотдачи. Периодические колебания пластовых давлений способствуют максимизации подвижности нефти в коллекторах с очень низкими значениями проницаемости в матричной составляющей коллектора.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лопатин, Алексей Юрьевич, Москва

1. Абасов М.Т., Джалалов Г.И., Джалилов К.Н. Гидрогазодинамика трещиноватых коллекторов, Баку: Элм, 1988.

2. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. М.: Секретариат СЭВ, 1991.

3. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994.

4. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 571 с.

5. Андреева H.H. Коммерческие перспективы использования попутного нефтяного газа мелких и средних месторождений. Матер. VII Международного конгресса «Нефтегазовый комплекс - стратегия развития», Париж, 2005 .

6. Андреева H.H., Миргородский В.Н., Левашова Л.А., Мухаметшин В.Г. Пути повышения уровня использования попутного нефтяного газа. -Вестник ЦКР Роснедра-М.,2005.-№3.

7. Андреева H.H., Миргородский В.Н., Мухаметшин В.Г., Чернышева H.A., Джабарова Р.Г. Использование попутного нефтяного газа шаги от анализа проблемы до реализации проектов. - Матер, заседания ЦКР Роснедра от 14.06.07.-М., 2007.

8. Андреева H.H. Проблемы проектирования, разработки и эксплуатации мелких нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 196 с.

9. Андрейкина JI.B. Состав, свойства и переработка попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири. Автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - Уфа, 2005.

10. Арутюнов А.Е., Парфенев В.И., Бузинов С.Н., Трегуб С.И. Современные тенденции развития подземного хранения газа в Российской Федерации. Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы.- М., ВНИИГАЗ, 2003.

11. Багов М.С. Измерение физических свойств кернов нефтяных пластов месторождений ЧИАССР. Фонды СевКавНИПИнефть. Отчеты ГрозНИИ по темам №33/62 за 1962-1963 гг. и №35 за 1963-1964 гг.

12. Багов М.С., Кузьмичев Д.Н. Исследования физических свойств кернов глубокозалегающих нефтегазоносных пластов с разработкой методик определения. Фонды СевКавНИПИнефть. Отчеты ГрозНИИ по теме №6/66 за 1966-1968 гг.

13. Бан А., Богомолова А.Ф. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей. -М.: Гостоптехиздат, 1962.

14. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах, М.: Недра. 1984.

15. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993.

16. Беренблат Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. -ПММ, 1960.

17. Беркс Дж. Теоретические исследования по нефтеотдаче из трещиноватых пластов известняка при вытеснении нефти водой или газом. Тезисы IV международного конгресса 1956, с 451-465.

18. Боксерман A.A., Данилов В.Л., Желтов Ю.П., Кочешков A.A. К теории фильтрации несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористых породах. Теория и практика добычи нефти. М., 1966, с. 12-30

19. Бузинов С.Н., Киселев А.И., Меланифиди Г.Ф. Оптимальный объем и размещение подземных хранилищ газа по системам магистральных газопроводов Транспорт и хранение газа, М.: ВНИИЭгазпром, 1972, 41 с.

20. Бузинов С.Н., Левыкин Е.В. Методика расчета основных параметров подземных хранилищ газа. Газовая промышленность, 1961, №11, с.39-46.

21. Бузинов С.Н., Левыкин Е.В., Солдаткин Г.И. О буферном и активном объемах при хранении газа в водоносных пластах. Газовая промышленность 1964, №11, с.33-38.

22. Бузинов С.Н., Умхирин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984.

23. Везиров Д.Ш. Кочешков A.A. Экспериментальное исследование механизма нефтеотдачи трещиновато-пористых коллекторов при заводнении. Изв. АНСССР. Серия «механика и машиностроение» 1963, №6, с 6-87.

24. Викторин Б.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988.

25. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

26. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К. и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

27. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра.-1971.-309 стр.

28. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов, Пер. с англ. М.: Недра, 1986.

29. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.

30. Гусейн-Заде М.А. Особенности движения жидкостей в неоднородном пласте. -М.: Недра 1965.

31. Данилин P.A., Кривоносов И.В. Особенности обводнения нефтенасыщенных пластов, представленных трещиноватыми карбонатными породами. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

32. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970.

33. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977.

34. Еремин H.A., Золотухин А.Б., Назарова Л.Н., Черников O.A. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь. М.: ГАНГ, 1995.

35. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975.

36. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986.

37. Забродин П.Н. Раковский Н.Л. Вытеснение нефти из пласта растворителями. -М.: Недра, 1968.

38. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976.

39. Использование нефтяного газа на промыслах, М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

40. Киселев А.И. Оптимальное соотношение числа эксплуатационных скважин, диаметра соединительного газопровода и объема буферного газа при газовом режиме работы хранилища. Экономика, организация и управление в газовой промышленности, 1969, №2, с.54-63.

41. Ковалев А.Г., Кочешков A.A., Везиров Д.Ш. Экспериментальное изучение влияния трещин на нефтеотдачу пористых коллекторов при заводнении.

42. Труды II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. М., 1965, с. 417-423

43. Кундин С.А., Суворов Н.И. Анализ вариантов вытеснения нефти обогащенным и сухим газом высокого давления (на примере Битковского месторождения). Труды ВНИИ, вып. XLIV, Недра, 1966.

44. Кундин С.А. Экспериментальные исследования вытеснения газированной нефти газом. НТС, ВНИИ, №15 Гостоптехиздат 1961.

45. Курбанов А.К., Куранов И.В. Влияние смачиваемости на процесс вытеснения нефти водой. Научно-технический сборник по добыче нефти, 1964. вып. 24, с.47-54

46. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997.

47. Лебединец Н.П. Использование накопленного опыта для изучения и разработки новых месторождений. Материалы Междунар. симпоз. по вопр. разраб. нефт. месторождений с трещиноватыми коллекторами. Варна: Нефть и газ, 1990. Т. 2.

48. Лебединец Н.П., Соколовский Э.В., Сааков С.А. и др. Методы контроля и регулирования разработки нефтяных залежей в мощных трещиноватых коллекторах. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

49. Лебединец Н.П., Шовкринский Г.Ю. Разработка нефтяных залежей с аномально высокими пластовыми давлениями. Материалы Междунар. науч. конф. "Аномальные давления в нефтегазоносных регионах". Денвер: ААРв, 1994.

50. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. М.: Недра, 1973. 208с.

51. Лопатин А.Ю. Современные методы расчета технологических показателей разработки сложнопостроенных месторождений. Сборник научных трудов «Разработка месторождений углеводородов» ООО «ВНИИГАЗ» 2008. 4с.

52. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000.

53. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980.

54. Майдебор В.Н., Чижов СИ. Некоторые вопросы исследования движения однородных и неоднородных жидкостей в трещиноватой среде. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

55. Майдебор В.Н., Лебединец Н.П., Посташ М.Ф. и др. Разработка нефтяных месторождений с трещиновато-кавернозными и трещиновато-пористыми коллекторами. М.: ВНИИОЭНГ, 1979.

56. Майдебор В.Н. Создание методов проектирования и анализа разработки месторождений с трещинными коллекторами в условиях различных режимов работы нефтяных залежей. Отчет СевКавНИИ по теме 11/63 1966-1967гг.

57. Мартос В.Н., Палий А.О., Амиян A.B. Увеличение нефтеотдачи пластов путем вытеснения нефти различными агентами. М.: ВНИИОЭГ, 1972.

58. Минчева P.M. Разработване на нефтени находища в пукнатинни коллектори. София: Техника, 1988.

59. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку: Азнефтеиздат, 1959.

60. Михайловский A.A. Оптимизация сроков создания подземных газохранилищ» Транспорт и хранение газа. 1980, №10, с.25-36.

61. Михайловский A.A., Бузинов С.Н., Арутюнов А.Е., Усенко В.Ф. Использование ПХГ вдоль трасс магистральных газопроводов. Газовая промышленность, 1989, №2, с. 11-12.

62. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. -М.: Недра, 1972.

63. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984.

64. Палий А.О., Амелин И.Д. Закачка газа в пласт с целью увеличения нефтеотдачи. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

65. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиздат, 1956.

66. Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы. Сб. научн. тр., М., ООО «ВНИИГАЗ», 2008.

67. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973.

68. Разработка нефтяных месторождений и физика пласта. Труды, СевКавНИПИнефть, Грозный, 1973. вып. 15.

69. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. Л.: Недра, 1985.

70. Рыжик В.М. О капиллярной пропитке водой нефтенасыщенного гидрофильного пласта. Изв. АНСССР, ОТН «Механика и машиностроение», 1960, №2, с. 149-152.

71. Саттаров М.М., Валитов М.З., Юлгушев Э.Т. и др. Проектирование и разработка слабопроницаемых карбонатных коллекторов. М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

72. Сергеев Н.Д., Костюков Г.В., Кривоносов И.В. и др. Особенности разработки и эксплуатации месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1975.

73. Соколовский Э.В., Соловьев Г.В., Тренчиков Ю.А. Индикаторные методы изучения нефтегазоносности пластов. М.: Недра, 1986.

74. Соколовский Э.В. Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968.

75. Соколовский Э.В., Рахман Г.А., Майдебор В.Н. Результаты экспериментальных исследований вытеснения нефти водой из трещин переменного сечения. М.: «Геология нефти и газа» 1964. №10 с. 31-36.

76. Соколовский Э.В., Майдебор В.Н. О вытеснении нефти водой из тупиковых трещин. М.: «Геология нефти и газа», 1963., №10, с.49-51.

77. Соловьянов А.А., Андреева Н.Н. Крюков В.А., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. М., ЗАО <Редакция газеты <Кворум>, 2008.

78. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Том 2 М.: Недра, 1965.

79. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.

80. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В. Исследование различных методов воздействия на залежи месторождения Тенгиз. Труды ВНИИнефть. 1991. Вып. 114.

81. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура В.Е. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987.

82. Сургучев М.Л. Импульсное (циклическое) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство 1965. №3, с 52-57.

83. Таташев К.Х. Влияние пластового давления на вытеснение нефти из блоков трещиновато-пористых коллекторов путем пропитки их закачиваемой водой. «Геология нефти и газа», 1968, №1, с 55-59.

84. Требин Г.Ф. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах. М.: Гостоптехиздат, 1959.

85. Филиппов В. Л. Методика изучения трещиноватых карбонатных коллекторов. Нефтяное хозяйство. 1994. № 8.

86. Фурман И .Я. Регулирование неравномерности газопотребления. М.: Недра, 1973. 200с.

87. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат. 1962.

88. Шаймуратов Р.Л. Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта. М.: Недра, 1980.

89. Ширковский А.И. Подземное хранение газа. М.: Гостоптехиздат, 1960.149

90. Щелкачев В.М. Избранные труды. М.: Недра, 1990. Т 1, 2.

91. Щелкачев В.М. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. М.: Нефть и газ, 1995, Т. 1,2.

92. Щелкачев В.М., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат 1949.

93. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. М.: Гостехиздат, 1963.

94. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir simulation. Prentice Hall, Englewood, New Jersey 07632, 1989.

95. Elkins L.F., Skolov A.M. «Cyclical waterflooding the Spraberry utilizes "end effects" to increase oil production rate» Journal Petrol. №8, 1963.

96. Graham J.W., Richardson J.G. «Theory and application of imbibitions phenomena in recovery of oil» Journal Petrol. №2, 1963.

97. Joint Implementation Supervisory Committee «Flare gas reduction project in Kondinsky district", June 2006.

98. Weber K.J. van Geuns L.C. «Framework for constructing clastic reservoir simulation models». JPT №10, since 1990.

99. Young L.C., Stephenson R.E. A generalized compositional approach for reservior simulation, Soc. Pet. Eng. J., Oct. 1983.