Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение информативности моделирования разработки нефтяных месторождений путем уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Повышение информативности моделирования разработки нефтяных месторождений путем уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта"
005006866
А
КОВАЛЕВ АЛЕКСЕЙ АЛЕКСЕЕВИЧ
ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ УТОЧНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
1 2 Я Н В 2012
Москва-2011
005006866
Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»
Научный руководитель
- доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович Официальные оппоненты:
- доктор технических наук, профессор Дмитриев Николай Михайлович
- кандидат технических наук Ахапкин Михаил Юрьевич
Ведущая организация: - Учреждение Российской академии наук Институт
Защита состоится «14» февраля 2012 г. в 15 часов 00 минут на заседании Диссертационного совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, д. 65, корп. 1, ауд. 731.
Автореферат размещен на интернет-сайтах РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина http://wwvv.gubkin.ru ¿¡ел^л 1 г. и Министерства образования и науки
Российской Федерации www.mon.gov ги ¿р-Ч^ё
¿к
2011г. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
проблем нефти и газа РАН
Ученый секретарь
Диссертационного совета, д.т.н., профессор
Б.Е. Сомов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность диссертационной работы
Известно, что управление разработкой нефтяных месторождений в настоящее время осуществляется при помощи адресных геолого-математических моделей. Адекватность моделей и правомочность последующих инженерных решений по совершенствованию системы разработки, обусловлены количеством и качеством исходной информации о пластовых системах и достоверностью описания процессов переноса флюидов в пласте. Создание и поддержание моделей в актуальном состоянии повышает уровень требований к методам получения всесторонней и достоверной информации. Повышение информативности моделирования сопряжено с необходимостью более детального изучения процессов, происходящих при многофазной фильтрации в пласте.
Повышение требований к исследованию природных геолого-физических факторов, определяющих формирование фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, распределение нефти и воды в поровом пространстве при их фильтрации в пласте, позволит более обоснованно подходить к решению задач оперативного управления разработкой залежи. Получаемая по результатам керновых исследований информация служит основой для интерпретации данных геолого-геофизических, гидродинамических исследований скважин, построения геолого-математических моделей залежей, настройки гидродинамических моделей, расчета технологических показателей разработки и является базой для обоснования КИН и технологий его увеличения.
Известные сложности, связанные с явлениями анизотропии пласта, подвижностью капиллярно-защемленной остаточной нефти, изменением свойств пласта в процессе фильтрации, обычно связываются со сложнопостроенными коллекторами (низкопроницаемыми, заглинизированными, со сложной структурой внутрипорового пространства). Фильтрация флюидов в таких коллекторах осуществляется избирательно, исходя из топологии и строения пустотного пространства, а также активности минерального скелета пласта. Избирательность фильтрации флюидов на микроуровне определяет и эффективность вытеснения нефти водой. Для относительно простых терригенных отложений, распространенных на территории Самарской области и представленных гранулярными коллекторами, как правило, кварцевыми песчаниками, с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, вышеперечисленными эффектами анизотропии пренебрегают. Однако анализ проектных решений для месторождений Самарской области, выполненных на основе стандартных подходов, указывает на значительные расхождения проектных и фактических показателей разработки. Для повышения информативности моделирования необходима детализация знаний об особенностях ФЕС пласта и особенностях двухфазной фильтрации для терригенных пластов, обладающих высокими значениями ФЕС и однородной внутрипоровой структурой.
Учитывая важность и значимость явлений анизотропии фильтрационных характеристик, капиллярного защемления нефтяной фазы, изменения смачиваемости при фильтрации, определяющих эффективность извлечения нефти, целью исследований диссертации является демонстрация влияния этих эффектов для простых гранулярных коллекторов Самарской области. Изучение данных вопросов является актуальным для
повышения информативности как физического (лабораторного), так и математического (гидродинамического) моделирования.
Поэтому выполнение таких исследований, по мнению автора, и определяет актуальность выбранной темы диссертационной работы применительно к выбранным объектам исследования. Цель работы
Экспериментальное изучение процессов двухфазной фильтрации, эффектов анизотропности фильтрационных характеристик, явлений капиллярного защемления нефтяной фазы, механизмов формирования остаточной нефтенасыщенности при фильтрации высоковязкой нефти на примере терригенных отложений пород-коллекторов месторождений Самарской области.
Объекты исследований
Терригенные отложения продуктивных пластов Верейского и бобриковского горизонтов Самарской области, характеризующиеся простой структурой пустотного пространства и высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Основные задачи исследований
1. Исследование факторов, оказывающих влияние на точность моделирования при оценке полноты выработки запасов.
2. Лабораторное исследование влияния анизотропии горных пород-коллекторов на фильтрационные характеристики продуктивных пластов и эффективность извлечения нефти.
3. Экспериментальное исследование влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации.
4. Экспериментальное изучение механизмов формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазы при вытеснении высоковязкой нефти.
5. Разработка методики определения остаточных запасов нефти, учитывающей условия формирования остаточной нефти в пласте на основе данных о нефтенасыщенности.
6. Исследование критериальных параметров объемности течения жидкостей и их использование в гидродинамическом моделировании для выделения границ локализации неподвижных запасов.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались на основе анализа и теоретического обобщения литературного материала, лабораторного изучения фильтрационных характеристик пород-коллекторов, аналитического исследования процессов, происходящих при фильтрации жидкостей в пустотном пространстве, трехмерного математического моделирования разработки залежей природных углеводородов. Научная новизна
1. Впервые для месторождений Самарской области экспериментально исследована анизотропия фильтрационных характеристик (отношение фазовой проницаемости для нефти в вертикальном и латеральном направлениях) в зависимости от градиентов давления и насыщенности;
2. Экспериментально изучено изменение смачиваемости и структуры пустотного пространства при фильтрации высоковязкой нефти на примере терригенного коллектора Пушкарихинского месторождения;
3. Экспериментально установлена закономерность подвижности капиллярно-защемленной нефтяной фазы при различных скоростях вытеснения высоковязкой нефти водой на примере терригенного коллектора Горбуновского месторождения;
4. Исследованы характеристики повышения степени гидрофобизации песчаных коллекторов и увеличения остаточной нефтенасыщенности образцов керна Южно-Неприковского месторождения при повторном нефтенасыщении;
5. Предложена формула экспресс-оценки величины текущей нефтенасыщенности на основе данных об обводненности и различия вязкостен нефти и воды;
6. Предложены новые методические подходы определения величины остаточных запасов нефти, учитывающие значения текущей нефтенасыщенности.
Практическая значимость работы
1. Выявленные эффекты изменения смачиваемости и структуры пустотного пространства при фильтрации высоковязкой нефти за счет адсорбции полярных компонентов нефти на внутрипоровой поверхности минералов необходимо учитывать при гидродинамических расчетах и лабораторном моделировании.
2. Экспериментально установленное влияние градиентов давления на полноту вытеснения высоковязкой нефти необходимо учитывать при совершенствовании методик лабораторного моделирования. Пренебрежение явлением подвижности капиллярно-защемленной высоковязкой нефти приводит к значительным ошибкам при определении коэффициентов вытеснения по стандартной методике.
3. Полученная зависимость коэффициента анизотропии от величины градиента давления по напластованию позволяет выявить влияние вертикальной фильтрации жидкости на процесс объемного массопереноса в поровом пространстве пород-коллекторов.
4. Выявленные эффекты увеличения остаточной нефтенасыщенности при поступлении нефти в промытую зону пласта необходимо учитывать при организации ППД с применением метода изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП).
5. Полученная формула оценки величины текущей нефтенасыщенности позволяет контролировать доли флюидов в поровом объеме коллектора в околоскважинном пространстве пласта и при лабораторном определении относительных проницаемостей.
6. Разработанные методические приемы оценки остаточных запасов нефти могут бьгть использованы для решения задач выявления застойных зон в продуктивных пластах.
Реализация работы в промышленности
Все исследования соискателя вызваны потребностями практики и проектирования разработки нефтяных месторождений. Результаты диссертационной работы использованы ОАО «Институт «Гипровостокнефть» при выполнении «Анализа разработки Подгорненского месторождения Самарской области» (1999г.), «Пересчета запасов нефти и газа Саврухинского месторождения Самарской области» (2000г.), «Технологической схемы разработки Казаковского месторождения Булатовского лицензионного участка» (2002г.), о чем имеются соответствуйте акты промышленного внедрения.
Защищаемые положения 1. Результаты экспериментальных исследований по выявлению зависимости анизотропии фильтрационных характеристик от [радиента давления и насыщенности по направлению фильтрации жидкостей в пласте для терригенных коллекторов с высокими ФЕС.
2. Результаты лабораторных экспериментов по выявлению влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации высокопроницаемых терригенных коллекторов.
3. Результаты экспериментальных исследований формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазой при вытеснении высоковязкой нефти из терригенных отложений с простой структурой пустотного пространства и высокими ФЕС.
4. Расчетная формула оценки текущей нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой из пористой среды.
5. Результаты гидродинамического моделирования процесса конусообразования скважин Смагинского месторождения и выявления застойных зон с применением в моделях критериальных функций, ограничивающих область воздействия.
Апробация работы:
Основные положения и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на следующих семинарах, конференциях и симпозиумах:
1. Семинар «Перспективы внедрения новых технологий в разработке нефтяных залежей» (13-14 октября 2000г., Самара);
2. I Всероссийская научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Нефтегазовые и химические технологии» (23-24 октября 2001г., Самара), диплом I степени;
3. II Международная научно-практическая конференция «Интенсификация добычи нефти» (7-8 сентября 2006г., Томск);
4. Семинар НП НАЭН «Исходная информация для подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа», (17-18 мая 2010г., Москва);
5. VII Международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения» (6-9 октября 2010г., Туапсе);
6. Семинар НП НАЭН «Современные технологии разработки месторождений с высоковязкими и «тяжелыми» нефтями», (18-20 июля 2011г., Москва).
7. III Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (20-21 сентября 2011г., Москва);
8. VIII Международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения» (26-29 сентября 2011г., Туапсе), диплом за выдающийся вклад в развитие прикладной отечественной науки в области повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжского региона;
9. XI Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с грудноизвлекаемыми запасами» (27-29 сентября 2011г., Геленджик);
10. Семинар НП НАЭН «Детальное изучение геологического строения месторождений для интенсификации добычи УВС», (28-29 сентября 2011г., Москва);
11. Научно-практическая конференция «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений», посвященная памяти H.H. Лисовского (8-9 ноября 2011г., Москва),
12. Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», (15-18 ноября 2011 г., Москва).
Основные положения диссертации обсуждались на семинаре кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (2011г.).
Объем работы:
Работа содержит введение, четыре главы текста, заключение и список используемой литературы. Общий объем работы составляет 175 страниц, в том числе 50 рисунков, 13 таблиц и список литературы из 174 наименований.
Публикации:
По теме диссертации опубликовано 20 печатных работ, шесть из которых в журналах, включенных в перечень рекомендованных изданий ВАК.
Благодарности:
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н., действительному члену РАЕН, профессору Михайлову H.H. за постоянное внимание и неоценимую помощь при выполнении и завершении работы. Непосредственную помощь и консультации автор получил от профессора СамГТУ д.т.н., профессора Люстрицкого В.М., а также сотрудников ОАО «Институт «Гипровостокнефть»: кандидатов технических наук |Ковалева В~с1. Ковалевой Г.А., [Колганова В.И.|, Сазонова Б.Ф.
Автор всем им выражает глубокую и искреннюю благодарность.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении показана актуальность, цели, взаимосвязь с предыдущими исследованиями, новизна и практическая значимость работы.
В первой главе обобщены результаты исследований влияния различных факторов на величину коэффициента извлечения нефти на месторождениях Самарской области. Показано, что значимыми геолого-физическими факторами, определяющими эффективность разработки анализируемых нефтяных залежей, являются проницаемостная неоднородность коллектора и соотношение вязкостей фильтрующихся флюидов. Вопросами эффективности разработки нефтяных месторождений занимались выдающиеся отечественные исследователи: Б.Т. Баишев, В.К. Гомзиков, А.Т. Горбунов, К.Т. Джакиев, С.Н. Закиров, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов С.А. Жданов, Л.Х. Ибрагимов, В.В. Кадет, B.C. Ковалев, B.C. Кожакин, В.И. Колганов, В .Д. Лысенко, В.Н. Мартос, И.Т. Мищенко, H.A. Молотова, М.Г. Ованесов, Б.Ф. Сазонов, Э.М. Симкин, М Л. Сургучев, В.Н. Щелкачев и др.
Для условий простых терригенных коллекторов Урало-Поволжья для экспресс-оценки КИН созданы и опубликованы статистические модели (СМ), представляющие собой многопараметрические функции. Проведенный сопоставительный анализ показал правомочность использования для оценки КИН модели, включающей в себя логарифм отношения (а не просто отношение) вязкостей нефти и воды.
На эффективность процесса разработки оказывает влияние и состояние обособленной части продуктивного пласта - околоскважинной зоны (ОСЗ). Вопросам кинетики поражения и влияния состояния ОСЗ на величину КИН посвящены работы A.B. Джемесюка, М.В. Зайцева, Л.Х. Ибрагимова, В.М. Люстрицкого, М. Маскета, H.H. Михайлова, И.Т. Мищенко, В.Н. Щелкачева, В.И. Щурова и др. Литературный анализ показывает, что состояние ОСЗ предопределяет условия фильтрации не только в этой ограниченной околоскважинной
области, но и формирует избирательность движения пластовых жидкостей в удаленной части пласта.
Данные особенности учитываются при моделировании разработки нефтяных залежей и принятии инженерных решений по ее совершенствованию. К преимуществам моделирования следует отнести возможность объемного отображения геологического строения залежей, пространственного распределения коллекгорских свойств, насыщения пластовыми флюидами и энергетического состояния пластовой системы, а также воспроизведения технологических показателей как по отдельно взятой скважине, так и по эксплуатационному объекту и месторождению в целом.
Однако для условий месторождений Самарской области при моделировании часто приходится сталкиваться с проблемой оптимистичных прогнозов, когда расчетные значения КИН по модели практически не зависят от числа эксплуатационных скважин и выбранной системы разработки и их значения сопоставимы со значениями коэффициента вытеснения нефти водой. Недостаточно высокая информативность результатов моделирования связана с традиционными подходами к терригенным коллекторам с высокими ФЕС. Не явным образом предполагается, что для таких коллекторов не свойственны явления анизотропии, капиллярного защемления фаз, изменения свойств пласта в процессе фильтрации. Кроме того, при моделировании в удаленных от скважин областях пласта получаются не реальные значения скоростей фильтрации порядка Ю"|0м/с в области контура питания. Такие низкие скорости фильтрации намного меньше скорости капиллярной пропитки, что искажает адекватное описание соотношения гидродинамических и капиллярных сил в удаленных зонах пласта.
Вышесказанное определило необходимость дальнейшего детального и качественного изучения реальных фильтрационных процессов для повышения информативности моделирования процессов разработки. Эти исследования отражены в следующих главах.
Во второй главе рассматриваются некоторые особенности двухфазной фильтрации и их влияние на показатели эффективности разработки терригенных коллекторов Самарской области. Важнейшими характеристиками многофазной фильтрации являются относительные фазовые проницаемости (ОФП).
При отсутствии прямых определений ОФП на образцах керна изучаемой залежи для расчетов технологических показателей используются эмпирические формулы или данные, полученные для одновозрастных отложений близлежащих месторождений. При этом выбор той или иной формулы для определения фильтрационных характеристик часто осуществляется интуитивно, а значения рассчитанных относительных проницаемостей при последующей настройке модели не всегда достоверно отражают динамические процессы, происходящие в пласте. Сопоставительными расчетами показано, что использование опубликованных в литературе эмпирических формул по оценке ОФП приводит к различиям в величине текущего значения КИН до 18%, что не соответствует критериям точности моделирования.
Использование данных об ОФП, полученных не для условий изучаемого пласта, также приводит к значительным ошибкам в гидродинамических расчетах, поскольку на динамику добычи нефти существенное влияние оказывает индивидуальный характер течения несмешивающихся жидкостей в пористых средах. Сложное взаимодействие между породой и фильтрующимися через нее жидкостями даже при совпадении литолого-физических и
структурно-генетических типов пород предопределяет своеобразие относительных проницаемостей в каждом конкретном случае. При этом породообразующие минералы и цементирующий их материал могут иметь различную смачиваемость водой и нефтью, которая может частично меняться в процессе фильтрации.
Для изучения описанных выше явлений, были поставлены и выполнены специализированные эксперименты на кернах терригенных отложений ряда месторождений Самарской области.
Исследование влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации
Экспериментальные исследования, выполненные на терригенных образцах керна бобриковского горизонта Пушкарихинского месторождения с высокими ФЕС (пористость -15%, проницаемость - 0,5 мкм2) и однородностью пустотного пространства: 70% пор имело размер 10 мкм, вьмвили влияние полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации. Для этого выполнено две серии экспериментов на одном и том же керновом материале по определению относительных проницаемостей в соответствии с требованиями ОСТ 39-235-89: с использованием маловязких и высоковязких нефтей с различным компонентным составом (табл. 1).
Таблица 1
Физико-химические характеристики нефти, использованные в опытах на керне Пушкарихннского месторождения
№ опыта Динамическая вязкость, мПа с Плотность, г/см3 Содержание, %
парафина смол асфальтенов серы
I 2,97 0,844 6,29 3,15 1,86 0,7
2 68,92 0,909 7,36 10,88 7,04 3,64
Результаты лабораторных экспериментов отображены на рис. 1 и указывают на то, что при фильтрации высоковязкой нефти с повышенным содержанием смолоасфальтеновых и парафиновых компонент (пунктирные линии) проницаемость по нефти снижается более интенсивно и нефть теряет подвижность при водонасыщенности, меньшей, чем в опыте с использованием маловязкой нефти (рис. 1а). Остаточная нефтенасыщенность при совместной фильтрации воды и нефти с повышенным содержанием смолоасфальтеновых компонент, составила 0,404, в то время как при использовании в опыте маловязкой нефти, остаточная нефтенасыщенность равняется 0,338. Это означает, что полнота вытеснения маловязкой нефти соответствует значению 0,631, против значения коэффициента вытеснения 0,559, полученного в опыте с высоковязкой нефтью. Смещение точки пересечения кривых ОФП нефти и воды при фильтрации высоковязкой нефти в сторону меньших значений водонасыщенности указывает на изменение смачиваемости при фильтрации и на гидрофобный характер системы.
Дальнейший анализ полученных результатов сводился к кривым Баклея-Леверетта (рис 16), который показал, что для опыта с маловязкой нефтью (сплошная линия) происходит равномерное заполнение пор водой - вытеснение нефти из пор разного размера и наблюдается плавное нарастание обводненности. В этом случае основными движущими силами являются капиллярные силы. При фильтрации высоковязкоп нефти с полярными компонентами происходит резкий прорыв воды (пунктирная кривая на рис. 16). При водонасыщенности 0,3 при малой вязкости нефти обводненность соответствует 25%, то при высокой вязкости - уже
50%. В этом случае заводнение осуществляется по порам и капиллярам большего размера, а нефть остается в более мелких порах. Вода, прорвавшись по высокопроводящим каналам в дальнейшем лишь доотмывает норовые каналы размером 10 мкм, остальные каналы остаются не вовлеченными в процесс дренирования. Капиллярные силы малы по сравнению с гидродинамическими, и их величины недостаточны, чтобы выдавливать высоковязкую нефть из пор малого размера в высокопроводимые каналы. Повышенное содержание смолоасфальтеновых и парафиновых компонентов в высоковязкой нефти обуславливает явления адсорбции этих компонент на внутрипоровой поверхности минералов, слагающих пласт. Адсорбция полярных компонент из нефти повышенной вязкости обуславливает изменение смачиваемости и структуры порового пространства по отношению к природному состоянию.
Рис. 1. Зависимости ОФП в обычных (А) и нормированных (В) координатах, а также функция Баклея-Левсретгя (Б) для образца керна бобриковских песчаников Пушкарихинского месторождения при различных вязкостях нефти
В нормированных координатах относительная проницаемость по воде (точки обоих экспериментов) описывается единой кривой. Это означает, что вода, как в первом, так и во втором опыте фильтровалась по той же системе каналов. Однако точки относительных проницаемостей для нефти в нормированных координатах в опытах 1 и 2 не описываются единой кривой (рис. 1в). Это указывает на изменение структуры пустотного пространства. Таким образом, длительная фильтрация высоковязкой нефти даже во временных рамках проведения эксперимента, приводит к изменению структуры пустотного пространства.
Исследование влияния изменения смачиваемости на характеристики двухфазной фильтрации при повторном нефтенасыщении образное керна
Влияние изменения смачиваемости изучалось в опытах на Верейских песчаниках Южно-Неприковского месторождения. Суть экспериментов сводилась к следующему: на образцах керна осуществлялись опыты по оценке ОФП при совместной стационарной фильтрации нефти вязкостью 5мПа с и воды последовательным увеличением доли воды от режима к режиму при постоянном суммарном расходе вплоть до полного обводнения (сплошные линии на рис. 2а). После проведения этого этапа исследований образцы керна не демонтировались, а выдерживались при термобаричееких условиях эксперимента некоторое время, затем в образцы подавалась нефть в количестве 10 объемов пор для полного вытеснения подвижной воды. После прокачки такого количества нефти и создания подобным
образом связанной водонасыщенноети образцы опять выдерживались при постоянных давлении и температуре, соответствующих условиям первой части эксперимента. После некоторой выдержки повторно осуществлялись эксперименты по ОСТ 39-235-89 при суммарном расходе и режимах фильтрации, соответствовавших первой части эксперимента (пунктирные линии). Результаты экспериментов (рис. 2а) свидетельствуют о том, что изменение направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных залежей не всегда приводит к увеличению КИН, а поступление нефти в промытую зону пласта может способствовать росту остаточной нефтенасыщенности в случае, если создаваемые градиенты гидродинамического давления оказываются меньше градиентов капиллярного давления, удерживающих нефть. На кривых ОФП точка пересечения относительных проницаемостей смещается в сторону меньших значений водонасыщенноети левее его 50%-ного значения. Увеличение остаточной нефтенасыщенности на 8,7% в данном случае связано е закупоркой части каналов вследствие формирования адсорбционного слоя из емолоасфальтеновых компонент нефти. Однако при этом структура пустотного пространства, в отличие от экспериментов на керне Пушкарихииского месторождения и использования иефтей с разными вязкостями, остается неизменной. Точки ОФП как для нефти, так для воды, как при первичном, так и при вторичном вытеснении, на графике в нормированных координатах описываются едиными кривыми (рис. 26).
Таким образом, изменчивость свойств и состава нефти в процессе фильтрации может оказывать существенное влияние на характеристики двухфазной фильтрации.
Рис 2. Зависимости ОФП в обычных (») и нормированных координатах (б) для образца керна верейскнх песчаников Южно-Неириковского месторождения при первичном н повторном
нефтенасыщении
Индивидуальность условий фильтрации помимо особенностей взаимодействия жидкостей и породы обуславливается для коллекторов норового типа также укладкой зерен минералов в процессе осадкообразования. Гранулометрический состав, величина удельной поверхности породы, характер распределения насыщенносгей в пустотах даже для одновозрастных отложений различны и оказывают заметное влияние на изменения относительных проницаемостей.
Результаты лабораторных исследований при соблюдении идентичности условий проведения эксперимента на образцах керна, отобранных из одного продуктивного интервала пласта Аз Верейского горизонта Южно-Неприковского месторождения, с одинаковыми коллекторскими свойствами, но выбуренных параллельно и перпендикулярно напластованию, выявили различия в характере течения и динамике двухфазного потока. При этом коэффициент вытеснения нефти водой оказался выше у параллельно ориентированного образца на 4,9 процентных пункта (рис. 3).
Изложенные в главе расчетные и экспериментальные сопоставления свидетельствуют о том, что представляемая для расчетов и часто используемая в гидродинамических моделях запись относительных проницаеыостей только от насыщенностей пород флюидами не достаточно полно и точно отражает реальный механизм фильтрации в области двухфазного течения.
5?
0.8 0.6 0.4 0.2
V
\ V 1
\\ Г-- / 4
\ / ' 2
//
5 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Водонасыщенность, доли ед.
Рис.3. Диаграммы ОФП для нефти (1 и 3) и воды (2 и 4) для образцов с одинаковыми ФЕС, ориентированных параллельно (1 и 2) и перпендикулярно (3 и 4) напластованию
Исследование влияния аниютуопии Фильтрационных характеристик на эффективность извлечения нефти
Другим важным аспектом «переноса» лабораторных характеристик процесса течения флюидов в гидродинамическую модель является учет вертикальной миграции жидкости в пласте. Изменчивость фильтрационных свойств коллектора обычно учитывается коэффициентом анизотропии, который определяется квадратным корнем отношения газопроницаемости породы в горизонтальном и вертикальном направлениях и характеризует физическую неоднородность скелета породы. Однако разрабатываемый пласт представляет собой сложную динамически подвижную систему с изменяющимися во времени и пространстве физическими и фильтрационными свойствами, поэтому наблюдаемые в пласте вертикальные потоки жидкости необходимо учитывать через фазовые проницаемости. Автором предложен новый коэффициент анизотропии, который в отличие от общепринятого термина, учитывает условия фильтрации жидкостей в пласте и отражает' свойства системы «порода-жидкость». Для обоснования этого коэффициента были выполнены
изучению
влияния анизотропии пласта на
специализированные эксперименты относительные проницаемости.
Многомерность движения жидкости и проявление фазовых проницаемостей в ра-шичных плоскостях изучались на керновом материале Южно-Неприковского месторождения. Для этого был проанализирован разрез с выносом керна 93%. Было выбурено 90 образцов с последующей оценкой коллекторских свойств, указывающей на однородность пласта в районе этой скважины. Полученные значения пористости и проницаемости по каждому образцу использовались для выделения гидравлических единиц потока (фаций), наглядно отображаемых при помощи графика Лоренца, представляющего собой зависимость накопленной проводимости от накопленной емкости. Выделенные четыре фации свидетельствуют о неоднородности по ФЕС, которая приводит к неравномерному вытеснению нефти из продуктивной толщи пласта. Таким образом, считавшийся изначально макрооднородным коллектор, в данном формате отображения информации представляется уже неоднородным.
Для изучения фильтрационной неоднородности были отобраны образцы их разных фаций для дальнейшей оценки относительных проницаемостей. Результаты выполненных экспериментов выявили существенные различия в относительных проницаемостях для нефти и для воды. Для терригенных коллекторов с высокими ФЕС была обнаружена значимая анизотропия по фильтрационным характеристикам. Как следует из рис. 4, анизотропия проявляется как для вида ОФП, так и для значений остаточной нефтенасыщенностн.
Результаты экспериментов были обработаны для выявления взаимосвязи коэффициента анизотропии от градиентов давления по напластованию и насыщеиностей. При увеличении градиента давления по направлению фильтрации жидкости в пласте, происходит увеличение фазовой проницаемости для нефти в направлении, перпендикулярном напластованию. Это свидетельствует о вовлечении в процесс массопереноса дополнительных норовых каналов, ранее не участвовавших при фильтрации.
0.6
0.4
0.2
4
\
Л 1 —
\ V / 3
\ \ / / /
/
\ / / —
0.2
\
\
1 / / / 4
у / / /
\ / /
1 1
О 0.2 0.4 0.6 Водоиасыщенность, д.
0.8
0,2 0.4 0.6 0.8 Водонасыщенность, д. ед
А) Б)
Рис.4. Диаграммы ОФП для нефти (1 и 3) и воды (2 и 4) .для параллельно (1 и 2) и перпендикулярно (3 и 4) ориентированных образцов (А - опыты 3 и 3'; Б - опыты 4 и 4')
Выполненные исследования позволяют расширить диапазон понимания проявления многомерности фильтрации в пласте - наличие вертикачьной фильтрации при создании
определенных градиентов давления. Зависимость анизотропии фильтрационных характеристик от градиентов давления и насыщенности необходимо использовать в гидродинамических моделях для достоверного отображения реальных фильтрационных процессов в пористой среде. В трехмерных гидродинамических симуляторах необходимо введение ограниченных областей путем критериальных функций. Параметрами отображения в этом случае могут служить капиллярные числа в функциях ОФП (зависимость ОФП от скорости фильтрации) и комплексный параметр соотношения градиента насыщенности к градиенту давления в трех плоскостях.
Избирательность фильтрации в различных направлениях отражается на условиях формирования остаточной нефтенасыщенности в пласте.
Исследование влияния капиллярного защемления нефтяной Фазы на эффективность вытеснения высоковязких нефтей
Для оценки эффективности извлечения тяжелых нефтей из пласта нами выполнена серия экспериментов из четырех опытов по детальному изучению формирования капиллярно-защемленной высоковязкой нефтяной фазы на одних и тех же образцах керна. Каждый опыт выполнялся в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86. Образцы керна, использованные в эксперименте, представляли терригенные отложения Горбуновского месторождения с простой структурой пустотного пространства и высокими ФЕС. Динамическая вязкость нефти, использованной в опытах, составляла 98,5 мПа с. Исходные данные о модели керна и результаты опытов представлены в табл. 2.
Таблица 2
Характеристика керна и результаты экспериментальных исследований на керне Горбуновского месторождения
№ опыта Расход вытесняющей воды, см3/мин Пористость, доли ед. Проницаемость, мкм2 Нефтенасыщенность, доли ед. Коэффициент вытеснения, доли ед.
начальная остаточная
1 0,05 0,21 1,04 0,923 0,523 0,433
2 0,08 0,328 0,645
3 0,09 0,307 0,672
4 0,1 0,423 0,540
Результаты опытов показывают, что при фильтрации высоковязких нефтей так же, как и в случае течения маловязких, полнота вытеснения нефти зависит от темпов заводнения. При темпах, отличающихся от оптимальных значений (опыт 3), наблюдается снижение коэффициента вытеснения (рис. 5). Характер изменения коэффициентов вытеснения (рис. ба) и нефтенасыщенности (рис. 66) в процессе двухфазной фильтрации указывает на идентичность процессов при различных постоянных скоростях фильтрации воды.
Прорыв воды, независимо от расхода, в каждом опыте происходит при прокачке 0,50,55 объемов пор при коэффициенте вытеснения за безводный период 0,32. Последующая эффективность вытеснения высоковязкой нефти и, как следствие, конечный коэффициент вытеснения, определяются скоростью (градиентом давления при вытеснении), которая для каждой залежи подбирается экспериментально. Наблюдаемые различия в динамике
вытеснения обусловлены различным механизмом формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазы.
В опыте 1 после прорыва воды, гидродинамического градиента, способного увлечь в промытые поровыс каналы нефть, явно недостаточно, поэтому последующие 10 объемов пор прокачки происходит лишь доотмив нефти из крупных поровых каналов. Созданные градиенты давления оказались недостаточными для вовлечения в процесс фильтрации нефтяной фазы, сосредоточенной в порах меньшего диаметра. При этом конечный коэффициент вытеснения увеличивается всего на 35% от значения, достигаемого за безводный период, и составляет 0,433, а нефтенасыщенность после прорыва воды снижается незначительно, нефть полностью теряет подвижность ггри значении нефтенасыщенности 0,523.
о 0.02 о.о4 0.0« о.оа о.1 0.12
Расход «сады, см'/мин
Рис 5. Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности от расхода вытесняющей воды
Значение коэффициента вытеснения 0,433 в опытах 2-4 достигается при прокачке всего 1 объема пор. Таким образом, при темпах заводнения, недостаточных для эффективного вытеснения высоковязкой нефти, водонефтяной фактор увеличивается кратно, что в промысловых условиях отрицательно отражается на экономической привлекательности разработки залежи.
А) Б)
Рис 6. Динамика коэффициента вытеснения нефти водой (А) и нефтенасыщенности (Б) в зависимости от кратности прокачки воды в объемах пор
При проведении опытов 2-4 скорости превышали аналогичный показатель опыта 1 соответственно в 1,6, 1,8 и 2 раза, и после окончания безводного периода в промытые поровые каналы поступает также и нефть, сосредоточенная в более мелких порах. В результате этого конечные коэффициенты вытеснения после прорыва воды возрастают на 68% (опыт 4), 206% (опыт 2) и 210% (опыт 3). При прокачке 1,8 объемов пор динамика снижения нефтенасыщенности в этих опытах практически идентичная (рис. 66). После этого периода в опыте 4, за счет большего градиента давления относительно опытов 2 и 3, гидродинамические силы превалируют над капиллярными и уже промытые водой высокопроводящие каналы в этом случае являются единственными путями транспортировки жидкости. Именно из-за превышения в опыте 4 градиента давления, и как, следствие, увеличения капиллярных чисел, относительно опыта 3, происходит снижение степени вытеснения нефти из образцов керна. В результате этого нефть полностью теряет подвижность при значении коэффициента нефтенасыщенности 0,423. В опытах 2 и 3 при этом значении нефтенасыщенности еще наблюдается двухфазная фильтрация и фазовая проницаемость по нефти отлична от нуля.
При сопоставлении результатов экспериментов опытов 2 и 4, темпы заводнения в которых отличались от оптимального значения на одну и ту же величину - 11%, можно отметить, что эффективность вытеснения выше в случае, когда темп заводнения меньше оптимального, чем для условий эксперимента, где постоянный расход закачиваемой воды превышал оптимальную величину. При оптимальном темпе заводнения (опыт 3) неснижаемая нефтенасыщенность составила 0,307, при темпе, на 11% меньшем (опыт 2), происходит капиллярное защемление нефтяной фазы, нефть теряет подвижность при нефтенасыщенности 0,328. При превышении на 11% оптимального темпа заводнения, преобладание гидродинамических сил приводит к формированию КЗФ по нефти при значении нефтенасыщенности, равном 0,423.
Скорость изменения водонасьпценности в зависимости от кратности промывки моделей указывает на то, что основные изменения производной водонасыщения по времени происходят в диапазоне одного объема пор (рис. 7). Таким образом, после прорыва воды, наблюдаемом во всех опытах на уровне прокачки 0,5 от объема пор, наиболее резкие изменения нефтенасыщенности происходаг лишь в последующие 0,5-1 объема пор. По истечении этого периода межфазное взаимодействие фильтрующихся флюидов постепенно снижается.
По результатам выполненных экспериментов сделаны выводы о влиянии степени извлечения высоковязкой нефти из терригенных отложений бобриковского горизонта Горбуновского месторождения в процессе промывки пласта от темпов заводнения. При темпах заводнения, отличающихся от оптимального значения, полнота вытеснения снижается, что требует экспериментальной оценки зависимостей коэффициента вытеснения от скорости для каждой залежи в каждом конкретном случае. Пренебрежение явлением подвижности капиллярно-защемлённой высоковязкой нефти может приводить к значительным ошибкам при определении коэффициентов вытеснения по стандартной методике.
» J » < S 6 7 « » 10 И 1¡ 1J Ц
Кратность прокачки а объамак пор, ад.
Рис 7. Скорость изменения (прошводная) водоиасыщенности в зависимости от кратности прокачки воды в объемах пор
В третьей главе рассмотрены методы оценки текущей нефтенасыщенности, ноказапы их области применения. Анализ промысловых данных показывает, что, несмотря на обширный арсенал опробованных методов, оценка значений текущей нефтенасыщенности в процессе разработки залежей проводится в очень ограниченном числе скважин. Получаемая информация носит выборочный характер и не может служить надежной основой для принятия технологических решений. Для решения проблемы автором предложена формула по оценке величины текущей нефтенасыщенности, базирующейся на использовании величины обводненности и соотношения вязкостей фильтрующихся в пустотном пространстве флюидов:
„ l-Seo Лн=—
1 +
- fJH 3 Рв
где М=—~ и р=-——, ft„ - динамическая вязкость нефти, мПас, - динамическая Mi X рв
вязкость воды, мПо'с, Д, - обводненность продукции, доли ед.
Полученное выражение может служить основой для экспресс-контроля текущей нефтенасыщенности, поскольку отличается простотой и опирается на массовое определение характеристик обводнения скважин.
Границы применимости использования данного выражения определяются в диапазоне изменения доли воды от 0 до 0,75. Остаточную нефтенасыщенность при этом необходимо контролировать независимым образом.
Для оценки достоверности предлагаемой формулы были выполнены лцборзторные эксперименты по оценке ОФП на песчаниках Южно-Неприковского и Озеркинского месторождений. В опытах на керне Южно-Неприковского месторождения динамическая вязкость нефти в пластовых условиях равнялась 5,15 мПа-с, а в экспериментах на керне Озеркинских песчаников использовалась высоковязкая нефть значением 66 мПас.
Представленное графическое сопоставление (рис. 8) кривых ОФП для образцов Южно-Неприковского и Озеркинского месторождений, насыщенности при построении которых были получены в соответствии с требованиями ОСТ 39-235-89 и с использованием формулы (1), подтверждает возможность контроля насыщенности по выражению (1).
Изучение динамики распределения насыщенноетей в нефтяных залежах, а также их достоверная количественная оценка на различных стадиях эксплуатации, необходимо при контроле разработки нефтяных месторождений и последующем принятии обоснованных решений по управлению процессами фильтрации и совершенствованию технологий выработки запасов нефти.
Рис. 8. Зависимость относительных проиицаемостей от водонасыщенности: 1 - Южно-Нсприковское месторождение; 2 - Озеркпнское месторождение
Для решения этих задач с использованием экспресс-методики оценки текущей нефтенасыщенности предлагаются следующие методические приемы определения остаточных запасов нефти:
1. По стандартному комплексу геофизических исследований скважии (ГИС) в районе /"-той скважины эксплуатационного объекта выделяется начальная эффективная толщина Я, служащая основой для общепринятого в нефтепромысловой практике построения карты начальных нефтенасьпценных толщин продуктивного пласта.
2. По всем добывающим скважинам на дату принятия технологического решения анализируются величины обводненности продукции и источники обводнения с целью выявления скважин, в которые поступает «посторонняя» вода (из выше- или нижележащего горизонта) и их исключения из дальнейшего анализа.
3. По формуле (1) рассчитывается текущая нефтенасыщенность 5«/ в районе каждой скважины.
4. В районе нагнетательных и полностью обводнявшихся добывающих скважин величины нефтенасыщенностей приравниваются к их остаточным значениям, принятым в проектном документе по разработке рассматриваемого объекта.
5. Дискретные значения Бн/ представляются в виде карты текущей нефтенасыщенности для выявления пространственного распределения доли нефти в пустотном пространстве
6. Определяются остаточные удельные объемы нефти УуЫ по каждой скважине перемножением величины 5«/ на соответствующее ей значение Я/ и величину пористости
7. По построенной карте распределения остаточных удельных объемов нефти Ууд/ =/(0) (где О - площадь залежи) определяются остаточные запасы нефти по пласту.
Получаемые на различные даты карты текущих нефтенасыщенностей в сочетании с картами остаточных удельных объемов нефти выявляют местоположение застойных и слабодренируемых зон, используются при анализе состояния выработки пласта и служат основой для принятия технологических решений по совершенствованию системы разработки. При этом комплексный анализ карт позволяет определить положение участков, содержащих экономически оправданные запасы нефти и требующих целенаправленного воздействия, а также исключить нерентабельное бурение новых скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов из действующих добывающих скважин в слабовыработанные, но недонасыщенные нефтью зоны.
В качестве примера ниже рассчитываются остаточные запасы нефти по предлагаемой методике для условий продуктивного пласта В] Центрального купола Ибряевского месторождения Карта начальных нефтенасыщенных толщин приведена на рис. 9.
Используя значения д; и 5яо характерные для условий рассматриваемого пласта, а также достоверную информацию о величинах обводненности по каждой скважине, по выражению (I) рассчитывались текущие нефтенасышенности, которые служили основой при построении соответствующей карты (рис. 10). В районе нагнетательных скважин нефтенасыщенность определялась в соответствии с величинами ее остаточных значений, принятых по результатам лабораторных исследований.
коллектора.
ГП1.
Рис. 9. Карта начальных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта
Объем нефти, содержащейся в пласте на 1.1.2000г., подсчитанный по карте остаточных удельных запасов нефти (рис. 11) при помощи комплекса графопостроения Surfer 7.0, равняется 4405,269 тыс. м3. Остаточные запасы нефти при этом составили 3632,4 тыс. т. Величина КИН в промытой зоне пласта, равная отношению накопленной добычи нефти и разности геологических и остаточных запасов нефти, составляет 0,317. Низкая эффективность процесса нефтеизвлечения по пласту Bi полностью подтверждается исследованиями, осуществленными специалистами ОАО «Гипровостокнефть» при выполнении анализа разработки Ибряевского месторождения в 2000 году.
В четвертой главе рассмотрены теоретические предпосылки возникновения объемной фильтрации в пластах-коллекторах, использование данных об объемной фильтрации при моделировании процесса конусообразования скважин и изучено влияние изменения барического поля вокруг скважины на формирование застойных зон в терригенном коллекторе на примере гидродинамического моделирования Смагинского месторождения.
Критериальный подход с выделением зон затухания фильтрации в продуктивном пласте был реализован введением в симулятор функций ОФП в зависимости от скорости (градиентов давлений и насыщенностей), и позволил отобразить формирование застойных зон, характеризующихся отношением минимальных изменений градиента насыщенности к градиенту давления (рис. 12-14). Использование данного подходе яри настройке модели с конусообразованием в скважинах позволило в явном виде выявить зоны консервации запасов нефти, взаимодействия пограничных зон фильтрации нефти и визуализации трехмерных эффектов взаимодействия этих зон.
Рис. 13. Распределение нефтенасыщенностн по разрезу после интенсификации скв. 96
А) Б)
Рис. 14. Соотношение градиентов нефтенасыщешюсти к градиентам давлений до (А) и после (Б)
интенсификации с кн. 96
Основные выводы и результаты работы;
1. Экспериментально установлено, что при фильтрации высоковязких иефтей даже во временных рамках проведения лабораторного опыта наблюдается изменение смачиваемости и структуры пустотного пространства за счет адсорбции полярных компонентов нефти на внутрипоровой поверхности минералов, слагающих породу (на примере Пушкарихинского месторождения).
2. Гидрофобный характер пластовой системы и изменение внутрипоровой структуры приводит к дополнительной блокировке нефти, и, как следствие, более стремительному снижению проницаемости по нефти. Изменчивость свойств и состава нефти в процессе разработки оказывает существенное влияние на характеристики двухфазной фильтрации, которые необходимо учитывать в гидродинамических моделях для избежания ошибок при д&тьнейшем совершенствовании системы разработки нефтяных залежей.
3. Экспериментально показано, что анизотропия пласта высокопористого, высокопроницаемого верейского горизонта Южно-Неприковского месторождения оказывает существенное влияние на вид и характер кривых относительных фазовых прошщаемостей.
4. Предложен новый вид коэффициента анизотропии пласта, позволяющий оценивать анизотропию через отношение фазовых проницаемостей по нефтяной фазе в разных направлениях. Данный параметр отражает свойства системы «порода-углеводородная жидкость», в то время как стандартный коэффициент, основанный на газопроницаемости, учитывает лишь свойства скелета породы, что не правомерно для описания фильтрационных процессов.
5. Экспериментально определено влияние градиентов давления на важные характеристики эффективности процесса нефтеизвлечения. Показано, что при увеличении градиента давления по направлению фильтрации жидкости в пласте, происходит увеличение фазовой проницаемости для нефти в направлении, перпендикулярном напластованию. Это свидетельствует о вовлечении в процесс массопереноса дополнительных норовых каналов, ранее не участвовавших при фильтрации.
6. Экспериментально показано, что степень извлечения высоковязкой нефти из терригенных отложений бобриковского горизонта Горбуновского месторождения в процессе промывки пласта зависит от темпов заводнения (скорости или градиентов давления). При
темпах заводнения, отличающихся от оптимального значения, коэффициент вытеснения снижается. Пренебрежение явлением подвижности капиллярно-защемлённой высоковязкой нефти может приводить к значительным ошибкам при определении коэффициентов вытеснения по стандартной методике.
7. Предложен метод определения текущей нефтенасыщенности по степени обводненности, который может использоваться как для контроля выработки как околоскважинных областей, так и продуктивных пластов в целом.
8. Предложена методика определения остаточных запасов нефти, основанная на экспресс-анализе текущей нефтенасыщенности пласта.
9. Показано, что для адекватного отображения реальных фильтрационных процессов в пористой среде в трехмерных гидродинамических симуляторах необходимо введение ограниченных областей путем критериальных функций (зависимости ОФП от капиллярных и гравитационных чисел). Практическим параметром отображения может служить комплексный параметр соотношения градиента насыщенности к градиенту давления в трех плоскостях, позволяющий в явном виде выявить зоны консервации остаточных запасов.
Основные положения диссертации опубликованы в работах:
1. Ковалев A.A., Михайлов H.H. Экспериментальное исследование влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации // Вестник ЦКР Роснедра, №1,2011, с.29-34.
2. Ковалев A.A. Проблемы идентификации процесса двухфазной фильтрации для гидродинамических расчетов // Известия Самарского научного центра РАН: Спец. выпуск «Проблемы нефти и газа». - Самара, 2003. - С. 89-94.
3. Михайлов H.H., Ковалев A.A. Экспериментальное изучение формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазы при различной скорости вытеснения высоковязкой нефти // Вестник ЦКР Роснедра, №2,2011, с.2-6.
4. Люстрицкий В.М., Ковалев A.A. Метод учета гидродинамического несовершенства скважины при проектировании разработки нефтяных месторождений // Известия Самарского научного центра РАН: Спец. выпуск «Проблемы нефти и газа». - Самара, 2002.-С. 141-143.
5. Попков В.И., Ковалев A.A., Зацепина C.B., Шакшин В.П. Новые аспекты объемной фильтрации жидкостей в трехмерных моделях // Известия Самарского научного центра РАН: Спец. выпуск "Проблемы нефти и газа". - Самара, 2005. - С. 83-92.
6. Ковалев A.A., Михайлов H.H. Экспериментальная оценка эффективности вытеснения капиллярно-защемленной высоковязкой нефти из терригенных коллекторов // Бурение и нефть, №11, 2011, с.38-40.
7. Михайлов H.H., Ковалев A.A. Влияние капиллярного защемления и компонентного состава высоковязкой нефти на эффективность ее вытеснения // Материалы III Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 20-21 сентября 2011 г., Москва, Том 1, С. 187-191.
8. Ковалев A.A. Анализ фильтрационных характеристик и их использование в гидродинамических расчета* // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефги, Самара, 2003, с. 41-46.
9. Ковалев A.A. Влияние анизотропии горных пород на фильтрационные характеристики продуктивных пластов и зффектнвность процессов добычи нефти // Современные методы разработки, эксплуатации и обустройства нефтяных месторождений. Тр. Гипровостокнефти. - Самара, 1999, с.58-65.
10. Ковалев A.A. Изучение вертикальной анизотропии пласта // Повышение надежности и экологической безопасности в нефтедобывающем производстве: Тр. Гипровостокнефти. -Самара, 1998, с. 144-146.
11. Ковалев A.A. Некоторые аспекты изучения локальной неоднородности пород-коллекторов для повышения эффективности выработки запасов / Сборник трудов VII Международной научно-практической конференции "Ашировские чтения", 6-9 октября 2010 г., Туапсе, С.
12. Ковалев A.A. Остаточная нефтенасышенность продуктивных пластов // Современные методы разработки, эксплуатации и обустройства нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. - Самара, 1999, с. 66-69.
13. Ковалев A.A., Вашкевич A.A., Петухов А.Ю., Гилев Д.А. Влияние изменения силового поля вокруг скважины на формирование застойных зон в пласте / Сборник трудов II Международной научно-практической конференции "Интенсификация добычи нефти", 7-8 сентября 2006 г., Томск, С. 72-77.
14. Ковалев A.A., Люстрицкий В.М. Метод определения остаточных запасов нефти продуктивного пласта // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. - Самара, 2002, с.59-66.
15. Ковалев A.A., Люстрицкий В.М. Определение текущей нефтенасыщенносги в перфорированной части продуктивного пласта // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. - Самара, 2000. - С.70-78.
16. Колганов В.И., Новиков А.Г., Демин С В., Ковалев A.A. О разных законах влияния вязкости нефти на нефтеотдачу в опубликованных статистических моделях // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти, Самара, 2001, с. 63-69.
17. Люстрицкий В.М., Ковалев A.A. Анизотропия пласта и пути снижения темпов обводнения призабойной зоны пласта // История, достижения и проблемы геологического изучения Самарской области: Сборник научных трудов, посвященный 300-летию геологической службы России. - Самара, 2000. - С 346-352.
18. Люстрицкий В.М., Ковалев A.A. Контроль за выработкой продуктивных пластов // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. -Самара, 2001, с.101-104.
19. Ковалев A.A. Гидродинамическое несовершенство скважин и его влияние на нефтеотдачу пласта / Тезисы докладов 1 Всероссийской научной конференции ученых и студентов «Нефтегазовые и химические технолопш», 23-24 октября 2001 г., Самара, С. 15-16.
20. Ковалев A.A., Михайлов H.H. Экспериментальное исследование влияния компонентного состава высоковязкой нефти и ее капиллярного защемления на полногу вытеснения из коллекторов порового типа / Тезисы докладов Всероссийской конференции с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», 15-18 ноября 2011 г., Москва С. 65.
176-179.
Соискатель
akovalev@samara-nafta.ru
A.A. Ковалев
Подписано в печать: 15.12.2011 г. Объем: 1,0усл.п.л. Тираж: 100 экз. Заказ № 602 Отпечатано в типографии «Реглет». 119526, г. Москва, Страстной бульвар, д. 6,стр. 1. (495) 978-43-34; www.reglet.ru
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ковалев, Алексей Алексеевич
Введение
1. Анализ степени влияния различных факторов на коэффициент извлечения нефти и достоверность технологических расчетов показателей разработки (по литературным данным)
1.1. Влияние геолого-физических факторов продуктивного пласта на коэффициент извлечения нефти
1.2. Роль околоскважинной зоны пласта и процессов, происходящих в ней, на эффективность нефтедобычи
1.3. Возможности и ограничения современных геолого-гидродинамических моделей при проектировании и регулировании процессов нефтеизвлечения (роль ФЕС в достоверности результатов моделирования)
1.4. Выводы по главе
2. Анализ влияния особенностей двухфазной фильтрации на показатели эффективности разработки
2.1. Обоснование необходимости проведения специализированных лабораторных экспериментов при исследовании многофазной фильтрации
2.2. Основные фильтрационные характеристики пород-коллекторов
2.2.1. Факторы, влияющие на относительные фазовые проницаемости
2.2.2. Способы определения относительных проницаемостей для нефти и воды
2.3. Существующие представления о механизме фильтрации жидкостей в поровом пространстве
2.3.1. Экспериментальные исследования влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации
2.3.1.1 Постановка эксперимента
2.3.1.2 Описание эксперимента
2.3.1.2.1 Изучение влияния состава нефти и вязкости (эксперимент 1)
2.3.1.2.2 Изучение влияния смачиваемости (эксперимент 2)
2.4. Влияние анизотропии коллектора на фильтрационные характеристики продуктивных пластов и эффективность нефтеизвлечения
2.5. Влияние изменения скорости силового воздействия на анизотропию пласта
2.6. Роль формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазы в процессах эффективного нефтеизвлечения (на примере высоковязких нефтей)
2.7. Выводы по главе
3. Нефтенасыщение пласта в процессе разработки как критерий достоверности результатов гидродинамического моделирования
3.1. Существующие методы определения текущей нефтенасыщенности
3.1.1. Методы определения текущей нефтенасыщенности в лабораторных условиях
3.1.2. Геофизические методы контроля текущей нефтенасыщенности
3.1.3. Гидродинамические методы оценки нефтенасыщенности
3.2. Оценка текущей нефтенасыщенности продуктивного пласта по степени обводненности при совместной фильтрации нефти и воды
3.3. Практическое использование метода оценки текущей нефтенасыщенности по степени обводнения добываемой продукции
3.3.1. Сопоставление величин насыщенностей, определяемых по ОСТ 39-235-89, с расчетными значениями нефтенасыщенности
3.3.2. Сравнение функций ОФП, насыщенности в которых определялись по предлагаемому методу и по результатам адаптации в трехмерных гидродинамических моделях
3.3.3. Сопоставление насыщенностей в скважинах, определенных по предлагаемому методу и по результатам компьютерной интерпретации распределения насыщенностей
3.4. Повышение информативности результатов распределения остаточных запасов нефти в продуктивном пласте
3.4.1. Существующая в нефтепромысловой практике методика определения остаточных запасов нефти
3.4.2. Определение величины остаточных запасов нефти с использованием данных о нефтенасыщенности
3.5. Выводы по главе
4. Повышение эффективности моделирования процессов разработки залежей на основе объёмной фильтрации путём уточнения ФЕС пласта
4.1. Теоретические предпосылки возникновения объемной фильтрации в пластах-коллекторах
4.2. Влияние изменения силового поля вокруг скважины на формирование застойных зон в пласте (на примере гидродинамического моделирования)
4.3. Учёт влияния анизотропии пласта при моделировании разработки
4.4. Выводы по главе 4 162 Заключение 164 Список использованной литературы
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение информативности моделирования разработки нефтяных месторождений путем уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта"
Удовлетворение растущих потребностей страны в нефти и нефтепродуктах, с одной стороны, а также ухудшение структуры сырьевой базы и вступление крупных месторождений, обеспечивающих основную долю добычи природных углеводородов, в завершающую стадию, с другой стороны, требуют от специалистов нефтегазодобывающей отрасли поиска новых научно-обоснованных технологических решений по совершенствованию системы разработки залежей.
Проблема эффективного извлечения нефти из вновь вводимых месторождений, большая часть которых относится к резервуарам с трудноизвлекаемыми запасами, а также повышение степени извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях, являются одними из актуальнейших задач нефтедобычи.
Актуальность диссертационной работы
Известно, что управление разработкой нефтяных месторождений в настоящее время осуществляется при помощи адресных геолого-математических моделей. Адекватность моделей и правомочность последующих инженерных решений по совершенствованию системы разработки, обусловлены количеством и качеством исходной информации о пластовых системах и достоверностью описания процессов переноса флюидов в пласте. Создание и поддержание моделей в актуальном состоянии повышает уровень требований к методам получения всесторонней и достоверной информации. Повышение информативности моделирования сопряжено с необходимостью более детального изучения процессов, происходящих при многофазной фильтрации в пласте.
Повышение требований к исследованию природных геолого-физических факторов, определяющих формирование фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, распределение нефти и воды в поровом пространстве при их фильтрации в пласте, позволит более обоснованно подходить к решению задач оперативного управления разработкой залежи. Получаемая по результатам керновых исследований информация служит основой для интерпретации данных геолого-геофизических, гидродинамических исследований скважин, построения геолого-математических моделей залежей, настройки гидродинамических моделей, расчета технологических показателей разработки и является базой для обоснования КИН и технологий его увеличения.
Известные сложности, связанные с явлениями анизотропии пласта, подвижностью капиллярно-защемленной остаточной нефти, изменением свойств пласта в процессе фильтрации, обычно связываются со сложнопостроенными коллекторами (низкопроницаемыми, заглинизированными, со сложной структурой внутрипорового пространства). Фильтрация флюидов в таких коллекторах осуществляется избирательно, исходя из топологии и строения пустотного пространства, а также активности минерального скелета пласта. Избирательность фильтрации флюидов на микроуровне определяет и эффективность вытеснения нефти водой. Для относительно простых терригенных отложений, распространенных на территории Самарской области и представленных гранулярными коллекторами, как правило, кварцевыми песчаниками, с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, вышеперечисленными эффектами анизотропии пренебрегают. Однако анализ проектных решений для месторождений Самарской области, выполненных на основе стандартных подходов, указывает на значительные расхождения проектных и фактических показателей разработки. Для повышения информативности моделирования необходима детализация знаний об особенностях ФЕС пласта и особенностях двухфазной фильтрации для терригенных пластов, обладающих высокими значениями ФЕС и однородной внутрипоровой структурой.
Учитывая важность и значимость явлений анизотропии фильтрационных характеристик, капиллярного защемления нефтяной фазы, изменения смачиваемости при фильтрации, определяющих эффективность извлечения нефти, целью исследований диссертации является демонстрация влияния этих эффектов для простых гранулярных коллекторов Самарской области. Изучение данных вопросов является актуальным для повышения информативности как физического (лабораторного), так и математического (гидродинамического) моделирования.
Поэтому выполнение таких исследований, по мнению автора, и определяет актуальность выбранной темы диссертационной работы применительно к выбранным объектам исследования. Цель работы
Экспериментальное изучение процессов двухфазной фильтрации, эффектов анизотропности фильтрационных характеристик, явлений капиллярного защемления нефтяной фазы, механизмов формирования остаточной нефтенасыщенности при фильтрации высоковязкой нефти на примере терригенных отложений пород-коллекторов месторождений Самарской области.
Объекты исследований
Терригенные отложения продуктивных пластов верейского и бобриковского горизонтов Самарской области, характеризующиеся простой структурой пустотного пространства и высокими фильтрационно-емкостными свойствами.
Основные задачи исследований
1. Исследование факторов, оказывающих влияние на точность моделирования при оценке полноты выработки запасов.
2. Лабораторное исследование влияния анизотропии горных пород-коллекторов на фильтрационные характеристики продуктивных пластов и эффективность извлечения нефти.
3. Экспериментальное исследование влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации.
4. Экспериментальное изучение механизмов формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазы при вытеснении высоковязкой нефти.
5. Разработка методики определения остаточных запасов нефти, учитывающей условия формирования остаточной нефти в пласте на основе данных о нефтенасыщенности.
6. Исследование критериальных параметров объемности течения жидкостей и их использование в гидродинамическом моделировании для выделения границ локализации неподвижных запасов.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались на основе анализа и теоретического обобщения литературного материала, лабораторного изучения фильтрационных характеристик пород-коллекторов, аналитического исследования процессов, происходящих при фильтрации жидкостей в пустотном пространстве, трехмерного математического моделирования разработки залежей природных углеводородов. Научная новизна
1. Впервые для месторождений Самарской области экспериментально исследована анизотропия фильтрационных характеристик (отношение фазовой проницаемости для нефти в вертикальном и латеральном направлениях) в зависимости от градиентов давления и насыщенности;
2. Экспериментально изучено изменение смачиваемости и структуры пустотного пространства при фильтрации высоковязкой нефти на примере терригенного коллектора Пушкарихинского месторождения;
3. Экспериментально установлена закономерность подвижности капиллярно-защемленной нефтяной фазы при различных скоростях вытеснения высоковязкой нефти водой на примере терригенного коллектора Горбуновского месторождения;
4. Исследованы характеристики повышения степени гидрофобизации песчаных коллекторов и увеличения остаточной нефтенасыщенности образцов керна Южно-Неприковского месторождения при повторном нефтенасыщении;
5. Предложена формула экспресс-оценки величины текущей нефтенасыщенности на основе данных об обводненности и различия вязкостей нефти и воды;
6. Предложены новые методические подходы определения величины остаточных запасов нефти, учитывающие значения текущей нефтенасыщенности.
Практическая значимость работы
1. Выявленные эффекты изменения смачиваемости и структуры пустотного пространства при фильтрации высоковязкой нефти за счет адсорбции полярных компонентов нефти на внутрипоровой поверхности минералов необходимо учитывать при гидродинамических расчетах и лабораторном моделировании.
2. Экспериментально установленное влияние градиентов давления на полноту вытеснения высоковязкой нефти необходимо учитывать при совершенствовании методик лабораторного моделирования. Пренебрежение явлением подвижности капиллярно-защемленной высоковязкой нефти приводит к значительным ошибкам при определении коэффициентов вытеснения по стандартной методике.
3. Полученная зависимость коэффициента анизотропии от величины градиента давления по напластованию позволяет выявить влияние вертикальной фильтрации жидкости на процесс объемного массопереноса в поровом пространстве пород-коллекторов.
4. Выявленные эффекты увеличения остаточной нефтенасыщенности при поступлении нефти в промытую зону пласта необходимо учитывать при организации ППД с применением метода изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП).
5. Полученная формула оценки величины текущей нефтенасыщенности позволяет контролировать доли флюидов в поровом объеме коллектора в околоскважинном пространстве пласта и при лабораторном определении относительных проницаемостей.
6. Разработанные методические приемы оценки остаточных запасов нефти могут быть использованы для решения задач выявления застойных зон в продуктивных пластах.
Реализация работы в промышленности
Все исследования соискателя вызваны потребностями практики и проектирования разработки нефтяных месторождений. Результаты диссертационной работы использованы ОАО «Институт «Гипровостокнефть» при выполнении «Анализа разработки Подгорненского месторождения Самарской области» (1999г.), «Пересчета запасов нефти и газа Саврухинского месторождения Самарской области» (2000г.), «Технологической схемы разработки Казаковского месторождения Булатовского лицензионного участка» (2002г.), о чем имеются соответствующие акты промышленного внедрения. Апробация работы:
Основные положения и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на следующих семинарах, конференциях и симпозиумах:
1. Семинар «Перспективы внедрения новых технологий в разработке нефтяных залежей» (13-14 октября 2000г., Самара);
2. I Всероссийская научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Нефтегазовые и химические технологии» (23-24 октября 2001г., Самара), диплом I степени;
3. II Международная научно-практическая конференция «Интенсификация добычи нефти» (7-8 сентября 2006г., Томск);
4. Семинар НП НАЭН «Исходная информация для подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа», (17-18 мая 2010г., Москва);
5. VII Международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения» (6-9 октября 2010г., Туапсе);
6. Семинар НП НАЭН «Современные технологии разработки месторождений с высоковязкими и «тяжелыми» нефтями», (18-20 июля 2011г., Москва);
7. III Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (20-21 сентября 2011г., Москва);
8. VIII Международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения» (26-29 сентября 2011г., Туапсе), диплом за выдающийся вклад в развитие прикладной отечественной науки в области повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжского региона;
9. XI Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (27-29 сентября 2011г., Геленджик);
10. Семинар НП НАЭН «Детальное изучение геологического строения месторождений для интенсификации добычи УВС», (28-29 сентября 2011г., Москва);
11. Научно-практическая конференция «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений», посвященная памяти H.H. Лисовского (8-9 ноября 2011г., Москва);
12. Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», (1518 ноября 2011г., Москва).
Основные положения диссертации обсуждались на семинаре кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (2011г.). Публикации
По теме диссертации опубликовано 20 печатных работ [49-61,74,9193,107,108,124], шесть из которых в изданиях, включенных в перечень ВАК [55,59,61,93,108,124].
В диссертационной работе защищаются следующие положения;
1. Результаты экспериментальных исследований по выявлению зависимости анизотропии фильтрационных характеристик от градиента давления и насыщенности по направлению фильтрации жидкостей в пласте для терригенных коллекторов с высокими ФЕС.
2. Результаты лабораторных экспериментов по выявлению влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации высокопроницаемых терригенных коллекторов.
3. Результаты экспериментальных исследований формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазой при вытеснении высоковязкой нефти из терригенных отложений с простой структурой пустотного пространства и высокими ФЕС.
4. Расчетная формула оценки текущей нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой из пористой среды.
5. Результаты гидродинамического моделирования процесса конусообразования скважин Смагинского месторождения и выявления застойных зон с применением в моделях критериальных функций, ограничивающих область воздействия.
Благодарности:
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н., действительному члену РАЕН, профессору Михайлову H.H. за постоянное внимание и неоценимую помощь при выполнении и завершении работы. Непосредственную помощь и консультации автор получил от профессора СамГТУ д.т.н., профессора Люстрицкого В.М., а также сотрудников ОАО «Институт «Гипровостокнефть»: кандидатов технических наук [Ковалева В.С.|, Ковалевой Г.А., [Колганова В.И.|, Сазонова Б.Ф.
Автор всем им выражает глубокую и искреннюю благодарность.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ковалев, Алексей Алексеевич
4.4. Выводы по главе 4
1. На базе теоретического анализа с привлечением выявленных в предыдущих главах особенностей многофазной фильтрации обосновано наличие многомерной фильтрации в пластах-коллекторах.
2. Для адекватного отображения реальных фильтрационных процессов в пористой среде в трехмерных гидродинамических симуляторах необходимо введение ограниченных областей путем критериальных функций.
3. Практическим параметром отображения может служить комплексный параметр соотношения градиента насыщенности к градиенту давления в трех плоскостях, позволяющий в явном виде выявить зоны консервации остаточных запасов.
4. При моделировании залежей, подстилающихся пластовой водой и возникновении процесса конусообразования в скважинах, необходимо применение неравномерных сеток с различающимися размерами элементарных ячеек для достоверной оценки начальных дебитов скважин и пространственного распространения границ воздействия.
5. Учет влияния анизотропии пласта при моделировании также способствует более достоверному отображению реальных процессов, происходящих при фильтрации жидкостей в продуктивных пластах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании проведенных лабораторных исследований кернового материала месторождений Самарской области и анализа экспериментальных данных, теоретических исследований и результатов трехмерного математического моделирования сделаны следующие основные выводы:
1. Экспериментально установлено, что при фильтрации высоковязких нефтей даже во временных рамках проведения лабораторного опыта наблюдается изменение смачиваемости и структуры пустотного пространства за счет адсорбции полярных компонентов нефти на внутрипоровой поверхности минералов, слагающих породу (на примере Пушкарихинского месторождения).
2. Гидрофобный характер пластовой системы и изменение внутрипоровой структуры приводит к дополнительной блокировке нефти, и, как следствие, более стремительному снижению проницаемости по нефти. Изменчивость свойств и состава нефти в процессе разработки оказывает существенное влияние на характеристики двухфазной фильтрации, которые необходимо учитывать в гидродинамических моделях для избежания ошибок при дальнейшем совершенствовании системы разработки нефтяных залежей.
3. Экспериментально показано, что анизотропия пласта высокопористого, высокопроницаемого верейского горизонта Южно-Неприковского месторождения оказывает существенное влияние на вид и характер кривых относительных фазовых проницаемостей.
4. Предложен новый вид коэффициента анизотропии пласта, позволяющий оценивать анизотропию через отношение фазовых проницаемостей по нефтяной фазе в разных направлениях. Данный параметр отражает свойства системы «порода-углеводородная жидкость», в то время как стандартный коэффициент, основанный на газопроницаемости, учитывает лишь свойства скелета породы, что не правомерно для описания фильтрационных процессов.
5. Экспериментально определено влияние градиентов давления на важные характеристики эффективности процесса нефтеизвлечения. Показано, что при увеличении градиента давления по направлению фильтрации жидкости в пласте, происходит увеличение фазовой проницаемости для нефти в направлении, перпендикулярном напластованию. Это свидетельствует о вовлечении в процесс массопереноса дополнительных поровых каналов, ранее не участвовавших при фильтрации.
6. Экспериментально показано, что степень извлечения высоковязкой нефти из терригенных отложений бобриковского горизонта Горбуновского месторождения в процессе промывки пласта зависит от темпов заводнения (скорости или градиентов давления). При темпах заводнения, отличающихся от оптимального значения, коэффициент вытеснения снижается. Пренебрежение явлением подвижности капиллярно-защемлённой высоковязкой нефти может приводить к значительным ошибкам при определении коэффициентов вытеснения по стандартной методике.
7. Предложен метод определения текущей нефтенасыщенности по степени обводненности, который может использоваться как для контроля выработки как околоскважинных областей, так и продуктивных пластов в целом.
8. Предложена методика определения остаточных запасов нефти, основанная на экспресс-анализе текущей нефтенасыщенности пласта.
9. Показано, что для адекватного отображения реальных фильтрационных процессов в пористой, среде в трехмерных гидродинамических симуляторах необходимо введение ограниченных областей путем критериальных функций (зависимости ОФП от капиллярных и гравитационных чисел). Практическим параметром отображения может служить комплексный параметр соотношения градиента насыщенности к градиенту давления в трех плоскостях, позволяющий в явном виде выявить зоны консервации остаточных запасов.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ковалев, Алексей Алексеевич, Москва
1. Абасов М.Т. Влияние температуры на фазовую проницаемость коллекторов / НТС «Нефтепромысловое дело», 1965, №10.
2. Абасов М.Т., Алияров Р.Ю., Кондрушкин Ю.М., Мусаев P.A., Гашимов А.Ф., Лунина В.Н., Мустафаев Р.Т., Гасымов А.Ш., Алигелазова A.A. Смачиваемость пород-коллекторов в процессе разработки залежей нефти // Нефтяное хозяйство. 2004. - №8. -с. 69-71.
3. Аметов И.М., Бакарджиева В.И., Гальцев В.Е., Заболоцкая В.А. Исследование адсорбции смолисто-асфальтеновой фракции при фильтрации нефти и воды через модель нефтяного пласта // Нефтяное хозяйство. 1993. - №3, - с. 57-59.
4. Аметов И.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Кузнецов В.В., Сальников Д.И. Влияние ориентации образцов керна на определение фильтрационных свойств пород-коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 6. - с. 22-23.
5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. -572 с.
6. Аширов К.Б., Альтов A.B., Борисов Б.Ф., Данилов В.И. Методика изучения свойств остаточной нефти в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 6, - с. 53-56.
7. Баишев Б.Т. Функции распределения проницаемости и учет неоднородности при проектировании разработки нефтяных месторождений // Тр. ВНИИ. 1960. Вып. 28. с. 3966.
8. Балакин В.В., Воропанов В.Е., Хавкин А.Я. Особенности современных технологий разглинизации призабойных зон скважин в низкопроницаемых глиносодержащих коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. - № 2,-с. 31-35.
9. Балинов B.C. Влияние физико-химических свойств на фазовые проницаемости горных пород для системы вода-углеводородная жидкость // Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, 1972.-вып. 31,-с. 104-113.
10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.
11. Березин В.М. Фазовые проницаемости продуктивных песчаников для нефти и воды // Разработка и увеличение нефтеотдачи нефтяных месторождений / Науч. тр. УфНИИ, 1967, вып. XVII,-с. 30-41.
12. Березин В.М., Ярыгина B.C. Распределение воды и нефти в поровом пространстве продуктивных пород // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 10, - с. 41-42.
13. Березин В.М., Шутихин В.И., Ярыгина B.C. Относительные проницаемости известняков среднего карбона месторождений Башкирии / Науч. тр. БашНИПИнефть, Уфа, 1975, вып. 44,-с. 104-112.
14. Березин В.М., Ярыгина B.C., Шутихин В.И. Оценка первоначальной водонасыщенности продуктивных пластов месторождений Башкирии лабораторными методами // Геология нефти и газа. 1979. - №9. - с. 36-40.
15. Берлин A.B. Оценка относительных проницаемостей пород на стадии проектирования разработки // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 6, - с. 46-49.
16. Берлин A.B., Сургучев M.JI. О факторах, влияющих на фазовые проницаемости для нефти и воды // Разработка нефтяных месторождений в осложненных условиях и вопросы физики пласта / Сб. науч. тр. ВНИИ, 1984, вып. 87, с. 33-40.
17. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990. -427 с.
18. Борсуцкий З.Р., Тульбович Б.И., Злобин A.A. Изучение остаточной нефти в поровом объеме коллекторов импульсным методом ядерного магнитного резонанса // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 11, - с. 23-27.
19. Вагин В.П., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Покровский В.В. Метод расчета насыщенности пород в экспериментах по совместной фильтрации нефти и воды // Сб. науч. тр. ВНИИ. 1987. - вып. 99. - с. 45-51.
20. Васильевский В.Н. Промысловый метод определения текущей нефтенасыщенности пластов // Нефтяное хозяйство. 1968. - № 5. - с. 26-29.
21. Васильевский В.Н., Блох С.С., Кучумов Н.Ф., Сагитов А.У. Некоторые результаты гидродинамических методов контроля за текущей нефтенасыщенностью пластов // Нефтяное хозяйство. 1971. - №7. - с. 26-30.
22. Вашуркин А.И., Ревенко В.М. Методика определения фазовых проницаемостей по данным нестационарной фильтрации / НТС «Нефть и газ Тюмени», Тюмень, 1972, вып. 13,-с. 33-36.
23. Вашуркин А.И., Цибулько A.M., Ревенко В.М. К методике расчета фазовых проницаемостей при нестационарной фильтрации / НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени», Тюмень, 1976, вып. 31, - с. 23-25.
24. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: недра, - 1982.-312 с.
25. Глоговский М.М. Дебит скважин, несовершенных по степени вскрытия пласта / Тр. МНИ им. акад. И.М. Губкина, вып. 11, Гостоптехиздат, 1951, с. 99-119.
26. Горбачев Б.И. Зависимость относительных проницаемостей для нефти и воды от прочности межфазных пленок и абсолютного уровня вязкости нефти // Проблемы нефти и газа Тюмени, Тюмень, 1975, вып. 25, с. 52-55.
27. Горбунов А.Т., Пугачева С.Г., Рябинина З.К. Анализ кривых фазовых проницаемостей и их использование в гидродинамических расчетах // Нефтяное хозяйство. 1971. - №7. -с. 33-37.
28. Горбунов В.Е. О свойствах смесей флюидов // Обзор, информ. ВНИИЭгазпром./ Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., - 1990. -70 с.
29. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Петраков A.M. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия // нефтяное хозяйство. -2000. -№ 12.-с. 12-15.
30. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. -М.: Недра, 1972,-268 с.
31. Джакиев К. Т. Методы прогноза технологических показателей разработки на поздней стадии для залежей с высоковязкой нефтью. (На примере месторождений Эмбинского района КазССР). Автореферат диссертации, ВНИИ, М.; 1984, с. 27.
32. Дмитриев М.Н., Дмитриев Н.М., Кадет В.В. Обобщенный закон Дарси и структура фазовых и относительных фазовых проницаемостей для двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах. Изв. РАН. 2003, № 2, с. 136-145.
33. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. О структуре тензоров коэффициентов фазовых и относительных проницаемостей для анизотропных пористых сред. Докл. РАН. 1998, т.358, № 3.
34. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазое В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 56 с.
35. Зайцев М.В., Михайлов H.H. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины. //Нефтяное хозяйство 2004,№1.-с.64-66.
36. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: - 2004. - 520с.
37. Зиннатуллин Н.Х. Определение доли нефти в жидкости, извлекаемой из пласта, по данным геофизических исследований скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996. - №10. - с. 40-42.
38. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.; Недра, 2000.-414 с.
39. Исказиев К.О. Исследование влияния фильтрационной анизотропии на разработку неоднородных коллекторов нефти и газа. Автореферат диссертации, ТПУ, Томск, 2006, с.21.
40. Кадет В.В., Селяков В.И., Мусин М.М., Мусин P.M. Анализ эффективности заводнения с учетом характера течения жидкостей на микроуровне // Нефтяное хозяйство. 1995. -№12, -с. 40-43.
41. Казаков A.A. Эффективность форсированного отбора жидкости на зарубежных нефтяных месторождениях. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - (Обзорн. Информ. Сер. Нефтепрпромысловое дело).
42. Каменецкий С.Г., Суслов В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пласта. М.: Недра, 1967. - 215 с.
43. Касов A.C., Новгородов В.В., Корчемкин В.Н. Влияние условий проведения опытов на коэффициент вытеснения нефти водой // Особенности геологического строения и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири: Тр. СибНИИНП. 1981. Вып. 23. -с.119-129.
44. Катеев М.В., Попков В.И., Зацепина C.B. Виртуальное регулирование разработки нефтегазовых залежей в численных гидродинамических моделях /Вестник СамГТУ, вып. 28, 2004.-С. 107-111.
45. Кисиленко Б.Е. Влияние соотношения вязкостей и скоростей вытеснения на характер продвижения водонефтяного контакта и нефтеотдачу пласта (по данным лабораторных исследований) // Нефтяное хозяйство. 1963. - № 11, - с. 35-40.
46. Ковалев A.A. Анализ фильтрационных характеристик и их использование в гидродинамических расчетах // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти, Самара, 2003, с. 41-46.
47. Ковалев A.A. Гидродинамическое несовершенство скважин и его влияние на нефтеотдачу пласта / Тезисы докл. I Всероссийской научной конференции ученых и студентов «Нефтегазовые и химические технологии», Самара, 2001, с. 15-16.
48. Ковалев A.A. Изучение вертикальной анизотропии пласта // Повышение надежности и экологической безопасности в нефтедобывающем производстве: Тр. Гипровостокнефти. -Самара, 1998. С. 144-146.
49. Ковалев A.A. Некоторые аспекты изучения локальной неоднородности пород-коллекторов для повышения эффективности выработки запасов / Сб. трудов VII Межд. научно-практич. конференции "Ашировские чтения", Самара, 2010, с. 176-179.
50. Ковалев A.A. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных пластов// Современные методы разработки, эксплуатации и обустройства нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. Самара, 1999. - С. 66-69.
51. Ковалев A.A. Проблемы идентификации процесса двухфазной фильтрации для гидродинамических расчетов// Известия Самарского научного центра Российской академии наук: Спец. выпуск «Проблемы нефти и газа». Самара, 2003. - С. 89-94.
52. Ковалев A.A., Люстрицкий В.М. Метод определения остаточных запасов нефти продуктивного пласта //Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. Самара, 2002. - С.59-66.
53. Ковалев A.A., Люстрицкий В.М. Определение текущей нефтенасыщенности в перфорированной части продуктивного пласта// Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. Самара, 2000. - С.70-78.
54. Ковалев A.A., Михайлов H.H. Экспериментальное исследование влияния полярных компонентов нефти на характеристики двухфазной фильтрации // Вестник ЦКР Роснедра, №1, 2011, с.29-34.
55. Ковалев A.A., Михайлов H.H. Экспериментальная оценка эффективности вытеснения капиллярно-защемленной высоковязкой нефти из терригенных коллекторов // Бурение и нефть, №11, 2011,с.38-40.
56. Ковалев А.Г., Вашуркин А.И. О неоднородности нефтесодержащих коллекторов // Тр. ВНИИ.-М., 1966, вып. XLIV.-c. 13-21.
57. Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Тульбович Б.И., Кочкин О.В., Петерсилье В.И. Сопоставление значений относительных фазовых проницаемостей, определенных различными методами // Сб. науч. тр. ВНИИ, 1993, вып. 117, ч. II, с. 42-47.
58. Ковалев А.Г., Кузнецов В.В., Багринцева К.И., Пих H.A. О результатах определения остаточной водонасыщенности прямым и косвенным методами // Геология нефти и газа. 1986. - №8.-с. 43-47.
59. Ковалев А.Г., Курбанов А.К., Огаджанянц В.Г., Розенберг М.Д. Влияние скорости движения жидкости в пласте на нефтеотдачу / Ежегодник ВНИИ «Теория и практика добычи нефти». М.: Недра, 1970. с. 3-11.
60. Ковалева Г.А., Манырин В.Н., Швецов И.А. Влияние основных факторов на эффективность нефтеизвлечения / IV научно-производственная конференция «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов», Самара, 2000. -с. 7-9.
61. Ковалева О.В. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти // Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти, 1990, с. 103-114.
62. Колганов В.И., Гавура В.Е. Начальная водонасыщенность карбонатного пласта В) на Сосновском месторождении // Геология нефти и газа. 1971. - №10. - с. 29-35.
63. Колганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. -М: Недра, 1965.-263 с.
64. Колганов В.И., Югин Л.Г., Солдаткина Н.И., Каштанова Г.М. Коллекторские свойства продуктивного пласта A4 башкирского яруса Бобровского месторождения // Тр. Гипровостокнефти. Куйбышев, 1973. - Вып. XVII. - с. 61-68.
65. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы. М.: Мир, 1964. - 207 с.
66. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. - 288 с.
67. Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С., Юрчак В.П. Проницаемость литологически однородных песчаников пласта Д1 Туймазинского нефтяного месторождения // РНТС. Сер. ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1965. - № 6. - с. 7-9.
68. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении.-М.: Недра, 1974. -192 с.
69. Кузнецов A.M. Научно-методологические основы исследования влияния свойств пород-коллекторов на эффективность извлечения углеводородов из недр: Дисс. . д-ра техн. наук. М., 1999.-280с.
70. Кузнецов A.M. Установка для исследования многофазной фильтрации с рентгеновским контролем насыщенности. Деп. в ВИНИТИ 28.07.98., № 2447-В98, 12 с.
71. Кузнецов A.M., Ковалев А.Г., Сальников Д.И., Чепиков Г.М., Дзюбенко Е.М. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 7. - с. 44-45.
72. Кундин С.А., Куранов И.Ф. К вопросу о методике расчетов фазовых проницаемостей по данным опытов по нестационарному вытеснению нефти водой // Разработка нефтяных залежей и гидродинамика пласта / Науч. тр. ВНИИ, 1960, вып. 28, с. 85-95.
73. Курбанов А.К., Константинов М.Ю. Способ определения функций фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации двухфазного флюида // Проблемы разработки нефтяных месторождений / Сб. науч. тр. ВНИИ, М., 2000, вып. 124, с. 6269.
74. Курбанов А.К., Куранов И.Ф. Влияние смачиваемости на процесс вытеснения нефти водой / НТС по добычи нефти ВНИИ, М.: Недра, 1964, № 24.
75. Курбанов А.К., Куранов И.Ф. К вопросу о движении водонефтяного контакта в двухслойном пласта // Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика: Тр. ВНИИ, вып. XLII, М.: Недра, - 1965, - с. 93-111.
76. Лысенко В.Д. К вопросу о неоднородности пласта по проницаемости // Татарская нефть, 1962, № 1.
77. Люстрицкий В.М. Влияние призабойной зоны скважины на коэффициент охвата пласта // Нефтепромысловое дело. 2001. - №7, - с. 9-12.
78. Люстрицкий В.М., Ковалев A.A. Контроль за выработкой продуктивных пластов // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений: Тр. Гипровостокнефти. Самара, 2001. - С. 101-104.
79. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975.-534 с.
80. Марморштейн Л.М., Рафаевич Ф.З. Изучение остаточной водонасыщенности в коллекторах нефти // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 4, - с. 30-33.
81. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М,; Недра, 1977, - 215 с.
82. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти М.: Гостоптехиздат,1953,-606 с.
83. Методическое руководство по расчету коэффициента извлечения нефти из недр. РД-39-0147035-214-86, Баишев Б. Т. и др., М., Миннефтепром, 1986, 256 с.
84. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. -М.: Недра, 1987.
85. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. -М.: Недра, 1996. 339с.
86. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992.-270 с.
87. Михайлов H.H. Проницаемость пластовых систем. М.: Нефть и газ, 2006. - 186с.
88. Михайлов H.H. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Макс-Пресс, 2008. - 470 с.
89. Михайлов H.H. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 11, - с. 14-17.
90. Михайлов H.H., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. М., ВНИИОЭНГ, 1983,-72 с.
91. Михайлов H.H., Джемесюк A.B. Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности / Технология и техника методов повышения нефтеконденсатоотдачи пластов. М., 1987, С. 66-72.
92. Михайлов H.H., Ковалев A.A. Экспериментальное изучение формирования капиллярно-защемленной нефтяной фазы при различной скорости вытеснения высоковязкой нефти // Вестник ЦКР Роснедра, №2, 2011, с.2-6.
93. Михайлов H.H., Чумиков Р.И. Экспериментальные исследования закономерностей фильтрации капиллярно-защемленных фаз. Нефтяное хозяйство, № 2, 2010, с.74-76.
94. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1990.-240 с.
95. Ш.Муляк В.В., Порошин В.Д„ Гаттенбергер Ю.П., Абукова J1.A., Леухина О.И. Гидродинамические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Геос, 2007, - 245 с.
96. Мустаев Я.А., Мавлютова И.И., Чеботарев В.В. Влияние температуры на относительную фазовую проницаемость // Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, 1972. вып. 31, - с. 241-250.
97. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей //Изв. ВУЗов, сер. «Нефть и газ», 1972, -№10,-с. 41-45.
98. Ованесов М.Г., Золоев О.Т., Брагин Ю.И., Тимофеев В.А., Жданов М.А., Элланский М.М. Оценка влияния различных геолого-технологических факторов на нефтеотдачу. Обзор, сер. «Нефтепромысловое де!ло», М.; ВНИИОЭНГ, 1978, 44 с.
99. Огаджанянц В.Г., Белова Л.В., Баишев А.Б. Влияние соотношения физико-химических и гидродинамических сил на фазовые проницаемости полимиктовых пород // Эксплуатация скважин механизированным способом / Сб. науч. тр. ВНИИ, М.; - вып. 93, - с. 72-79.
100. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. -М.: Недра, 1977. -230 с.
101. ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях»: М., 1987.
102. ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации»: М., 1989.
103. Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Асмоловский B.C. Зависимость полноты извлечения нефти от скорости движения воды в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1994. -№ 1,-с. 59-62.
104. Панфилов М.Б. Влияние характера распределения фаз на относительные проницаемости при фильтрации несмешивающихся жидкостей / Сб. науч. тр. МИНХ и ГП, 1979. вып. 146, - с. 102-109.
105. Пирсон Дж. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961, - 570 с.
106. Попков В.И., Ковалев A.A., Зацепина C.B., Шакшин В.П. Новые аспекты объемной фильтрации жидкостей в трехмерных моделях // Известия Самарского научного центра Российской академии наук: Спецвыпуск "Проблемы нефти и газа". Самара, 2005. - С. 83-92.
107. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.; Гостоптехиздат, 1961. - 359 с.
108. Руководство по гидродинамическим методам контроля текущей нефтенасыщенности пластов, разрабатываемых при режиме вытеснения нефти водой. М.: ВНИИ, 1969. 129 с.
109. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.: Недра, 1973, - 237с.
110. Саттаров М.М. О функциях распределения коэффициента проницаемости нефтеносного пласта // Изв. вузов. Нефть и газ. 1962. № 6. с. 55-60.
111. Свихнушин Н.М., Турчин И.В. Фазовые проницаемости для воды и нефти продуктивных песчаников Бугреватовского месторождения // Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ, 1982, №8. - с. 23-26.
112. Сопронюк Н.Б, Пахмелкина H.H., Ольховская В.А, Ковалев С.А. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения пласта БСб Петелинского месторождения путем регулировании коэффициента охвата по толщине пласта. // Вестник СамГТУ, Выпуск 28, 2004 г, с. 140-149.
113. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти/ Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова. М.; Недра. 1983, -455 с.
114. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М.: Недра, 1974. - 224 с.
115. Сургучев M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.; Недра, 1984. - 215 с.
116. Таиров Н.Д., Саркисов A.A., Джаварли С.З. Влияние гидрофобности пород на фазовые проницаемости // нефтяное хозяйство. 1974. - № 1, - с. 48-49.
117. Тарасов Е.А., Никандров Ю.Н., Никифорова Г.Э. Изменение физико-химических свойств нефтей в процессе разработки Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1999. - №7. - с. 25-27.
118. Толстолыткин И.П., Ярышев Г.М. Стратегия решения проблемы повышения • нефтеотдачи на месторождениях Ханты-Манскийского автономного округа Югры
119. Материалы III Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 20-21 сентября 2011 г., Москва, Том 1, С. 64-72.
120. Тульбович Б.И. Методы изучения коллекторов нефти и газа. М. : Недра, 1979. - 199 с.
121. Турчин И.В. К вопросу экспериментального измерения фазовых проницаемостей на неоднородных моделях пластов // Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Украины и Белоруссии / Сб. науч. тр. УкрГИПРОНИИнефть, Киев, 1985, с. 33-37.
122. Усенко В.Ф., Пияков Г.Н., Кудашев Р.И. Изменение нефтенасыщенности после повторного нефтенасыщения заводненных пластов // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 6, - с. 25-29.
123. МЗ.Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. М.; МО МАНПО, 2000. - 526 с.
124. Хавкин А.Я. Нефтеотдача из низкопроницаемых коллекторов // Экспресс-информ. Нефтяная и газовая промышленность / Сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1990. - № 2, - с. 18-22.
125. Хавкин А.Я. О развитии моделей многофазной фильтрации для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Проблемы разработки нефтяных месторождений / Сб. науч. тр. ВНИИ, М.; 2000. вып. 124, с. 70-85.
126. Хавкин А.Я., Лесин В.И., Гальцев В.Е. Влияние асфальтенов на фильтрацию нефти в низкопроницаемых пористых средах // Проблемы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / Сб. науч. тр. ВНИИ, М., 2000, - вып. 123, - с. 74-82.
127. Хавкин А.Я., Максимов М.М., Путохин B.C. Идентификация относительных фазовых проницаемостей по результатам гидродинамических расчетов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996. - № 12. - с. 35-38.
128. Хаппель Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. М.: Мир, -1976.-632 с.
129. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г., Артемьев В.И., Муравленко С.В., Хисамутдинова А.Н., Иванов А.И., Харланов Г.П. Опыт применения физико-химического циклического заводнения для повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-80с.
130. Храмов Р.А. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. М.: Недра, 1996. -208 с.
131. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989.-257 с.
132. Хуснуллин М.Х., Хатмуллин И.Ф. Технология определения параметров выработки продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 1994. - №2. - с. 22-24.
133. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963, - 396 с.
134. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Дроздов В.А. Условия формирования остаточной нефтенасыщенности в полимиктовых коллекторах при их заводнении // нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - с.40-45.
135. Шейдеггер А.Э. Физика течения жидкостей через пористые среды. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 250 с.
136. Щелкачев В.Н., Лапук Б.П. Подземная гидравлика. М.; Гостоптехиздат, 1949. - 75 с.
137. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра , 1983. - 484 с.
138. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. М.: Гостоптехиздат, 1963.
139. Эфрос Д.А. Определение относительных проницаемостей и функций распределения при вытеснении нефти водой. Докл. АН СССР,1956,том 10,№ 5,- с.746-749.
140. Bentsen Ramon G., Anli Jun A new displacement capillary pressure model // J. Canadian Petrol. Technology, 1976, vol. 15, № 3, P.p. 75-79.
141. Hesseldin G.M. A method of averaging capillary pressure curves // Log Analyst, 1974, VII-VIII, vol. 15, №4, P.p. 3-7.
142. Hutchinson C.A. Reservoir inhomogeneity assessment and control // Petroleum Engineer. -1959. IX. - vol. 31. - № 10. - P.p. - B-19 - B-26.
143. Jones-Parra J., Colhoun J.C. Calculation of Linear Waterflood by the Stabilized Zone Method / Trans. AIME, vol. 192, 1953.
144. Keelan D. Apractical approach to determination of imbibition gas-water relative permeability / J. of Petrol. Technol, 1976, vol. 28, № 2, P.p. 199-204.
145. Leverett M. Flow of Oil-Water Mixtures Through Unconsolidated Sauds. Trans. AIME, vol. 132, 1939.
146. M. Honarpour, L.F. Koederitz, A. Herbert Harvey. Empirical Equations for Estimating Two-Phase Relative Permeability in Consolidated Rock /Journal of Petroleum Technology. 1982, Dec., P.p. 2905-2908.
147. Moore T.F., Slobod R.L. The effect of viscosity and capillarity on the displacement of oil by water. Produc. monthiy, 1956, August, vol. 20, №10, P.p. 20-30.
148. Morgan J.T., Gordon D.T. Influence of pore geometry on water-oil relative permeability // J. of Petrol. Technol., 1970, № 10, P.p. 1199-1208.
149. Muskat M., Chatenever A., Hackerman. The displacement of oil from porous materials. Proceeding API. 1953. vol.33, Section VI. The Oil and Gas J. 16 XI. 1953, vol. 52, №28, p. 238.
150. Rose W. Theoretical generalizations leading to the evaluation of relative permeability / J. of Petroleum Technology, 1949, vol. I, № 5, P.p. 111-126.
151. Swanson B.F. Rationalizing the influence of crude witting on reservoir fluid flow electrical resistivity behavior. Journal of Petrol. Technol., 1980, vol. 32, №8, P.p. 1459-1464.
152. Weber K.J. The prize what's possible? // Petroleum Geoscience, vol. 5, № 2, may 1999, P.p. 135-147.
153. Welge H.J. A simplifield method for computing oil recovery by gas water drive / Trans. AIME. 195, 1952, p. 91.
-
Ковалев, Алексей Алексеевич
-
кандидата технических наук
-
Москва, 2011
-
ВАК 25.00.17
- Исследование и учет деформационных процессов при разработке залежей нефти в терригенных коллекторах
- Геолого-промысловое моделирование фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей нефти и газа при подготовке к разработке
- Разработка методов интерпретации гидродинамических исследований трещин гидроразрыва пласта и горизонтальных скважин при отсутствии псевдорадиального режима фильтрации
- Разработка и исследование системы эксплуатации коллекторов многопластовых месторождений с разрывными нарушениями
- Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима
