Разработка и исследование технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты юрских залежей

Мигунова, Светлана Владимировна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты юрских залежей
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты юрских залежей"

На правах рукописи

МИГУНОВА СВЕТЛАНА ВЛАДИМИРОВНА

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ ЮРСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 9

го

Тюмень - 2009

003466362

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию (филиал в г. Нижневартовске)

Защита состоится 25 апреля 2009 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38, ауд. 225.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, наб. 32.

Автореферат разослан 25 марта 2009 г.

Научный руководитель

- доктор технических наук Андреева Наталья Николаевна

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Федоров Константин Михайлович;

- кандидат технических наук Стрекалов Александр Владимирович

Ведущая организация

- Открытое акционерное общество «Самотлорнефтегаз» (ОАО «Самотлорнефтегаз»)

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Практически на всех месторождениях Западной Сибири в целях поддержания пластового давления (ППД) применяется закачивание воды в пласт, что позволяет поддерживать высокие темпы отборов и выработки запасов залежей.

Особенностью геологического строения нефтегазовых месторождений Западной Сибири является то, что значительная часть продуктивных пластов меловых и юрских отложений представлена мелкозернистыми полимиктовыми коллекторами, имеющими высокую геологическую неоднородность и долю микрокапиллярных поровых каналов. В таких условиях эффективность вдиционных методов ППД резко снижается за счет того, что вода промывает, лавным образом, высокопроницаемые зоны и пропластки, а в низкопроницаемые зоны закачиваемая жидкость практически не поступает. В рских отложениях наблюдаются сравнительно низкий коэффициент риемистости нагнетательных скважин, что обусловливает сравнительно низкий оэффициент охвата залежи процессом вытеснения и неудовлетворительный онечный коэффициент извлечения нефти. При высокой обводненности родукции скважин значительные запасы нефти остаются в пластах.

Значительная часть попутного нефтяного газа (ПНГ) ефтегазодобывающими предприятиями до сих пор сжигается в факелах из-за едостаточно развитой инфраструктуры транспорта и переработки газа, собенно остро эта проблема стоит на вновь вводимых и малых есторождениях, находящихся в малонаселенных труднодоступных районах. В о же время требованием государства является ограничение и сокращение редных выбросов в атмосферу за счет использования 95 % объема попутного ефтяного газа («Методические рекомендации по проектированию разработки ефтяных и газонефтяных месторождений», утверждены Приказом МПР России т 21.03.2007 №61).

Поставленные вопросы в условиях Западной Сибири могут быть успешно решены посредством использования методов газового и водогазового воздействия (ВГВ) на пласт в целях ППД и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) путем поочередной закачки газа и воды.

Как известно, применение метода ВГВ с использованием углеводородных газов способствует увеличению КИН на 11-24 % относительно исходного, при этом затраты на внедрение технологии сопоставимы с другими способами воздействия. В то же время параллельно решается и проблема утилизации ПНГ.

Несмотря на большое количество теоретических и экспериментальных исследований в области применения водогазового воздействия, эти методы повышения нефтеотдачи в условиях Западной Сибири в настоящее время не нашли широкого применения. Это вызвано тем, что нет достаточных исследований, отражающих ВГВ на пластах с определенным спектром геологофизических свойств, не решены многие технологические вопросы контроля и регулирования процесса ВГВ в пласте. Вышесказанное позволяет утверждать о значимой актуальности выбранной для исследования тематики.

Цель работы

Повышение нефтеотдачи пластов юрских отложений Западной Сибири за счет рационального применения технологии водогазового воздействия.

Основные задачи исследований

1. Изучение проблем разработки сложнопостроенных неоднородных геологических объектов и обобщение имеющегося отечественного и зарубежного опыта использования водогазового воздействия для применения его в условиях юрских отложений.

2. Изучение характеристик фильтрации и вытеснения при реализации технологии водогазового воздействия посредством лабораторных исследований керна пласта ЮВ) Мыхпайского месторождения.

3. Обоснование области применения и критериев эффективности водогазового воздействия посредством анализа особенностей выработки запасов

нефти на основании вычислительных экспериментов над адаптированной гидродинамической моделью пласта ЮВ1 Мыхпайского месторождения.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлены основные критерии эффективного применения водогазового воздействия на юрских отложениях месторождений Западной Сибири, выраженные в низких значениях относительных проницаемостей по воде, гидрофобности коллекторов, величиной остаточной нефтенасыщенности -более 35 % и наличия существенных капиллярных сил, обусловленных высокой долей микрокапилляров - более 25 %.

2. Дня коллекторов юрских отложений с низкой проницаемостью установлено оптимальное значение отношения массы нагнетаемого газа к массе воды равным 0,16 д.е., что приводит к увеличению КИН на 28 % по сравнению с традиционным закачиванием воды в нефтяной пласт.

3. Обоснованы наиболее рациональные периоды и объемы закачивания газа и воды при поочередном нагнетании, которые показывают, что в условиях разработки юрских отложений возможно значительное повышение нефтеотдачи за счет применения технологии поочередного закачивания, обусловливающей перераспределение фильтрационных потоков и снижение доли связанной нефти.

Практическая ценность

1. В условиях Западной Сибири возможно значительное повышение нефтеотдачи большинства нефтяных залежей за счет довытеснения нефти, в том числе прикровельных частей пласта, а также за счет изменения фильтрационных потоков при использовании технологии ВГВ.

2. Технология ВГВ является ресурсосберегающей и природоохранной, на позволяет утилизировать до 50 % попутного газа в природный резервуар.

3. Внедрение ВГВ рекомендуется рассматривать в первую очередь на есторождениях, динамика добычи которых существенно ниже показателей, ринятых в проектных документах и на месторождениях, где недостаточно азвита инфраструктура транспорта и переработки попутного нефтяного газа.

Использование результатов работы при внедрении водогазового воздействия на Мыхпайском месторождении позволит спланировать объемы, длительность и порядок закачивания воды и газа и, как следствие, повысить конечный коэффициент извлечения нефти.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на: 5-й научно-технической конференции в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2003 г.); Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» в УГТУ (Ухта, 2003 г.); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2003 г.); Международном симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений в Институте нефтегазового бизнеса (Москва, 2004 г.); 6-й научно-технической конференции посвященной 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2005 г.); Международном симпозиуме «Новые технологии разработки и повышение нефтеотдачи» в Институте нефтегазового бизнеса (Москва, 2005 г.); заседании Центральной комиссии по разработке месторождений углеводородного сырья (Москва, 2005 г.); расширенном заседании кафедры «Проектирование, строительство и эксплуатация скважин» в филиале ГОУ ВПО ТюмГНГУ в г. Нижневартовске (Нижневартовск, 2005 г.); расширенном научно-техническом семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» в Институте нефти и газа ТюмГНГУ (Тюмень, 2005 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 12 печатных работах, в том числе одна статья в издании, рекомендованном ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, списка используемой литературы из 117 наименований. Диссертация изложена на 170 страницах, содержит 34 рисунка, 39 таблиц и 21 формулу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена характеристика работы, обоснована актуальность тематики, поставлена цель и основные задачи исследования, а также методы их решения. Показана научная и практическая значимость результатов исследований.

В первом разделе рассмотрены проблемы разработки сложнопостроенных неоднородных нефтегазовых пластов месторождений Западной Сибири, а также рассмотрен ряд важнейших научно-практических работ, посвященных данной тематике.

Приоритет идеи использования углеводородного газа для повышения нефтеотдачи пластов принадлежит отечественным учёным М.А. Капелюшникову, В.М. Фоксеву и И.Н. Стрижову (1948 г.). За рубежом первые лабораторные исследования по изучению нефтеотдачи при закачке сухого и обогащенного газа были проведены в 1950 г. американскими учеными Л.П. Вартоном и B.JI. Кишняком. В дальнейшем теоретическими и экспериментальными работами в области воздействия на пласт углеводородными газами и водогазовыми смесями занимались: Ю.Е. Батурин, А.И. Вашуркин, Ю.П. Борисов, С.А. Жданов, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, Т.П. Жузе, П.И. Забродин, С. Л. Закс, Л.А. Ковалева, С.А. Кундин,

A.К. Курбанов, И.А. Левченко, Е.И. Лискевич, Г.В. Ложкин, В.Д. Лысенко,

B.Ю. Маслянцев, В.И. Николаевский, Ю.М. Островский, В.Г. Полянский, М.Д. Розенберг, М.Ф. Свищев, В.И. Сергеевич, И.Н. Стрижов, Н.И. Суворов, Г.С. Степанова, Е.В. Теслюк, A.C. Трофимов, А.И. Хазнаферов, Д.А. Эфрос, а также Бенхем, Керн, Коваль, Кох, Слобод, Уэлдж, Хатчинсон, Холм и другие.

Основными причинами низкого КИН при классическом закачивании воды является преждевременный прорыв ее по наиболее проницаемым прослоям, невовлечение в разработку купольной части пластов и слабодренируемых участков, что приводит к снижению коэффициента охвата залежи воздействием.

На основании обзора литературных источников и анализа промыслового опыта по применению технологии ВГВ на продуктивный пласт сделаны

следующие выводы: применение технологии ВГВ приводит к увеличению нефтеотдачи (по сравнению с нагнетанием только воды) почти во всех случаях практического использования данного метода, причем эффект тем выше, чем выше факторы неоднородности пластов; несмотря на значительный опыт применения ВГВ, нет четкого представления об объемах закачиваемого агента, выборе времени и последовательности закачивания оторочек при поочередном ВГВ; эффективность ВГВ будет определяться индивидуальными особенностями нефтегазовых месторождений; отсутствует опыт использования ВГВ на юрские отложения нефтяных залежей.

Таким образом, необходим адресный подход к выбору объектов для водогазового воздействия (адаптация условий проведения ВГВ), дополнительные лабораторные исследования и анализ вычислительных экспериментов для оценки эффективности ВГВ на конкретном месторождении. В условиях эксплуатации пласта ЮВ[ Мыхпайского месторождения, который выбран в качестве прототипа большинства юрских отложений Западной Сибири, существуют все предпосылки для повышения нефтеизвлечения посредством применения водогазового воздействия, так как пласт характеризуется высокой степенью неоднородности, низкой проницаемостью и высоким газовым фактором.

Во втором разделе приводятся результаты лабораторных исследований кернов с целью исследования фильтрационно-емкостных свойств и характеристик вытеснения нефти газом и водой для коллекторов различных месторождений Западной Сибири (таблица 1).

При последовательном закачивании в пласт вначале сухого газа, а затем воды, или наоборот, вначале воды, а затем сухого газа, коэффициент вытеснения нефти модели пласта АВ\ Самотлорского месторождения увеличился в среднем на 11-13 % по сравнению с обычным закачиванием воды (опыты ЦНИЛ) и практически не зависел от очередности нагнетания агентов.

В опытах СибНИИНП, при распространении данной технологии на другие объекты разработки, диапазон прироста коэффициента вытеснения оказался шире и составил 2,7-15,0 %.

Таблица 1 - Результаты лабораторных исследований керна при ВГВ

Объект исследования Нагнетаемый газ (молярная доля), % Технология вытеснения А*„ при вытеснении Прирост Л"„ относительно вытеснения

водой газом по технологии водой газом

Самотлорское, AB 1 Сухой метан (92-94) Последовательная, газ-вода - 0,410,42 0,65-0,66 - 0,24

Самотлорское, AB 1 Сухой метан (92-94) Совместная 0,22-0,23<Я<0,78-0,8 0,530,55 0,410,42 0,750 0,200,22 0,330,34

Самотлорское, AB | Сухой метан (92-94) Попеременная 8о<0,1УП1, 0,530,55 0,410,42 0,750 0,200,22 0,330,34

Восточно-Толумское Двуокись углерода Последовательная, вода-газ 0,610 - 0,740 0,130 -

Восточно-Толумское Двуокись углерода Попеременная 80=0,1-0,2У„„ 0,610 - 0,900 0,200 -

Самотлорское, AB ! Оторочка ШФЛУ, сухой метан (98,4) Последовательная, вода-ШФЛУ-газ-вода 0,572 - 0,985 0,413 -

Быстринское, БС, Сухой метан (98,4) Последовательная, вода-газ 0,437 - 0,524 0,087 -

Быстринское, БС, Сухой метан (98,4) Попеременная, 5о=0,2Уп„ 0,437 - 0,733 0,296 -

Савуйское, БСю Сухой метан (98,4) Последовательная, вода-газ 0,631 - 0,658 0,027 -

Савуйское, БСю Сухой метан (98,4) Попеременная (добав. ПАВ) 3„=0,07-0,1УП„ 0,631 - 0,850 0,210 -

Причем прирост коэффициента вытеснения зависел от очередности нагнетания агентов в пласт: он оказывался несколько выше при первоочередном нагнетании газа в нефтенасыщенный пласт, а затем воды (АКВ = 13-15%) по сравнению с закачиванием газа в предварительно заводненный пласт (АКя = 2,7-8,7 %). Применение технологии для более вязких нефтей (Быстринское, Савуйское месторождения) менее эффективно. Обогащение нагнетаемого газа промежуточными компонентами (опыты СевКавНИПИнефти) увеличивает эффективность данной технологии (Л/<"„ = 19-21 %).

При совместном закачивании сухого газа и воды в соотношениях (Я) каждого агента в общем объеме в пределах 0,22<Д<0,8 (опыты ЦНИЛ) прирост

коэффициента вытеснения нефти для модели пласта АВ3! Самотлорского месторождения составил 22-24 % по сравнению с заводнением. Аналогичные приросты коэффициента вытеснения получены и при попеременной закачке агентов, при условии, что размер чередующейся оторочки каждого агента X, не превысил 10 % начального нефтенасыщенного объема модели пласта (5о<0,Ь^ш)- Распространение технологии попеременной закачки агентов на другие объекты (опыты СибНИИНП) увеличило диапазон изменения прироста коэффициентов вытеснения нефти = 8,1-9,6 %). Обогащение нагнетаемого газа промежуточными компонентами (Сг...Сб) дало увеличение коэффициента вытеснения нефти в технологии попеременной закачки агентов.

При комбинированных технологиях водогазового воздействия, когда применяется оторочка обогащенного газа или углеводородных растворителей (ШФЛУ), возможно практически полное вытеснение нефти из участков пласта, охваченных воздействием.

В качестве газовой фазы в технологиях водогазового воздействия возможно использование других (но уже неуглеводородных) газов или их смесей. Применение двуокиси углерода в технологии последовательном закачивании агентов увеличило коэффициент вытеснения нефти предварительно заводненного пласта Восточно-Толумского месторождения на 13 %. Попеременная закачка СОг и воды обеспечила прирост коэффициента нефтевытеснения на 19 % по сравнению с нагнетанием воды.

Таким образом, эффективность ВГВ зависит от множества факторов, но, тем не менее, в экспериментах всегда показывает положительные результаты при применении углеводородных, природных и неорганических газов.

Единственно возможным в текущих условиях эксплуатации залежи пласта ЮВ| Мыхпайского месторождения методом изменения вытесняющих и фильтрационных свойств нагнетаемой воды является применение ВГВ.

С целью оценки эффективности технологии ВГВ на юрских отложениях и получения исходных данных для адаптации численной гидродинамической модели были проведены лабораторные исследования фильтрационно-емкостных

свойств коллекторов, представленных образцами керна пластов ЮВ| Мыхпайского месторождения.

Моделирование вытеснения нефти водой и газом проводились на установке Р08-2Ю (рисунок 1) компании Литтон/Дрессер на образцах керна продуктивных пластов в полном соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

М4

Рисунок 1 - Принципиальная схема экспериментальной установки РБ8-210: 1 - дозировочные прессы; 2, 3 - контейнеры для подачи реагентов; 4 - жидкостный ультратермостат; 5 - кернодержатель; 6 - манжета резиновая; 7 - образец керна; 8 - сосуд для заполнения ручного пресса; 9 -ручной пресс гидрообжима; 10 - система противодавления; 11 - пробоотборник; 12 - газовый баллон; 13 - аналого-цифровой преобразователь; 14 — компьютер; М1-М4 - манометры/тензометрнческне датчики давления; В1 -В 19 - вентили

Начальный этап исследований - экстракция, определение коллекторских свойств образцов керна, проводились согласно требованиям ОСТа 39-181-85. При создании начальной водонасыщенности в качестве порового электролита, как правило, применяется раствор МаС1+КС1 с концентрацией, равной пластовой. Начальная нефтенасыщенность создаётся методом донасыщения частично водонасыщенных (с остаточной водонасыщенностью) образцов керосином под вакуумом в течение 4 часов.

Для полного и равномерного насыщения модели пласта проводится фильтрация двух поровых объемов керосина. Затем керосин замещается моделью нефти (рекомбинированная нефть), что реализуется прокачкой через образцы 3—4 поровых объемов последней. Подобная технология позволяет максимально приблизить лабораторное моделирование к реальному процессу нефтенасыщения, гарантирует достоверность полученных результатов.

Модель нефти готовилась из безводной дегазированной нефти соответствующих пластов исследуемого объекта. Ее вязкость доводилась до пластовой добавлением керосина при термобарических условиях.

В качестве вытесняющего агента в исследованиях используется раствор КаС1+КС1 пластовой минерализации. Модель пласта выдерживается в пластовых условиях в течение 10-12 часов, на этом моделирование условий в залежи завершается.

Водогазовая смесь готовилась в камере 3 (рисунок 1) посредством смешивания эжектором, в который подавался природный осушенный газ из баллона 12. В опытах по прокачке воды без газа баллон 12 использовался как ресивер.

Процесс вытеснения нефти водогазовой смесью осуществляется закачивание последней в модель пласта с помощью дозировочных прессов 1 через камеру 3 (рисунок 1).

Расход подаваемой воды определяется из необходимости поддержания скорости продвижения фронта «нефть-вода» или «нефть-вода-газ», имеющей

место в естественных условиях. Линейная скорость продвижения фронта в образцах рассчитывалась по формуле

V =Ш^т(\-Ков-Коп), (1)

где V-линейная скорость, м/с;

{2 - расход прокачиваемой воды, м3/с;

F- площадь поперечного сечения модели горной породы, м2;

т - пористость, д.ед.;

Ков - остаточная водонасыщенность, д.ед.;

Кон - остаточная нефтенасыщенность, д.ед.

Пример результатов лабораторных исследований по определению фазовых и абсолютных проницаемостей трех керновых образцов скважины № 326 и двух керновых образцов скважины № 1355 показан в таблице 2 и на рисунке 2.

Из данных таблицы 2 видно, что одним из критериев эффективности применения ВГВ очевидно являются: высокая величина остаточной нефтенасыщенности - 41,1 %; резкое падение фазовой проницаемости по нефти (в 5,6 раз) при увеличении доли воды в потоке на 20 %; доля микрокапилляров (¿/<10"5) более 30 %; низкие относительные проницаемости по воде - менее 0,2 д.е.

Как видно из рисунка 2, характер кривых относительных проницаемостей типичен для пород-коллекторов пластов группы Ю. Однако для Мыхпайского месторождения характерно более низкое значение относительной проницаемости по воде в диапазоне от 40 - 60 %, что является показанием к дополнительному воздействию на залежь посредством изменения типовых свойств воды, при которых вытесняющие характеристики будут существенно выше.

Для оценки характеристик вытеснения нефти смесью в течение времени процесс подготовки и прокачивания смеси синхронизировался, этапы подготовки смеси исключались из учета времени прокачки.

Таблица 2 - Фильтрационно-емкостные свойства и режимы проведения эксперимента по определению ОФП по воде и нефти

№ образца/ опыта Доля воды во входном потоке, % Доля нефти во входном потоке, % Насыщенность водой, % Насыщенность нефтью % Фазовая проницаемость по воде, мкм2-10"3 Относительная проницаемость по воде, Д.е. Фазовая поница-емость по нефти, мкмЧО"3 Относительная проница- мость по нефти, Д.е.

1 0 100 35,1 64,9 0,000 0,000 53,569 0,570

2 20 80 44,6 55,4 0,940 0,018 9,403 0,176

3 40 60 48,8 51,2 1,237 0,023 4,638 0,087

4 60 40 50,2 49,8 1,800 0,034 3,000 0,056

5 80 20 51,5 48,5 2,667 0,050 1,667 0,031

6 100 0 58,9 41,1 11,229 0,210 0,000 0,000

к, д.е.

Рисунок 2 - Результаты определения относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти, образец 20

На рисунке 3 показаны зависимости коэффициента остаточной нефтенасыщенности после прокачки через образец смеси воды и газа в течение 1,2 и 4-х часов при различных массовых долях газа к воде.

Рисунок 3 - Зависимость коэффициента остаточной нефтенасыщенности от массовой доли газа к воде при промывке образца: 1 - в течение 1 ч; 2 - в течение 2 ч; 3 - в течение 4 ч.

Как видно из графиков (рисунок 3), величина Кно минимальна при тг/т„ = 0,39 и составляет 0,04 д.е., что является наилучшим результатом. Однако в промысловых условиях таких результатов достичь будет практически невозможно, так как в условиях эксперимента массовый расход промывающей смеси составил 3,8-10 5 кг/с при перепаде давления от 0,9-1,2 МПа. Перепад давления периодически снижался в течение прокачки в пределах от 12-17 % относительно начального перепада давления - 1,2 МПа.

В связи с этим наиболее реальные - близкие к промысловым условиям результаты соответствуют кривой - 1 (рисунок 3). Вытеснение нефти смесью

газа и воды, очевидно, имеет большую эффективность по сравнению с вытеснением чистой водой, что с физической точки зрения объясняется следующими факторами: при смешивании газа с водой полученная текучая среда имеет повышенную адгезию к нефти, сдерживаемой капиллярными силами; вязкость смеси газа и воды будет ниже вязкости чистой воды.

На рисунке 4 показаны зависимости, отражающие результаты тех же экспериментов в виде функций отношения массы вытесненной нефти (Мн) к массе прокачанной смеси (Л/с = Мг+Мл) от массовой доли газа (шг / Мг) в массе прокачанной смеси.

Рисунок 4 - Зависимость отношения массы вытесненной нефти к массе смеси от массовой доли газа в массе прокачанной смеси при промывке образца: 1 - в течение 1 ч; 2 - в течение 2 ч; 3 - в течение 4 ч.

Как видно из графиков (рисунок 4), наиболее эффективным с точки зрения модели и возможности промышленного применения ВГВ является точка

— = 0,181

= 0,141

В качестве газа использовался природный осушенный газ - метан. Газ доводился до давления 25 МПа на компрессорной установке. В качестве резервных емкостей использовались баллоны высокого давления.

Подобие условий проведения лабораторного эксперимента пластовым условиям будет просматриваться в зонах пласта между добывающими и нагнетательными скважинами. Образование смеси газа и воды в пласте будет происходить на расстоянии от забоя, где газ будет достигать границы водонефтяного контакта при периодической закачке.

Лабораторные эксперименты показали, что скорость фильтрации газа (оценена визуально на выходе потока по количеству пузырьков) существенно изменяется: снижается ближе к концу прокачки, когда нефти остается меньше в образце.

Наиболее выгодным с точки зрения промышленного внедрения для пласта ЮВ1 является закачивание газа при массовом соотношении газа и воды, равном 16 %, так как это соответствует наибольшему соотношению вытесненной нефти к массе прокачанной смеси по данным лабораторных стендовых испытаний технологии ВГВ.

В третьем разделе рассматриваются результаты вычислительных экспериментов над гидродинамическими моделями пласта ЮВ; Мыхпайского месторождения при условиях проведения ВГВ.

Целью вычислительных экспериментов являлась оценка нефтеизвлечения при различных вариантах реализации ВГВ: прирост коэффициента извлечения нефти зависит как от свойств нефти, вытесняющего агента и неоднородности пласта, так и от технологии и стадии закачки агентов.

В качестве основного инструмента прогнозирования показателей разработки залежи выбран метод численного моделирования.

При моделировании использовались кривые относительных

проницаемостей по нефти, воде и газу, полученные по результатам исследований керна продуктивного пласта ЮВ[ Мыхпайского месторождения. На рисунке 5 представлены относительные фазовые проницаемости в системах газ-нефть по объекту месторождения. Внутри ячеек гидродинамической модели предполагалась раздельная фильтрация «нефть-вода», «нефть-газ», при этом учитывался материальный баланс переноса газа, нефти и воды между ячейками. В связи с последним, для модели достаточно задать кривые, показанные на рисунках 2, 5.

0.6

Газонасыщенность —« нефть — газ

Рисунок 5 - Относительные фазовые проницаемости, принятые для проведения вычислительных экспериментов в системе газ-нефть

На рисунке 6 показаны зависимости накопленной к 2025 г. добычи нефти от компенсации отбора нагнетания воды при различных вариантах закачивания газа.

<3, тыс. т

2005 2010 2015 2020 2025 2030

С, годы

— 110° о компенсация (гач поквартально)

— 120 ° 6 компенсащ 1Я (гач поквартально)

— НОЧо компенсация (газ по полгода)

— 120 ° о компенсация (гач по полгода)

— 100 ° о компенсащ и (гач поквартально)

— 100 ° о компенсащ м (гач по полгода)

Рисунок 6 - Зависимости годовой добычи нефти от времени для различных показателей ВГВ

Для каждого варианта закачивания газа, в зависимости от компенсации отбора, получены аппроксимационные зависимости: - для полугодовой закачки

Ъйн = 162,3^--0,74 <2н

\Qtij

-8069,4.

(2)

для закачки по поквартальной и по году (приближенно равны)

ч2

-9617,2

Мв

1,0Н = 189,7-0,86 вн

(3)

где ££?„ - накопленная добыча нефти к 2025 г., тыс.т; бе

Он

- компенсация отбора, %.

Как видно из графиков на рисунке 7, наиболее оптимальными являются квартальное и годовое закачивание газа при компенсации 110 % отбора совместно закачиваемой водой.

Добыча нефти к 2025 г., тыс. т

♦ квартально Компенсация, °о

» по полгода ежегодно

- полиномиальный (по полгода)

--- полиномиальный (ежегодно)

Рисунок 7 - Зависимость накопленной добычи нефти к 2025 г. (Х<9„) от компенсации отбора закачивания воды при ВГВ

На рисунке 8 приведены зависимости накопленной к 2025 г. добычи нефти от объема закачанного газа к этому моменту. Согласно результатам численных экспериментов (отмечены точками), наиболее рациональной является поквартальное закачивание газа, так как при этом требуется наименьший объем закачиваемого газа. Если учесть возможные затраты при техническом обеспечении ВГВ, то это может оказаться решающим фактором.

Отраженные на рисунке 8 аппроксимационные зависимости частично отражают результаты вычислительных экспериментов.

о) о

(-4

•е-

ю о

1000 950 900 850 800 750 700

* я ш 4 Л

....... / / V* / / ■ \ 1 \ В Д в \\- 4 1 —.....

- -1 - - -

230 250 270 290 310 330

Объем закачанного газа, тыс. м'

♦ поквартально

по полгода » по году

--полиномиальный (по полгода)

----полиномиальный (по году)

- полнномпальный (поквартально)

Рисунок 8 - Зависимость накопленной добычи нефти к 2025 г. от

суммарного закачивания газа (£5Г)

Анализ результатов исследований позволил выявить основные закономерности вытеснения нефти углеводородным газом совместно с водой в условиях неустановившейся фильтрации для пласта ЮВ] Мыхпайского месторождения.

Выявленные особенности ВГВ на нефтяные пласты позволят обоснованно выбирать режимы закачивания рабочих агентов, обеспечивающих максимальную эффективность разработки месторождений.

Таким образом, анализ результатов испытания модели позволил выявить основные закономерности вытеснения углеводородным газом. Прирост коэффициента по площади зависит от системы расстановки нагнетательных и добывающих скважин с учетом геометрии пласта, отношения подвижности

системы, объема флюидов, прокачанных через пласт.

Выявленные особенности ВГВ на юрские нефтяные пласты позволят обоснованно выбирать режимы закачивания рабочих агентов, обеспечивающих максимальную эффективность разработки месторождений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

- характеристики пластовых систем месторождения требуют адресного подхода к выбору объектов для водогазового воздействия: адаптации условий проведения ВГВ;

- необходимы дополнительные лабораторные исследования и анализ вычислительных экспериментов для оценки эффективности ВГВ на конкретном пласте месторождения;

- в условиях эксплуатации пласта ЮВ| Мыхпайского месторождения существуют все предпосылки для повышения нефтеизвлечения посредством применения водогазового воздействия, так как пласт характеризуется высокой степенью неоднородности, низкой проницаемостью и высоким газовым фактором.

2. Проведение лабораторных исследований показало:

- вытеснение нефти смесью газа и воды имеет большую эффективность по сравнению с вытеснением чистой водой, что с физической точки зрения объясняется тем, что при смешивании газа с водой полученная текучая среда имеет повышенную адгезию к нефти, сдерживаемой капиллярными силами;

- наиболее выгодной с точки зрения промышленного внедрения для пласта ЮВ1 является нагнетание газа при массовом соотношении газа и воды, равном 16%, так как это соответствует наибольшему соотношению вытесненной нефти к массе прокачанной смеси по данным лабораторных стендовых

испытаний технологии ВГВ.

3. Прирост коэффициента вытеснения и добычи нефти зависит от свойств нефти и вытесняющего агента, технологии закачивания и стадии заводнения:

- с позиции реализации технологии водогазового воздействия прирост добычи нефти в основном зависит от компенсации отбора водой и газом, причем при определенных величинах компенсации водой и газом наблюдается максимальное значение, отражающее необходимость в оптимизации технологии ВГВ для конкретных месторождений и сложившихся систем разработки;

- оптимальным массовым соотношением закачиваемого газа к закачиваемой воде для условий пласта ЮВ) Мыхпайского месторождения является 0,16 д.е. при 110 % компенсации отбора.

4. Полученные результаты работы используются при составлении проектного документа на разработку месторождений с юрскими отложениями со сходными геолого-физическими условиями

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Трофимов A.C. Альтернативность технологии заводнения на основе газовых методов повышения нефтеотдачи / С.А. Трофимов, C.B. Мигунова // 5-я науч.-техн. конф. в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина: Тез. докл. - М., 2003. -С. 77-78.

2. Андреева H. Н. Результаты опытно-промышленных работ водогазового воздействия на Самотлорском месторождении / H.H. Андреева, С.А. Трофимов, C.B. Мигунова // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Материалы Всерос. конф. - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 190-191.

3. Андреева H.H. Газовые методы повышения нефтеотдачи / H.H. Андреева, С.А. Трофимов, C.B. Мигунова // Там же. - С. 191-193.

4. Андреева H.H. Утилизация попутного газа с целью увеличения нефтеотдачи / H.H. Андреева, С.А. Трофимов, C.B. Мигунова, C.B. Поняев // Междунар. науч.-техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - Т.1. - С. 87-88.

5. Трофимов A.C. Экологическое обоснование использования водогазового воздействия в условиях Западной Сибири / С.А. Трофимов, Е.И.

Гаврилов, C.B. Мигунова // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Тр. Междунар. симпоз. - М.: Институт нефтегазового бизнеса,

2004.-С. 387-388.

6. Трофимов A.C. Газовые методы увеличения нефтеотдачи / С.А. Трофимов, C.B. Мигунова, C.B. Поняев II Там же. - С. 400-403.

7. Трофимов A.C. Результаты водогазового воздействия на пласт АВ/ Самотлорского месторождения / С.А. Трофимов, C.B. Мигунова, C.B. Поняев // Там же. - С.410-411.

8. Трофимов A.C. Газовое и водогазовое воздействие с использованием методов регулирования на Самотлорском месторождении / С.А. Трофимов, Н.Р. Кривова, С.П. Шатало, C.B. Гусев, А.Л. Зарубин, Ф.Ф. Галлиев, И.Д. Гилимьянов, C.B. Мигунова // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи: IV Междунар. симпоз. - М.: Институт нефтегазового бизнеса,

2005.-С. 216-223.

9. Трофимов A.C. Водогазовое воздействие / С.А. Трофимов, C.B. Мигунова, И.Е. Платонов, С.Т. Полищук// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: 6-я науч.-техн. конф. посвящ. 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина: Тез. докл. - М., 2005. - Т. 1. - С. 146-147.

10. Трофимов A.C. Проблемы и методы повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири / С.А. Трофимов, C.B. Мигунова, Н.В. Лубягина // Надежность, транспорт, экономика: Сб. науч. тр. - Нижневартовск: Изд-во Нижневартовского гуманит. ун-та, 2006. - С. 233-237.

П.Трофимов A.C. Разработка методов регулирования газового и водогазового воздействия / A.C. Трофимов, Н.Р. Кривова, C.B. Мигунова, Ф.Ф. Галиев, И. Е. Платонов, С. В. Госев // Вестник Недропользователя. - 2006. -№17.-С. 65-68.

12. Мигунова C.B. Результаты моделирования водогазового воздействия на Мыхпайском месторождении / C.B. Мигунова, В.Г. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 8. - С. 75-78.

Соискатель

C.B. Мигунова

ООО «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 19.03.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 26.

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мигунова, Светлана Владимировна

ВВЕДЕНИЕ 5 1. АНАЛИЗ ОПЫТА ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ГАЗОВОГО И ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1. Особенности разработки сложнопостроенных неоднородных нефтегазовых пластов.

1.2. Сравнительный анализ процесса вытеснения нефти из пласта при закачке воды, газа и водогазовой смеси.

1.3. Критерии применимости водогазового воздействия. и

1.4. Технологии водогазового воздействия.

1.5. Обоснование технологии и механизм воздействия водогазовой смеси.

1.6. Зарубежный опыт закачки газа в продуктивные пласты.

1.7. Анализ результатов проведения опытно-промышленных работ водогазового воздействия на пласт на месторождениях России и стран бывшего СССР.

1.8. Опыт совершенствования технологии водогазового воздействия по направлению оптимизации размеров оторочек закачиваемых агентов, водогазового отношения и давления нагнетания.

1.9. Совершенствование водогазового воздействия на основе разработанных технологий регулирования гидрогазодинамическими методами и с закачкой пеногелевых и пенных систем.

1.10. Техническое обеспечение ВГВ.

1.10.1. Опыт применения водогазового воздействия на Алексеевском месторождении Республики Татарстан.

1.10.2. Опыт применения водогазового воздействия на Восточно-Перевольном нефтяном месторождении.

1.10.3. Оснащение оборудованием водогазового воздействия Новогоднем месторождения (г. Ноябрьск).

1.11. Использование воздуха в качестве альтернативы при внедрении технологии водогазового воздействия.

1.11.1. Степень окисленности нефти.

1.11.2. Диффузия кислорода при окислении нефти в пористой среде.

1.11.3. Экспериментальное изучение кинетики окисления нефти в моделях неоднородных пористых сред.

1.11.4. Кинетика окисления нефти в заводненных пластах.

1.11.5. Результаты численного моделирования процесса последовательной закачки воздуха и воды в пласт.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2. ПРОВЕДЕНИЕ И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА ЮВ, И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Результаты лабораторных исследований водогазового воздействия по месторождениям Западной Сибири.

2.2. Описание оборудования и последовательности определения относительной фазовой проницаемости.

2.3. Результаты лабораторных исследований по определению относительных фазовых проницаемостей.

2.4. Экспериментальные исследования процессов вытеснения нефти водой на образцах пород — коллекторов Мыхпайского месторождения.

2.4.1. Результаты лабораторных опытов по вытеснению нефти водой.

2.5. Результаты исследований физико-химических свойств пластовых углеводородных флюидов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБЪЕКТ ЮВ, МЫХПАЙСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1. Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей.

3.2. Обоснование размера сетки для построения гидродинамической модели.

3.3. Исходные данные характеристик гидродинамической модели.

3.4. Адаптация математической гидродинамической модели.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты юрских залежей"

Актуальность проблемы

Особенностью геологического строения нефтегазовых месторождений Западной Сибири является то, что значительная часть продуктивных пластов меловых и юрских отложений представлена мелкозернистыми полимиктовыми коллекторами, имеющими высокую геологическую неоднородность и долю микрокапиллярных поровых каналов. В таких условиях эффективность традиционных методов ППД резко снижается за счет того, что вода промывает, главным образом, высокопроницаемые зоны и пропластки, а в низкопроницаемые зоны закачиваемая жидкость практически не поступает. В юрских отложениях наблюдаются сравнительно низкий коэффициент приемистости нагнетательных скважин, что обусловливает сравнительно низкий коэффициент охвата залежи процессом вытеснения и неудовлетворительный конечный коэффициент извлечения нефти. При высокой обводненности продукции скважин значительные запасы нефти остаются в пластах.

Значительная часть попутного нефтяного газа (ПНГ) нефтегазодобывающими предприятиями до сих пор сжигается в факелах из-за недостаточно развитой инфраструктуры транспорта и переработки газа. Особенно остро эта проблема стоит на вновь вводимых и малых месторождениях, находящихся в малонаселенных труднодоступных районах. В то же время требованием государства является ограничение и сокращение вредных выбросов в атмосферу за счет использования 95 % объема попутного нефтяного газа («Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утверждены Приказом МПР России от 21.03.2007 №61).

Как известно, применение метода ВГВ с использованием углеводородных газов способствует увеличению КИН на 11—24 % относительно исходного, при этом затраты на внедрение технологии сопоставимы с другими способами воздействия. В то же время параллельно решается и проблема утилизации ПНГ.

Цель работы

Основные задачи исследований

2. Изучение характеристик фильтрации и вытеснения при реализации технологии водогазового воздействия посредством лабораторных исследований керна пласта IOBj Мыхпайского месторождения.

3. Обоснование области применения и критериев эффективности водогазового воздействия посредством анализа особенностей выработки запасов нефти на основании вычислительных экспериментов над адаптированной гидродинамической моделью пласта ЮВ] Мыхпайского месторождения.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлены основные критерии эффективного применения водогазового воздействия на юрских отложениях месторождений Западной Сибири, выраженные в низких значениях относительных проницаемостей по воде, гидрофобности коллекторов, величиной остаточной нефтепасыщенности -более 35 % и наличия существенных капиллярных сил, обусловленных высокой долей микрокапилляров - более 25 %.

2. Для коллекторов юрских отложений с низкой проницаемостью установлено оптимальное значение отношения массы нагнетаемого газа к массе воды равным 0,16 д.е., что приводит к увеличению КИН на 28 % по сравнению с традиционным закачиванием воды в нефтяной пласт.

Практическая ценность

1. В условиях Западной Сибири возможно значительное повышение нефтеотдачи большинства нефтяных залежей за счет довытеспения нефти, в том числе прикровельных частей пласта, а также за счет изменения фильтрационных потоков при использовании технологии ВГВ.

2. Технология ВГВ является ресурсосберегающей и природоохранной. Она позволяет утилизировать до 50 % попутного газа в природный резервуар.

3. Внедрение ВГВ рекомендуется рассматривать в первую очередь на месторождениях, динамика добычи которых существенно ниже показателей, принятых в проектных документах и на месторождениях, где недостаточно развита инфраструктура транспорта и переработки попутного нефтяного газа.

1 АНАЛИЗ ОПЫТА ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ГАЗОВОГО И ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мигунова, Светлана Владимировна

1. Применение технологии ВГВ приводит к увеличению нефтеотдачи (по сравнению с нагнетанием только воды) почти во всех случаях практического использования данного метода, однако ясно, что условия реализации технологии нагнетания газа зависят от индивидуальных особенностей нефтегазовых месторождений: • характеристики пластовых систем месторождения требуют адресного подхода к выбору объектов для водогазового воздействия: адаптации условий проведения ВГВ; • необходимы дополнительные лабораторные исследования и анализ вычислительных экспериментов для оценки эффективности ВГВ на конкретном пласте месторождения; • в условиях эксплуатации пласта IOBi Мыхпайского месторождения существуют все предпосылки для повышения нефтеизвлечения посредством применения водогазового воздействия, так как пласт характеризуется высокой степенью неоднородности, низкой проницаемостью и высоким газовым фактором.2. Проведение лабораторных исследований показало: • вытеснение нефти смесью газа и воды имеет большую эффективность по сравнению с вытеснением чистой водой, что с физической точки зрения объясняется тем, что при смешивании газа с водой полученная текучая среда имеет повышенную адгезию к нефти, сдерживаемой капиллярными силами; • наиболее выгодной с точки зрения промышленного внедрения для пласта IOBi является нагнетание газа при массовом соотношении газа и воды, равном 16%, так как это соответствует наибольшему соотношению вытесненной нефти к массе прокачанной смеси по данным лабораторных стендовых • испытаний технологии ВГВ.

3. Прирост коэффициента вытеснения и добычи нефти зависит от свойств нефти и вытесняющего агента, технологии закачивания и стадии заводнения: • с позиции реализации технологии водогазового воздействия прирост добычи нефти в основном зависит от компенсации отбора водой и газом, причем при определенных величинах компенсации водой и газом наблюдается максимальное значение, отражающее необходимость в оптимизации технологии ВГВ для конкретных месторождений и сложившихся систем разработки; • оптимальным массовым соотношением закачиваемого газа к закачиваемой воде для условий пласта ЮВ] Мыхпайского месторождения является 0,16 д.е. при 110 % компенсации отбора.4. Полученные результаты работы используются при составлении проектного документа на разработку месторождений с юрскими отложениями со сходными геолого-физическими условиями.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мигунова, Светлана Владимировна, Тюмень

1. Крылов А. П. Научные основы разработки нефтяных месторождений /А. П. Крылов, М. М. Глоговский, М. Ф. Мирчик, Н. М. Николаевский, И. А. Чарный. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 424 с.

2. Крейг Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении / Нью-Йорк - Даллас, 1971. Пер. с англ. под ред. проф. В. А. Данилова - М . , «Недра», 1974, 192 с.

3. Гавура В. Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газовых месторождений. - М . : ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, 340 с.

4. Патент США №2968350. Способ разработки нефтяных месторождений. Заявл. 15.10.1954. Опубл. 10.08.1960.

5. Патент США №3289758. Способ добычи нефти. В. Л. Мартин, М. Фелсентал. Заявл.11.07.1962. Опубл. 06.12.1966.

6. Патент США №3386506. Вторичный способ добычи нефти. Р. Д. Ованс. Заявл.08.04.1966. Опубл. 04.06.1968. .

7. Патент США №3472320. Метод добычи нефти. Д. Алвин. Заявл. 27.01.1965. Опубл. 14.10.1969.

8. Патент США №3525395. Способ добычи нефти с помощью чередующейся закачки газа и воды. Д. Н. Чью. Заявл. 26.12.1968. Опубл. 25.08.1970.

9. Патент США №3525396. Добыча нефти из месторождений переменной закачкой газа и воды. Д. Н. Чью. Заявл. 27.12.1968. Опубл. 25.08.1970.

10. Noran D. Growth Marks Enhanced Oil Recovery - Oil and Gas Journal, 1978, №13, p. 113-140.

11. Палий А. О., Амелин А. Д. Закачка газа в пласт с целью увеличения нефтеотдачи - М., ВНИИОЭ1ГГ, - 1978. - 50с.

12. Iran to Expand Gas - Reinjection Program to More Oil Fields, - Oil and Fas Journal, 1977, №50. - p. 77.

13. Мартос В. H., Палий А. О., Амиян А. В. Увеличение нефтеотдачи пластов путем вытеснения нефти различными агентами. Обзоры зарубежной литературы. - М., ВНИИОЭНГ, 1972. - 107 с.

14. Long М. Economics Still Retarding U. S. Enhanced FLecovery. - Oil and Gas Journal, 1977, №33. - p. 21-25.

15. Enhanced Recovery Aktion is Worldwide. - Oil and Gas Journal, 1976, vol. 14.-p. 107-138.

16. Николаев В. M. Сохранение, поддержание и восстановление пластового давления в нефтеносных пластах - русское изобретение. Нефтяное хозяйство, №3, 1954, с. 58-60.

17. Фаткуллин А. А. Значение газовых методов в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. - Нефтяное хозяйство, 2000, №1, с. 32-35.

18. Christensen J. R., Stenby E. H., Skauge А.: «Обзор промысловой практики применения ВГВ», SPE 71203, Spere & Е Journal, 9,7-106, апрель 2001 г.

19. Gillund G. N. Review of the Lobstok Cardian miscible flood. J. Canad. Petrol. Technol., 1969, IV-VI, vol.8, №2, p. 66-74.

20. Cone C. Case history of the University Block-9 (Wolfcamp) field - a gas-water injection secondaiy recover project. J. P. Т., 1970, XII, vol.22, dec, p. 1485-1491.

21. Walker J. W., Turner J. L. Perfomance of seelingson zone 20B-07 enriched - gas drive project. J. Petrol. Technol, 1968, 20, №4, p. 369-373.

22. Амикс Дж., Басе Д., Уайстинг Р. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 567 с.

23. Bouks L. S., Hearh L., Dohy G. Perfomance of a rriiscible flood in the bear Lake Cardium Unit, Pembina field, Alberta, Canada. J. Petrol. Technol., 1975, VI, vol. 27, June, p. 672-678.

24. Мамлеев P. Ш., Прокошев IT. А. Опыт закачки водогазовой смеси для повышения нефтеотдачи пластов. -Нефтяное хозяйство, 1979, №3, с 32-34.

25. Степанова Г. Статистический анализ разработки нефтяных и нефтегазовых пластов. Нефтяное хозяйство, 1994, №5, с. 35-37.-

26. Майдебор В. Н. Результат применения процессов смешивающегося вытеснения нефти при разработке зарубежных нефтяных месторождений. Обзор зарубежной литературы, сер. Добыча, М., ВНИИОЭНГ, 1974,59 с.

27. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 638 с.

28. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000. - 516 с.

29. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. - Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 608 с.

30. Вашуркин А. И., Свищев М. Ф., Ефремов Е. П. и др. Использование газоводяных смесей для повышения нефтеотдачи пластов. - В кг.: Состояние и перспективы применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. - М. ВНИИОЭНГ, 1977 - с. 9-10.

31. Вашуркин А. И., Свищев М. Ф. Критерии применимости водогазового воздействия на пласт. - НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени», Тюмень, №43, 1979. - с. 24-26.

32. Вашуркин А. И., Свищев М. Ф., Ложкин Г. В. Повышение нефтеотдачи водогазовым воздействием на пласт. //Нефтепромысловое дело. -1977. - № 9 . - с . 23-24.

33. Лискевич Е. И., Островский Ю. М. вытеснение нефти газоводяными смесями // Тр. /УкрНИИПНД. - М : «Недра», 1973. - Вып. 11-12. - с. 233-240.

34. Крейг Д. Р., Брей Дж. А. Вытеснение нефти газом и смешивающимися с ней агентами // Добыча углеводородов на поздней стадии разработки месторождений: Материалы УШ мирового нефтяного конгресса. - М . : «Недра», 1971.-е. 8 4 - 111.

35. Des Brisay Ch. L., Daniel E. L. Suplemental Recovery Development of the Intisar "A" and " D " Reef Fields, Libjan Arab Repablic. - Journal of Petroleum Technology, 1972, №7. - p. 785-796.

36. Orrifith J. D., Baiton N., Steffensen R. J. Ante-Creek-a Miscible Flood Using Separator Gas and Oil Injection. - Journal of Petroleum Technology, 1970, № 1 0 . - p . 1209-1238.

37. Joung R. E., Faurfield W. H., Dykstra H. Perfomance of a Hion- Pressure Gas Injecton Project, Swanson River Field, Alaska.- - Journal of Petroleum Technology, 1977, №2. -p.99 -104.

38. Brannon J., Whitington IT. M. Enriched - Gas Miscible Flooding A Case History of the Levelend Unit Secondary Miscible Project. - Journal of Petroleum Technology, 1977, №8, - p. 919-924.

39. Blanton J. R., Mecaskill N., Herbeck E. F. Perfomance of propane Slag Pilot in a Watered - Out Sand - South Ward Field. - Journal of Petroleum Technology, 1970, №10, p. 1209-1214.

41. Gas Water Injection Working in Algeria. - Oil and Gas; Journal, 1972, №42. - p. 87.

42. Leonard Sim. Increased rate of EDR bringh-tens dutlok. - Oil and Gas Journal, 1986, № 1 4 . - p . 71-101.

43. Study Aims to Determine States Role in EDR. - Oil and Gas Journal, 1985, №23.- p. 51.

44. Сургучев M. Л. Применение методов повышения нефтеотдачи и перспективы их развития за рубежом. - Нефтяное хозяйство, 1987, №5. - с. 72-76.

45. Folden G. Enchanced Recovery of light and medium crude Dil Canada - Journal of Canadian Petrolium Technology, 1987, I-II, v. 26, №1. - p. 37-47.

46. Повышение нефтеотдачи пластов, содержащих нефти легкой и средней плотности в Канаде. Дифференциальная аналитическая информация СибНИИНП. - Тюмень, 1987, №3, - 32 с.

47. Контроль за выполнением комплексной программы по проблеме «Метод заводнения с водогазовой смесью» (отчет). СибНИИНП, А. И. Вашуркин, М. Ф. Свищев и др. - Тюмень, 1977 - 106 с.

48. Контроль за выполнением работ по водогазовому воздействию на пласт (отчет). - СибЬГИИТГП, тема 27.78/05.22, этап 3. Башуркин А. И. и др. Тюмень, 1978-103 с.

49. Опыт закачки газа высокого давления на месторождении Озер- Суат, Г. И. Шеломенцев, Л. А. Ругузов, В. Т. Онищенко и др. - В кн.: Использование нефтяного газа на промыслах. - М., ВНИИОЭНГ, 1972. - с. 6-37.

50. Оценка некоторых характеристик процесса вытеснения нефти газом высокого давления в промысловых условиях. Р. А. Багов, Б. К. Артюхович, Л. Н. Чижова и др. - Грозный, Труды СевКавНИПИнефть, вып. 15, 1973.-с. 242-247. :

51. Испытание технологии газового и водогазового воздействия на Самотлорском месторождении: Обзорная информация - Сер. Нефтепромысловое дело. - М., 1989. - 40 с.

52. Трофимов А. С , Мигунова В. Альтернативность технологии заводнения на основе газовых методов повышения нефтеотдачи // тр. научно-технической конференции в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина тезисы докладов г. Москва, 2003 г. с. 1. •

53. Андреева Н. Н., Трофимов А. С , Мигунова В. Газовые методы повышения нефтеотдачи // «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» Материалы всероссийской конференции г. Ухта, 2003 г. с. 191-193. '

54. Андреева H. Н., Трофимов А. С, Мигунова В. Поняев В. Утилизация попутного газа с целью увеличения нефтеотдачи // Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ г. Тюмень, 2003 г. с. 87-88.

55. Трофимов А. С, Мигунова В., Поняев В. Газовые методы увеличения нефтеотдачи // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений в Институте нефтегазового бизнеса Сборник научных трудов г. Москва, 2004 г. с. 4.

56. Трофимов А. С, Мигунова В., Лубягина Н. В. Проблемы и методы повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири // Надежность, транспорт, экономика г. Нижневартовск 2006 г. с. 233-237.

57. Бернштейн М. А., Лобода В. М. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов. -М., ВНИИОЭНГ, 1977 - 63 с.

58. Дегтярев Н. М., Сорокин В. А., Прохоренко ,Н. В. и др. Исследование и промысловый опыт осуществления методов повышения нефтеотдачи пластов. - РНТС ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтепромысловое дело». -М., 1979, Р. 7.

59. Долгих М. Е. Исследование некоторых вопросов повышения нефтеотдачи месторождений Западной Сибири путем нагнетания в пласт газа высокого давления. - Дис. канд. наук. - Тюмень, 1980 - 170 с.

60. Периодическая закачка газа и воды под высоким давлением. И. И. Харазай, А. Захаров, Н. Ф. Дорощук - Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, 1978-44 с.

61. Анализ применения методов повышения нефтеотдачи с Татарской АССР и разработка более эффективных способов увеличения нефти из пластов (отчет). - ТатНИПИнефть, И. Ф. Глумов - Бугульма, 1978 -231 с.

62. Иванишин В. С, Лискевич Е. И., Мищук И. Н. Повышение эффективности водогазовой репрессии на Битковском месторождении. -Нефтяная и газовая промышленность, 1973, №6 - с. 20-22.

63. Островский Ю. М. Методы повышения нефтеотдачи путем газовой и газоводяной репрессии на пласт. Автореферат дис. докт. тех. наук. - М . , 1975-44 с.

64. Опыт использования нефтяного газа для увеличения нефтеотдачи на Ключевском месторождении Краснодарского края. И. А. Левченко, Ю. Д. Лубенец, О. М. Циова и др. - В кн.: Использования нефтяного газа на промыслах. - М., ВНИИОЭНГ, 1972. - с. 38-112.

65. Левченко И. А. О закачке газа высокого давления на месторождениях Краснодарского края. - Нефтепромысловое дело, 1977, №4 - с . 28-30.

66. Горбанец В. К., Гарушев А. Р., Бикчевский А. Д. и др. Исследования фильтрационных характеристик пород продуктивных пластов в связи с периодической закачкой воды и газа высокого давления. - Труды КраснодарНИПИнефть, 1973, вып. 7. - с. 39-42.

67. Горбанец В. К. Определение оптимальных объемов закачиваемой воды при осуществлении комбинированного методы воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи. - Труды КраснодарНИПИнефть, 1974, вып. 9 - с . 136-141.

68. Антониади Д. Г., Губенко Г. М., Левченко И. А. и др. Влияние закачки обогащенного газа на показатели разработки западного залива Ключевского месторождения. - Нефтяное хозяйство, 1973, №10. - с. 7-8.

69. Перспективное планирование и обобщение применения методов повышения нефтеотдачи на месторождении Главтюменнефтегаза (отчет) -СибНИИЫП, Г. В. Ложкин, А. Трофимов и др. - Тюмень, 1988. - 410 с.

70. РД 39-0148070-255-88Р Технология водогазового воздействия на первоочередном участке Самотлорского месторождения с использованием методов регулирования. - СибНИИНП и Нижневартовск1ТЙПИнефть, Сонич В. П., Ложкин Г. В., Гусев В., Трофимов А. и др.

71. РД 39-5753484-074-88. Технология регулирования газового и водогазовового воздействия с использованием вязко-упругих систем. -НижневартовскНИПИнефть, Верес П., Демченко В. А., Трофимов А. И др. - Нижневартовск , 1988. - 25 с.

72. РД 39-5753484-075-89. Технология регулирования газового воздействия гидродинамическими и физико-химическими методами. -НижневартовскНИПИнефть и ВНИИ, Трофимов А. С, Демченко В. А., Полищук А. М. и др., - Нижневартовск, - М., - 1990. - 27 с.

73. Демченко В. А., Верес П., Трофимов А. Регулирование газового воздействия пеногелевыми системами. - Тезисы докладов 2-й Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» - ТИИ, Тюмень, 1989. - с. 7-8.

74. Способ разработки месторождений углеводородов. Описание изобретения по заявке №4349817/23-03 (1900726) от 24.12.87. Положительное решение от 30.11.88 г. - НижневартовскНИПИнефть, В. Я. Блэхман, П. Верес, А. А. Вайгель и др.

75. Грайфер В. И., Лысенко В. Д. Газовое заводнение. Перспективы широкого промышленного применения // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №2. - с 41-43.

76. Зацепин В. В., Черников Е. В. Некоторые вопросы реализации водогазового воздействия на Восточно-Перевальном нефтяном месторождении // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №2. - с. 44-47.

77. Обустройство экспериментального участка водогазового воздействия на пласт Восточно-Перевального месторождения нефти: Рабочий проект / ОАО «НижневартовсНИПИнефть»; Руководитель В. П. Ситников; Инв. №34118. - Нижневартовск, 2005. - 199 с.

78. Двойной удар водогазового воздействия / Е. Жук II Oil and Gas Evrasia. - 2007. - №2. - с 42-46.

79. Доразработка нефтяных месторождений с применением газовых технологий. Е. В. Лозин, А. В. Шувалов // Вестник ЦКР роснедра. - 2008. -№2. - с. 20-27.

80. Лискевич Е. И. и др. Характеристики вытеснения пластовых жидкостей месторождения Самотлор. // Тр. УкрНИИШ-Щ. - М.: Недра, 1973. -Вып. 11-12.-с. 241-249.

81. Вышуркип А. И. и др. Экспериментальное определение коэффициентов вытеснения нефтей Самотлорского месторождения углеводородными газами. // НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени». -Тюмень, 1977. - Вып. 34. - с.41 -43.

82. Benhen A. L. et. al. Miscible Fluid Displacement. T Prediction of Miscability // Petroleum Transactions. - 1960. - Vol. 219. - p. 229-237.

83. Результаты моделирования технологии водогазового воздействия. В. Мигунова, В. Г. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. -2008. - №8. - с. 75-77.

84. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (ч. 1 «Геологические модели», ч. 2. «Фильтрационные модели») / Н. Н. Лисовский и др. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 110 с.

85. Михайлов Н. Н. Доразработка заводненных пластов на основе исследования структуры и подвижности остаточной нефти // Вестник ЦКР Роснедра. - 2008. - №2. - с. 33-37.

86. Амелин И. Д., Сергеев Л. И., Гейхман Г. М., Еременко Н. В. и др. "Осуществление процесса внутрипластового горения на месторождении Павлова Гора". М., ВНИИОЭНГ, 1972 г., ТНТО,65 с.

87. Эмануэль Н.М., Денисов Е. Т., Майзус 3. К. Цепные реакции окисления углеводородов в жидкой фазе. М., "Наука", 1965, 375 с.

88. Bousaid I.S., Ramey H.J. Oxidation of Crude Oil in Porous Media. S.P.E. J., 1968, № 2, p.p. 137-148.

89. Tadema H.J., Wejdema J. Spontaneous Agnition of Oil Sands. "Oil and Gas j " , 1970, № 50, p.p. 77-80.

90. Dabbous M. K., Fulton P. P. Low - Temperature - Oxidation Reaction Kinetics and Effects on the In-Situ Combustion Process. S.P.E. J.,1974,№ 3, p.p. 253-262.

91. Стрижов И. H. Исследование процесса внутрипластового горения для усовершенствования методики проектирования. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М., МИНХ и ГП им. И. М. Губкина.

92. Блюмберг Э. А., Лебедев 10. А., Сафиуллин Р. X Химические аспекты процесса внутрипластового горения нефти. "Тепговые методы добычи нефти", М., "Наука", 1975, с. 124-134.

93. Бондаренко В. В. Стрижов И. Н. Исследование окисление нефтей при внутрипластовом горении. "Нефтяное хозяйство", № 2, 1983, с. 50-53.

94. Burger J. G., Sahuguet В. Chemical Aspects of In-Situ Combustion - Heat of Combustion and Kinetics. S.P.E. J.,1972,№ 5, p.p. 410-422.

95. Тадема Г. Дж. Механизм нефтеотдачи при движущемся очаге горения в пласте. У международный конгресс. "Бурение скважин и добыча нефти". Гостоптехиздат, 1961, с. 108-113.

96. Burger J. G., Combarnous M. Les methodes thermiques de production des hydrocarbures. Frans formatios physiques et chimiques des hydrpcarbures et de lean. "Revue de L'Institut Francais du Petrol", 1975, v. 30, № 4, p.p. 551-578.

97. Smith F. W., Perkins Т. K. Experimental and Numerical Simulation Studies of the Wet Combustion Recovery Process. J. of Can Petr. Technol., 1973, № 3, p.p. 44-54.

98. Бондаренко В. В. Окисление нефтей кислородом воздуха при начальных пластовых условиях. РНТС ВНИИОЭНГа, сер. "Нефтепромысловое дело", № 9, 1982 г.

99. Стрижов И. Н., Татьянин А. И., Бондаренко В. В. Окисление нефтей кислородом воздуха в различных пористых средах. "Нефтяное хозяйство", № 4, 1986 г.

100. Желтов Ю. Н. Бондаренко В. В., Татьянин А. И., Стрижов И. Н. Кинетика окисления нефти в присутствии воды. РНТС ВНИИЩЭНГа, "Нефтепромысловое дело", № 12, 1985 г.

101. Fassihi М. A., Brigham W. Е., Ramly М. J. Reaction Kinetics of In- Situ Combustion S.P.E. J.,1984,№ 3-4.

102. Bae J. M. Characterization of Crude oil for Firetlooding Using Thermal Analysis Methods. S.P.E. J.,1977,№ 2,.

103. Стрижов И. Н. Коробков Е. И. Расчет параметров сверхвлажного внутрипластового горения. Методическое указание к дипломному проектированию. М., 1992 г.

104. Чоловская И. Д. Распределение температуры в стволе скважины и в пласте при циклическом нагнетании в них рабочих агентов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. 2002. /171

Информация о работе

Мигунова, Светлана Владимировна
кандидата технических наук
Тюмень, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка и исследование технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты юрских залежей - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы