Анализ и регулирование разработки месторождения "Белый тигр" со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания

Тю Ван Лыонг

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Анализ и регулирование разработки месторождения "Белый тигр" со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Анализ и регулирование разработки месторождения "Белый тигр" со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания"

На правах рукописи

ТЮ ВАН ЛЫОНГ

АНАЛИЗ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» СО СЛОЖНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ ЗАЛЕГАНИЯ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2010

004606779

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

доктор геолого-минералогических наук, профессор Токарев Михаил Андреевич.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, доцент Хафизов Айрат Римович;

кандидат технических наук, доцент Васильев Владимир Ильич.

Ведущая организация

ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Академии наук РБ

Защита состоится «30» июня 2010 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «28» мая 2010 года.

Ученый секретарь совета . ' Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время месторождения нефти и газа в магматических породах фундамента открыты практически во всех нефтегазоносных провинциях мира (Алжир, Венесуэла, Вьетнам, Египет, Иран, Ирак, Казахстан, Мексика, Саудовская Аравия, Северный Кавказ, Россия и т.д.) и составляют значительную часть мировых запасов. Однако вопросы разработки таких месторождений, в связи с длительностью процессов разработки, изучены недостаточно. Возникает и целый ряд научно-практических вопросов, связанных с контролем и регулированием разработки таких залежей, особенно залежей, разработка которых ведется с применением системы заводнения.

В последние годы актуальность изучения этих вопросов значительно возросла для всего мира как в связи с открытием в фундаменте новых крупных месторождений нефти и газа, так и с постепенным истощением запасов углеводородов (УВ) месторождений с терригенными и карбонатными породами.

В Республике Вьетнам доля добычи нефти из залежей фундамента месторождений «Белый Тигр», «Дракон», «Черный Лев» и др. превышает 90% от общей добычи нефти. Поэтому изучение вопросов по контролю и регулированию разработки этих месторождений становится более актуальным и действительно имеет большое практическое значение в нефтегазопромысло-вой практике.

Залежи нефти в фундаменте зачастую определяются сложными геологическими и термодинамическими условиями. Следовательно, анализ и регулирование разработки месторождений с такими условиями имеют не только научный интерес, но и исключительно большое практическое значение как для Республики Вьетнам, так и для всего мира. В диссертационной работе проведены анализ и регулирование разработки гранитоидных коллекторов кристаллического фундамента крупного месторождения «Белый Тигр» на шельфе Южного Вьетнама.

Цель работы

Совершенствование методов анализа и регулирования разработки гранитоидных коллекторов нефтяных месторождений Республики Вьетнам для повышения эффективности их разработки.

Основные задачи исследования

1 Обобщение основных особенностей геологического строения гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр». Изучение текущего состояния разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и прогноз конечных показателей разработки.

2 Создание методики регулирования процесса разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса при недопущении образования газовой шапки.

3 Экспериментальное исследование эффективности работ по обработке призабойной зоны (ОГО) скважин месторождения с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин с помощью полученных эффективных композиций химреагентов.

4 Оценка эффективности методов контроля за изменением положения искусственного водонефтяного контакта (ИВНК) в залежи фундамента месторождения «Белый Тигр». Определение условного положения ИВНК в гранитоидных коллекторах методом материального баланса. Адаптация метода электрометрии для контроля за изменением ИВНК в гранитоидных коллекторах.

Методы исследования

В диссертационной работе использовались методы промыслового анализа на основе геофизических исследований, математического моделирования и методы лабораторного анализа с использованием искусственных кернов.

Научная новизна

1 Установлена новая зависимость между закачкой воды в пласт и отбором жидкости для залежей Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса.

2 Впервые предложена методика контроля за перемещением ИВНК с помощью геофизических исследований скважин (ГИС) на основе электрометрии для условий залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и других залежей со сходными гсолого-физическими и термодинамическими условиями.

Практическая ценность

Разработанная методика подбора композиций химреагентов при обработке призабойной зоны на гранитоидные коллекторы и полученные результаты анализа разработки месторождения «Белый Тигр» используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) при чтении лекций и проведении практических занятий по дисциплинам «Контроль и регулирования процесса извлечения нефти», «История развития нефтегазовой промышленности» и «История разработки крупных нефтяных месторождений», а также при курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 59-й и 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (2008, 2009 гг.), в II и III Всероссийских смотрах научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации (г. Томск, 2008 и 2009 гг.), на Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Красноярск, 2008 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 10 научных работ, в том числе 5 статьей, 3 из которых опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК Минобрнауки РФ.

Объем и структура работы

Диссертация изложена на 141 странице машинописного текста и включает введение, 4 главы, 45 рисунков, 25 таблиц, основные выводы и рекомендации. Список литературы содержит 142 наименования и приложение, изложенное на 6 страницах.

Автор благодарит профессора М.А. Токарева за научное руководство, заведующего кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» профессора Ю.В. Зейгмана за постоянную помощь в работе, коллектив кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» за ■ помощь в проведении лабораторных исследований по созданию искусственных кернов, а также выражает признательность за ценные советы к.ф-м.н Фам Куанг Нгоку, заведующему лабораторией МиФП НИПИнефтеморгаза СП «Вьетсовпетро» Ле Динь Лангу и коллективу Отдела «Разработка нефтяных и газовых месторождений» НИПИнефтеморгаза СП «Вьетсовпетро».

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, поставлены цель и задачи исследования, излагаются практическая ценность и научная новизна.

В диссертационной работе проведен анализ геологического строения месторождения «Белый Тигр». Результаты проведенного анализа показали, что фундамент месторождения «Белый Тигр» является нефтяной залежью с трещиновато-кавернозными коллекторами в гранитоидных породах. Отмечаются особенности распределения зон с наличием интервалов притока или приемистости внутри залежи фундамента с общей тенденцией последовательного уменьшения доли нефтеносных коллекторов по глубине. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород фундамента также уменьшаются с глубиной залежи. Залежь фундамента считается замкнутой, и ее уникальность в мировой практике заключается, прежде всего, в отсутствии подошвенной воды и в большой мощности продуктивного разреза. В залежи фундамента месторождения выделяются Северный, Центральный и Южный

своды, а также погруженный Восточный свод и Западное крыло. В настоящее время разработка нефтяных коллекторов по залежи фундамента ведется практически только па Центральном и Северном сводах. Границы между сводами выражены не четко, так как в начальный период разработки их выделение было проведено на основе гидродинамической связи скважин. Кровля фундамента находится на абсолютной (абс.) отметке -3050 м. Самый низкий предел фундамента условно принимается на абс. отметке -4850 м. Центральный свод фундамента представляется в основном гранитами, а Северный свод фундамента отличается большим разнообразием пород. Он включает гранодиориты, граниты, кварцевые монцониты и субщелочные диориты.

Произведен анализ геологического строения месторождения по структурно-текстурным свойствам гранитоидных и аналогичных по генезису коллекторов. Отмечено, что состав горных пород в различных сводах фундамента месторождения «Белый Тигр» неодинаков. Причем, каждый тип горных магматических пород имеет свое значение хрупкости и других физико-химических свойств, что привело к формированию различных ФЕС пород фундамента массивного типа вследствие тектонической и гидротермальной деятелыюстей. Это является одной из важнейших причин, объясняющих различие гидродинамической связи сводов фундамента месторождения «Белый Тигр». В объеме Центрального свода фундамента имеется хорошая гидродинамическая связь, благодаря чему происходит эффективное перераспределение пластового давления. Северный свод фундамента разбит на блоки, гидродинамическая связь между которыми слабая. Поэтому Центральный свод фундамента носит еще название «Центральный блок фундамента», а Северный свод - «Северные блоки фундамента». Таким образом, залежь фундамента месторождения «Белый Тигр» имеет крайне сложное геологическое строение, отличное от известных типов карбонатных и терригенных коллекторов. В связи с этим возникает необходимость более детального изучения геолого-промысловых и геофизических характеристик

месторождения, а также обоснования различных мероприятий с целью повышения эффективности разработки объектов.

В результате проведенного анализа разработки гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр» получены следующие результаты:

1. Скважины на месторождении эксплуатировались фонтанным и газлифтным способами. На 01.01.2009 г. фонтанный фонд составил 65 скважин, а газлифтный - 108, что составляет соответственно 37,6% и 62,4% от действующего фонда скважин месторождения. Это свидетельствует о том, что газлифтный способ эксплуатации скважин является основным и наиболее перспективным способом добычи нефти.

2. Пластовое давление Центрального свода фундамента в настоящее время больше давления насыщения (рисунок 1), а Северного - меньше. Значения пластового давления Центрального свода фундамента намного больше давления Северного. Это объясняется геологическими и термодинамическими условиями, а также большим объемом закачки в Центральный свод воды. На 01.01.2009 г. на Центральном своде фундамента работает 26 нагнетательных скважин со средней приемистостью 1500 м3/сут. Приемистость нагнетательных скважин Северного свода очень низкая. На 01.01.2009 г. на Северном своде работает только одна нагнетательная скважина с приемистостью 500 м3/сут.

Рисунок 1 - Динамика среднего пластового давления Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» во времени

3. Газовый фактор залежи фундамента изменяется в процессе разработки следующим образом. За период 1988-1992 гг. он увеличился с 155 до 215 м3/т,

S 8 40

1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 Время

за период 1992-1997 гг. уменьшился с 215 до 175 м3/т и с 1997 г. по настоящему времени он имеет тенденцию к увеличению. На 01.01.2009 г. средний газовый фактор составляет 194 м3/т, что несколько превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Высокий газовый фактор залежи фундамента в начале разработки объекта объясняется процессом выделения газа из нефти на забое и в призабойной зоне ряда добывающих скважин с большим дебитом нефти.

4. Процесс обводнения добывающих скважин фундамента происходит очень сложно. Считается, что все скважины фундамента имеют три характеристики обводнения: быстропрогрессирующее, постепенное и медленное. Установлено, что группа скважин с быстропрогрессирующим обводнением имеет порог обводненности, который составляет 10%. Процесс обводнения скважин такой группы происходит медленно, когда обводненность меньше 10%. В случае, когда обводненность скважин превышает 10%, то процесс обводнения скважин происходит с большой скоростью и стабилизируется на высоком уровне после того, как обводненность достигает 70-80%. В работе также изложены возможные мероприятия по регулированию обводнения скважин.

5. При проектировании разработки гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр» был избран многоэтапный подход. На первом этапе разработка залежи велась в упругом режиме вследствие значительного превышения начального пластового давления над давлением насыщения. На втором этапе осуществляется поддержание пластового давления (ППД) закачкой в залежь океанической воды. На третьем этапе предлагается продолжать закачку воды в нижнюю часть залежи и рассмотреть возможность закачки газообразных агентов в повышенную часть залежи с учетом технико-экономических показателей.

6. Основные запасы нефти месторождения связаны с фундаментом. При этом запасы нефти Центрального свода составляют 405506 тыс. т, а Северного - 62300 тыс.т. Следовательно, вопросы по регулированию разработки Цен-

трального свода фундамента являются наиболее важными по сравнению с другими объектами разработки месторождения.

7. В настоящее время залежь Центрального свода фундамента находится на стадии падающей добычи. Имеется возможность поддержания годового уровня добычи нефти на высоком уровне (рисунок 2).

25000 1................:..................!.............."т............-и...................;..................т................т 20

20000

« и

Е Й

Ь" Я 15000 + я о ч О- л о они

1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008

Время

• Годовой отбор нефти -Годовая закачка воды

-Годовой отбор жидкости - Обводненность

Рисунок 2 - Основные технологические показатели разработки Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр»

В. Результаты прогноза конечных показателей разработки залежи фундамента по методу A.B. Копытова, представленные в таблице 1, свидетельствуют о том, что залежь фундамента месторождения «Белый Тигр» является потенциально эффективным объектом разработки в мировой практике, и о том, что система разработки залежи фундамента выбрана эффективно.

Объект Геологические запасы нефти, тыс. т Извлекаемые запасы нефти по методу A.B. Копытова, тыс. т Конечный показатель разработки

нефтеотдача суммарный ВНФ

Центральный свод фундамента 405506 247627 0,61 0,071

Северный свод фундамента 62300 14873 0,24 0,123

Фундамент в целом 501269 253796 0,51 0,073

В Центральном своде фундамента пластовое давление приближается к давлению насыщения (см. рисунок 1), но вторичная газовая шапка отсутствует.

Поэтому в настоящее время актуальная задача при разработке залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» - регулирование динамики отбора флюидов и закачки в пласт воды для предотвращения образования вторичной газовой шапки в Центральном своде фундамента. В связи с этим в диссертационной работе рассмотрено применение метода материального баланса для контроля и регулирования разработки фундамента месторождения «Белый Тигр».

Выявлена необходимость применения метода материального баланса для контроля и регулирования разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр». Разработано методическое обоснование применения метода материального баланса для термо- и гидродинамических условий исследуемой залежи.

Коэффициент упругоемкости залежи с трещиноватыми коллекторами:

р'=qk/(v,-ap), (1)

где V3 - объем залежи, дренируемой в условиях замкнуто-упругого режима; ар и qx — соответственно снижение давления и количество добытой из залежи жидкости.

Если в залежи имеется система заводнения, то:

P'=(Q--Q~)/(V,-AP). (2)

где £>,„„ - накопленная закачка в пласт воды.

Таким образом, для залежи фундамента уравнение материального баланса принимает вид: qx - qm. = р' • К, • ар, (3)

Все входящие параметры в уравнении (3) рассчитываются по пластовым условиям.

Для составления уравнений материального баланса для сводов фундамента месторождения «Белый Тигр» использовались следующие предположения:

- залежь фундамента месторождения «Белый Тигр» замкнута;

- пластовая температура постоянна по всей площади залежи;

- свойства пластовой и закачиваемой воды одинаковы;

- свойства нефти одинаковы по площади залежи;

- нет гидродинамической связи между сводами фундамента. Полученное уравнение материального баланса имеет вид:

- для Центрального свода: - е«™" = р'ЦСФ ■ V?сф ■ ЛРасФ, (4)

-для Северного свода: в ж* = р'ссф (5)

где ЛР/1СФ (АРССФ) - снижение давления на некоторой абс. отметке Центрального (Северного) свода; <ЙС® (вжФ) - накопленная добыча жидкости Центрального (Северного) свода на дату расчета; 0'}™ ((¿^) - накопленная закачка воды по Центральному (Северному) своду; У3"СФ (У3ССф) - объем залежи Центрального (Северного) свода; р'пгф (р'ССФ) - коэффициент упругоемкости среды залежи Центрального (Северного) свода.

Объективные результаты при расчетах по методу материального баланса могут быть получены лишь в том случае, если в процесс перераспределения пластового давления вовлечен весь объем залежи. Поэтому расчеты по уравнению материального баланса могут давать надежные результаты только для Центрального свода фундамента.

¿1 А*

1,00 -

0,94 -0,88 -0,82 -

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Снижение давления, МПа

Рисунок 3 - Изменение коэффициента упругоемкости залежи Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» ¡5 в зависимости от снижения

пластового давления (Д,- коэффициент упругоемкости залежи при начальном пластовом давлении)

Определен коэффициент упругоемкости залежи Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при начальном пластовом давлении (/?,' = 0,11 МО"4 МПа"1) и установлена его зависимость от снижения пластового давления (рисунок 3).

Произведен расчет динамики отбора флюидов и контроль за динамикой водонефтяного контакта (ВНК) и газонефтяного контакта (ГНК) методом материального баланса.

К настоящему времени на месторождении «Белый Тигр» основополагающим условием обеспечения высокого уровня добычи нефти и степени выработки запасов является ППД в кровле Центрального свода фундамента, то есть на абс. отметке -3050 м, на уровне не меньше 24,0 МПа. Однако результаты анализа показали, что на 01.01.2009 г. вторичная газовая шапка в Центральном своде фундамента отсутствует, и для того чтобы она не образовалась, необходимо поддерживать пластовое давление в кровле фундамента на уровне выше только р„3:"° » 21,8мпа.

Установлено следующее неравенство:

0ЦСФ-20Ю ПЦС.Ф-2009 , рЦСФ-ШО р.«И») т/ЦСФ я*

зак —уж \г1(т ~'тт )'у3 'рцсф-20ю' (о}

гДе <2жФ~2т> соответственно накопленный отбор жидкости и

накопленная закачка воды по Центральному своду фундамента после 01.01.2009 г.; Р1^'1050 ~ пластовое давление Центрального свода фундамента, приведенное к абс. отметке -3050 м на 01.01.2009 г.; р'Ц(-:ф.„т - коэффициент упругоемкости среды залежи Центрального свода фундамента на 01.01.2009 г.

В уравнении (6) известными являются Р?0„~шо,, К,"са> и р'ЦСФ^т: Следовательно получена связь между отбором жидкости и закачкой воды в пластовых условиях после 01.01.2009 г. по Центральному своду фундамента.

На основе проектных показателей разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» рассмотрены варианты закачки воды в Центральный свод фундамента. Результаты расчета приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Вариация проектных и расчетных параметров при регулировании разработки Центрального свода

фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса за период 2009-2013 гг.

П/п Год Проектные показатели, шс.т Закачка воды, Режим работы залежи Зависимость состояния ВНК и ГНК от закачки воды Оптимальная закачка воды при текущей системе заводнения объекта, тыс. м3

Отбор нефти Отбор ЖИДКОСТИ Вариант закачки воды Объем воды (в поверхностных условиях), тыс. м1 При закачке воды, гас. м3 Контроль за ВНК и ГНК Возможные схемы ВНК и ГНК при различных режимах отбора и закачки

№ Состояние ВНК и ГНК в залежи

1 ■ 3:: • -Л 4/. 1 5 8 J0 10> : 'У-- >'. . ''''''

1 2009 4450 5361 Вар 1 <7184 У+ГНР <911 №1 ГНК возникнет, ВНК относительно неподвижен и ГНК движется вниз ^^ннв 7800

от 911 до 7184 №2 ГНК возникнет и движется вниз, а ВНК движется вверх с низкой скоростью L й.

Вар.2 >7184 У от 7184 до 8185 №3 ГНК отсутствует, а ВНК движется вверх

>8185 №4 ГНК отсутствует, а ВНК движется вверх с ВЫСОКОЙ скоростью — / __ 1

2010 3897 5272 Вар.1 <7129 У+ГНР < 1375 Состояние ВНК и ГНК по №1 Схема 1 7400

от 1375 до 7129 Состояние ВНК и ГНК по №2

Вар.2 >7129 У от 7129 до 7745 Состояние ВНК и ГНК по№3 Схема 2

>7745 Состояние ВНК и ГНК по №4

3 2011 3316 | 4956 Вар 1 <6790 У+ПНР < 1640 Состояние ВНК и ГНК по №1 Схема 1 6900

от 1640 до 6790 Состояние ВНК и ГНК по №2 ,

Вар.2 >6790 У от 6790 до 7060 Состояние ВНК и ГНК по ЖЗ Схема 2

>7060 Состояние ВНК и ГНК по №4

4 2012 2893 4458 Вар.1 <6184 У+ГНР < 1565 Состояние ВНК и ГНК по №1 Схема 1 6200

от 1565 до6184 Состояние ВНК и ГНК по №2

Вар.2 >6184 У от 6184 до 6294 Состояние ВНК и ГНК по№3 Схема 2

>6294 Состояние ВНК и ГНК по №4

5 2013 2547 4034 Вар.1 <5634 У+ГНР <1487 Состояние ВНК и ГНК по Xsl Схема 1 5700

от 1487 до 4819 Состояние ВНК и ГНК по №2

Вар.2 >5634 У от 4819 до 5650 Состояние ВНК и ГНК по№3 Схема 2

>5650 Состояние ВНК и ГНК по №¡4

(Примечание: У+ГНР - Упруговодонапорный режим, совмещенный с потенциальным газонапорным режимом; У - Упруговодонапорный режим)

Для улучшения процесса регулирования разработки при закачке воды важным является процесс ОПЗ нагнетательных скважин с целью увеличения приемистости. В связи с этим в диссертационной работе рассматривается комплексное исследование гранитоидпых пород-коллекторов и проводится экспериментальная разработка методов воздействия на призабойную зону композициями химреагентов.

Трещины, как в фундаменте месторождения «Белый Тигр», так и в гранитоидпых коллекторах месторождений нефти и газа в различных регионах мира, закрыты продуктами вторичной минерализации. Следовательно, разработана методика подбора композиций химреагентов при ОПЗ гранитоидных коллекторов, которая заключается в следующем.

Проведены исследования растворяющей способности композиций, состоящих из базовых химреагентов соляной и плавиковой кислот для следующих минералов: кварца, микроклина, ортоклаза, альбита и биотита. В исследованиях использовались четыре композиции: 4%НС1+0,5%НР, 6%НС1+0,5%НР, 12%ПС!+3%НР и 13%НС1+2%НР для растворения образцов размолотой породы из исследуемых минералов за 2, 4, 6, 8, 10 и 12 часов при температуре 70°С и атмосферном давлении. По полученным результатам экспериментов, выполненных в лаборатории каф. РИТМ УГНТУ, построены графические зависимости в координатах «продолжительность обработки -доля растворенной породы» для каждой композиции.

Таблица 3 - Уточненный минеральный состав пород по сводам залежи фундамента месторождения «Белый Тигр»

Минералы Содержание, %

Центральный свод Северный свод

Предел изменения Средняя величина Предел изменения Средняя величина

Альбит 13-24 18,5 14-29 21.5

Калиевый полевой шпат Микроклин 11-25 18 15-27 21

Ортоклаз 14-19 16,5 17-25 21

Кварц 25-35 30 15-24 19,5

Биотит 2-10 6 7-15 11

Мусковит 0-3 1,5 - -

Роговая обманка - - 0-3 1,5

Другие минералы - 9,5 - 4,5

С учетом уточненного минерального состава пород по сводам залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» (таблица 3) построен график зависимости доли растворенной породы от продолжительности воздействия различными композициями химреагентов для Центрального свода фундамента при Т=70°С (рисунок 4). Следовательно, композиция химреагентов 12%НС1+3%НР является самой эффективной для обработки гранитоидных пород-коллекторов.

Продолжительность, ч -»-4%НС!Н),5%НР -«-б%нем),5%нр -*- 12%НСВ-3%М> 13%НС1+2%НР

Рисунок 4 - Зависимость доли растворенной породы от продолжительности воздействия различными композициями химреагентов для Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» (Т=70°С)

Установлена зависимость доли растворенной породы от продолжительности воздействия композицией химреагентов 12%НС1+3%НР на гранитоидную породу Центрального свода фундамента при различных температурах (рисунок 5).

Продолжительность, ч -*-Т1=70°С -*-Т2=1200С -»-ТЗ=1бО0С

Рисунок 5 - Зависимость доли растворенной породы от продолжительности воздействия композицией химреагентов 12%НС1+3%НР на гранитоидную породу Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при различных температурах

Из рисунка 5 следует, что композиция химреагентов 12%HC1+3%HF растворяет 40-55% массы гранитоидной породы Центрального свода фундамента при пластовой температуре (130-160°С).

Результаты проведенного анализа и исследования показали, что коэффициенты вытеснения нефти водой, которые определялись на моделях пласта пород фундамента месторождения «Белый Тигр», изменяются в широких пределах 0,10-0,93. Среднее значение для всей залежи фундамента составляет 0,482. Коэффициент вытеснения нефти водой в породах фундамента месторождения «Белый Тигр» уменьшается с глубиной. Это объясняется, в основном, двумя факторами - уменьшением ФЕС пород и увеличением горного давления с глубиной фундамента.

Нами определен коэффициент вытеснения нефти водой на модели пласта пород фундамента месторождения «Белый Тигр» при пластовых условиях, который составляет 0,5553. Эксперименты выполнены в лаборатории МиФП НИПИморнетегаза СП «Вьетсовпстро» на установке FDESS-100 фирмы CORELAB-США.

Результаты оценки эффективности методов контроля за изменением положения ИВНК в фундаменте месторождения «Белый Тигр» показали, что до настоящего времени положение ИВНК в фундаменте определялось тремя методами: методом эксплуатационного каротажа (Production Logging Tools, PLT); методом забойных давлений; методом аналогии, основанным на положении текущего ИВНК соседних скважин. При этом PLT является основным методом определения положения ИВНК в залежи фундамента, результаты обработки которого характеризуют только условное положение ИВНК в фундаменте. Сделан вывод о том, что существующие методики не прояснили истинного положения ИВНК в фундаменте.

Нами установлено условное положение ИВНК в Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса. Его динамика во времени ггриведена на рисунке 6.

Время

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008

| -3000

Р1 Я -3500 -

н«

а §

§ " -4500 ~

< -5000 -1

Рисунок 6 — Динамика условного положения ИВНК в Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» во времени

В работе проведена адаптация метода электрометрии для контроля за перемещением истинного положения ИВНК в гранитоидных коллекторах. Метод заключается в следующем.

При обводнении гранитоидных коллекторов фундамента закачиваемой морской водой в обводненных интервалах и вероятных нескольких ИВНК информативность ГИС повысится, а обводненные интервалы можно рассматривать как сложенные кирпичиками или блоками. Соединение систем блоков и трещин-каверн в зависимости от применяемых методов окажется или параллельным, или последовательным. При исследовании обводненных интервалов обычными зондами электрического каротажа система блоков и трещин-каверн будет соединена параллельно, а при применении фокусированных зондов -последовательно.

В случае обе системы пористости рассматриваются как включенные параллельно в измерительную цепь установки с малой глубиной исследования, то можно записать равенство:

где рпб - удельное сопротивление отдельных блоков насыщенных нефтью; РаЛ - удельное сопротивление отдельных блоков полностью насыщенных закачиваемой водой; рг - сопротивление трещин и каверн;

1 (1-у)-к, - —---1--

■пб

(7)

Рзпт Рр Рпб

р„ ~ сопротивление, полученное зондом с малым радиусом исследования; V- объем открытых пор; км - пористость блоков; кпоГщ - коэффициент общей пористости по нейтрон-нейтронному каротажу (ННК).

Аналогично можно записать равенство для установки с большой глубиной исследования:

1 _у-К.общ. , (1-у)-к„б (8)

вт > ^ '

Рпт Рвпб Рпб

где р„„- сопротивление незатронутой проникновением части пласта; кш - водонасыщенность трещин и каверн в этой зоне.

Таким образом, получены два уравнения с тремя неизвестными -У'РттРпб ■ Значения объема открытых пор получают независимым путем, то есть данным акустического каротажа (АК) или по керну. Остаются две неизвестные величины (рв„„,рп6) и два уравнения.

В случае если применяется система зондов с фокусировкой тока, удельное сопротивление будет соответствовать последовательному соединению блоков и систем трещин-каверн в измерительную цепь. Можно записать систему уравнений:

\Рзпт = У ■ К.о6щ. ■ Р<р + ~ V)' Кб ■ Рпб 1 (9)

[Ртп = У ■ К.общ. ' Кт " Рвпб кп5 • рпб

Определяя параметр у способом, как было показано выше, получим два уравнения с двумя неизвестными. Отметим, что система уравнений получена с использованием элементарных законов Ома и Кирхгофа, а их решение после несложного программирования возможно на ЭВМ. Таким же образом получим дальнейшие подсчетные параметры.

Так как формулы (8) и (9) громоздкие, то при их использовании сопротивление пласта р„, предлагается определять одним из методов электрометрии. Из-за отсутствия такой возможности задача заключалась в определении р„„ для коллекторов, обводненных океанической водой. Сопротивление необводненных интервалов будет стремиться к бесконечности.

Чтобы избавиться от громоздких вычислений и повысить точность, следует предположить следующее:

- прорыв закачиваемых вод в эксплуатационные скважины происходит по наиболее пористым трещинно-кавернозным частям продуктивной толщи;

- океаническая вода плотностью 1,023 г/см3 при температуре 150°С будет иметь сопротивление 0,11 Ом-м;

Общая пористость на исследуемом интервале определяется результатами исследований АК и ННК. По величине общей пористости определяется величина относительного сопротивления Ротн по формуле Арчи:

Р =к * (Ю)

А отн п.общ х '

Сопротивление пласта: рт = Ротн -ртв, (11)

где рт - сопротивление пласта; ртв - сопротивление пластовой воды.

Па основе приведенных формул и предположений рассчитывались значения рт при различной пористости (рисунок 7).

Рисунок 7 - Зависимость сопротивления пласта от коэффициента общей пористости по формуле Арчи

Как видно из рисунка 7 при росте общей пористости отмечается резкое падение значений сопротивления пласта, что является диагностирующим признаком трещиноватости и свидетельствует о правильности выбора методики подсчета. Интервал значений пористости выбран для вероятного прорыва закачиваемых вод. Расчеты для различных значений общей пористости

выполнены при одном значении температуры, которая соответствует пластовой. Следовательно, в случае прорыва закачиваемой океанической воды электрометрия будет самым надежным методом выявления интервалов обводнения в продуктивной толще. Ввиду отсутствия исследований нами построена синтетическая кривая относительного изменения параметров при использовании методов электрометрии в случае прорыва закачиваемых вод в интервалы продуктивного пласта (рисунок 8).

Сопротивление пласта, Ом.м 1000 10000 100000

Шифры кривых - коэффициент общей пористости Кп ///// Интервалы первоначальной нефтевасыщенности Ч а, 6 - интервалы прорыва закачиваемых вод

Рисунок 8 - Синтетическая кривая относительного изменения сопротивления пласта от глубины при пластовой температуре

Таким образом, с помощью метода электрометрии находятся интервалы обводнения в продуктивной толще. Данная методика позволяет проводить контроль за изменением ИВНК в гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр».

Основные выводы и рекомендации

1 Залежь фундамента месторождения «Белый Тигр» имеет крайне сложное геологическое строение. Породы-коллекторы фундамента представляют собой неоднородную среду с «двойной» пустотностью, имеют трещинный и каверновый характеры. Ввиду отсутствия аналогичных месторождений в мировой практике разработка фундамента месторождения «Белый Тигр» осуществляется в несколько этапов. В диссертационной работе проведен анализ текущего состояния разработки фундамента месторождения «Белый Тигр» и выявлены темпы роста обводненности группы скважин фундамента с быстропрогрессирующим обводнением (порог обводнения скважин - 10%). Получены результаты прогноза конечных показателей разработки по кривым падения добычи нефти (метод A.B. Копытова), которые свидетельствуют о том, что система разработки объекта выбрана эффективно.

2 Получены аналитические решения для применения метода материального баланса на базе геолого-промысловых данных месторождения «Белый Тигр» и предложены уравнения материального баланса для сводов фундамента. Определен коэффициент упругоемкости залежи Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при начальном пластовом давлении (ß"0 = 0,111-10"4 МПа"1) по данным в скважинах и установлена его зависимость от снижения пластового давления. Впервые предложена методика регулирования процесса разработки Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса, которая дает возможность предотвращения образования газовой шапки.

3 Разработана методика подбора композиций химреагентов при ОПЗ на гранитоидные коллекторы с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин. По этой методике установлено, что композиция 12%HC1+3%HF является самой эффективной для обработки гранитоидных пород-коллекторов, которая растворяет 40-55% массы пород залежи Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при пластовой температуре.

4 Установлена динамика условного положения ИВНК в Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» во времени на основе метода материального баланса. Разработаны методические основы проведения ГИС на основе электрометрии для контроля за изменением положения ИВНК в гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр».

Список публикаций по теме диссертации

1 Тю B.JI. Особенности геологии, разведки и разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» республики Вьетнам /B.JI. Тю, Х.Н. Нгуен, Токарев М.А. //Сборник материалов Всероссийской науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Красноярск: Изд-во СФУ, 2008. Том 4. -С. 3-5.

2 Тю B.JI. Особенности распределения нефтеносности в фундаменте месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» в республике Вьетнам /B.JI. Тю, Х.Н. Нгуен, М.А. Токарев //Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - С. 215.

• 3 Тю B.JI. О методике подбора композиций химреагентов при обработке призабойной зоны (ОПЗ) на гранитоидныс коллектора /B.JI. Тю, М.А. Токарев //Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - С. 214.

4 Тю B.JI. Особенности распределения и изменения пластовых давлений в гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр» /B.JI. Тю, Х.Н. Нгуен //Нефтегазовое дело. - 05.06.2009. - http://wvAV.ogbus.ru

5 Тю B.JI. Анализ текущего положения искусственного водонефтяного контакта в гранитоидных коллекторах /В.Л. Тю, Х.Н. Нгуен, М.А. Токарев //Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов РФ. - Томск: Изд-во ТПУ, 2009. -С. 132-136.

6 Тю В.Л. Особенности геологии гранитоидной залежи и результаты подбора композиций химреагентов при обработке призабойной зоны на гранитоидные коллектора /В.Л. Тю, М.А. Токарев //Материалы II

Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов РФ. - Томск: Изд-во ТПУ, 2009. - С. 157-159.

7 Токарев М.А. Экспресс-методы исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов /М.А. Токарев, В.Л. Тю, В.З. Ле //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2009. - № 3. - С. 24-33.

8 Тю В.Л. Результаты экспериментов по определению растворяющей способности композиций химреагентов на синтетических гранитоидных породах /В.Л. Тю, М.А. Токарев //Материалы 60-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С. 241-242.

9 Тю В.Л. Контроль за динамикой обводнения гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр» /В.Л. Тю, М.А. Токарев //Материалы 60-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.

- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С. 242.

10 Токарев М.А. Методика контроля за изменением искусственного водонефтяного контакта в гранитоидных коллекторах месторождения Белый Тигр /М.А. Токарев, В.Л. Тю //Нефтегазовое дело. - 2009. - Том 7. - № 2.

- С. 40-45.

Подписано в печать 28.05.10. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 112. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тю Ван Лыонг

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕТРАДИЦИОННЫХ ГР АНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

1.1 Общие сведения о нефтяных месторождениях в гранитоидных коллекторах и трещиноватых коллекторах при нулевой емкости матрицы.

1.2 Классификация объектов в гранитоидных и аналогичных по генезису коллекторах.

1.3 Возможные условия образования залежей нефти и газа в фундаменте месторождения «Белый Тигр».

1.3.1 Процесс формирования фильтрационно-емкостных свойств пород фундамента.

1.3.2 Процесс генерации и скопления углеводородов в фундаменте и условия формирования месторождения «Белый Тигр».

1.4 Геологическое строение*месторождения «Белый Тигр».

1.4.1 Тектонико-стратиграфическая приуроченность объектов разработки.

1.4.2 Литолого-фациальная характеристика объектов разработки.

1.4.3 Термодинамическая и гидродинамическая характеристика объектов разработки.

1.4.4 Фильтрационно-емкостная характеристика объектов разработки. 26 ' 1.4.5 Анализ геологического строения месторождения по структурнотекстурным свойствам гранитоидных и аналогичных по генезису коллекторов.

Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» И ПРОГНОЗ КОНЕЧНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр».

2.1.1 Характеристика фонда скважин месторождения.

2.1.2 Характеристика распределения начальных запасов нефти исследуемых объектов по глубине

2.1.3. Особенности систем разработки и заводнения залежи.

2.1.4 Энергическая характеристика анализируемых объектов разработки и ее динамика во времени.

2.1.5 Газовый фактор и его динамика во времени.

2.1.6 Динамика обводнения объекта и скважин и возможные способы регулирования процесса разработки.

2.1.7 Текущее состояние разработки фундамента месторождения «Белый Тигр».

2.2 Прогноз конечных показателей разработки месторождения.

2.2.1 Краткий обзор методик прогноза показателей разработки нефтяных месторождений.

2.2.2 Прогноз конечной нефтеотдачи и суммарного водонефтяного фактора залежи по характеристикам вытеснения.

2.3 Балансовый метод оценки текущей и конечной нефтеотдачи заводненного объема.

2.3.1 Методы определения положения искусственного ВНК в залежи фундамента месторождения «Белый Тигр».

2.3.2 Адаптация метода электрометрии для контроля за изменением искусственного ВНК в гранитоидных коллекторах.

Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГРАНИТОИДНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ КОМПОЗИЦИЯМИ ХИМРЕАГЕНТОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ.

3.1 Актуальность проблемы обработок призабойной зоны гранитоидных коллекторов.

3.2 Экспресс-методы исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов.

3.2.1 Экспериментальное исследование эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов.

3.2.2 Рекомендации по применению методов воздействия на призабойную зону для регулирования разработки.

3.3 Экспериментальные результаты исследования по вытеснению нефти водой на модели пласта пород фундамента.

Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДЛЯ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР».

4.1 Контроль и регулирования разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр».

4.2 Методическое обоснование применения метода материального баланса для термодинамических и гидродинамических условий месторождения «Белый Тигр».

4.3 Определение коэффициента упругоемкости исследуемой залежи и его динамики во времени.

4.4 Расчет динамики отбора флюидов и контроль за динамикой ВНК и ГНК методом материального баланса.

4.5 Возможные схемы ВНК и ГНК при различных режимах отбора и закачки.

4.6 Определение условного положения ВНК на основе метода материального баланса и распределения запасов нефти по слоям в трещиноватых коллекторах.

4.7 Сравнительные результаты определения положения ИВНК в залежи фундамента.

Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Анализ и регулирование разработки месторождения "Белый тигр" со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания"

В настоящее время месторождения нефти и газа в магматических породах фундамента открыты практически во всех нефтегазоносных провинциях мира (Алжир, Венесуэла, Вьетнам, Египет, Иран, Ирак, Казахстан, Мексика, Саудовская Аравия, Северный Кавказ, Россия и т.д.) и составляют значительную часть мировых запасов. Однако вопросы разработки таких месторождений, в связи с длительностью процессов разработки, изучены недостаточно. Возникает и целый ряд научно-практических вопросов, связанных с контролем и регулированием разработки таких залежей, особенно залежей, разработка которых ведется с применением системы заводнения.

Цель работы

Задачи исследования

1. Изучение условий образования залежей нефти и газа в фундаменте. Обобщение основных особенностей геологического строения гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр». Изучение текущего состояния разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и прогноз конечных показателей разработки.

2. Оценка эффективности методов контроля за изменением положения искусственного водонефтяного контакта (ИВНК) в фундаменте месторождения «Белый Тигр». Адаптация метода электрометрии для контроля за изменением ИВНК в гранитоидных коллекторах.

3 Экспериментальное исследование эффективности работ по,обработке призабойной зоны (ОПЗ) скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин с помощью полученных эффективных композиций химреагентов.

4. Создание методики регулирования процесса разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса при недопущении образования газовой шапки. Определение условного положения ИВНК методом материального баланса в гранитоидных коллекторах.

Методы исследования

Научная новизна

2 Впервые предложена методика контроля за перемещением ИВНК с помощью геофизических исследований скважин (ГИС) на основе электрометрии для условий залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и других залежей со сходными геолого-физическими и термодинамическими условиями.

Практическая ценность

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 59-й и 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (2008, 2009 гг.), в II и III Всероссийских смотрах научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации (г. Томск, 2008 и 2009 гг.), на Всероссийской научнотехнической конференции студентов, аспирантов и молодых* ученых (г. Красноярск, 2008 г.).

Публикации

Объем и структура работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Тю Ван Лыонг

Выводы к главе 3

1. Разработана методика подбора композиций химреагентов при ОПЗ на гранитоидные коллекторы. По этой методике установлено, что для фундамента месторождения «Белый Тигр» оптимальной композицией химреагентов является 12%HC1+3%HF. При этом оптимальная продолжительность воздействия композицией в зависимости от минерального состава пород и температуры составила 3-4 часа.

2. Проведено изучение вытеснения нефти водой на модели пласта пород фундамента месторождения «Белый Тигр». Результаты изучения показали, что коэффициент вытеснения нефти водой изменяется в широких пределах 0,10-0,93 и его среднее значение для всей залежи фундамента составляет 0,482.

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДЛЯ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

4 Л Контроль и регулирование процесса разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр»

Контроль за разработкой объекта

С начала разработки до настоящего времени контроль за разработкой объекта фундамента месторождения «Белый Тигр» осуществляется гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами [6, 103].

Комплекс исследований, связанных с гидродинамическими методами, включает в себя следующие виды работ: замер дебита жидкости; отбор проб пластовых флюидов; контроль за положением ИВНК; определение газового фактора; определение пластовых и забойных давлений; отбивка динамических и статических уровней; исследование при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации путем построения индикаторных диаграмм и КВД; определение обводненности добываемой продукции; отбор глубинных проб нефти; определение интервала притока и поглощения по пластам. отбор керна; исследование направлений и скорости продвижения закачиваемой воды методом закачки трасс-индикаторов; анализ динамики компонентного и микроэлементного состава нефти в процессе разработки и ряд других видов исследований.

При контроле за разработкой промыслово-геофизическими методами решаются следующие задачи: определение профиля притока, источника и интервалов обводнения; определение интервалов и профиля поглощения; контроль положения ИВНК и оценка изменения нефтенасыщенности; контроль положения ГНК и оценка нефтегазонасыщенности.

Эксплуатация продуктивных коллекторов фундамента открытым стволом добывающих скважин создает благоприятные условия для комплексирования традиционно используемого при контроле за разработкой импульсного нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам (ИННМт), данных электрометрии (бокового каротажного зондирования БКЗ) и акустического каротажа.

При этом при наличии достаточных и качественных ГИС в породах фундамента и их сопоставлении с данными эксплуатационного каротажа (PLT) возможно решение следующих задач: выделение продуктивных интервалов; контроль за продвижением и текущим положением ИВНК [6, 103].

Регулирование процесса разработки объекта

Благодаря большим объемам нагнетаемой воды в фундамент добыча нефти месторождения поддерживается на высоком уровне. Основная часть скважин (более 70%) эксплуатируется фонтанным способом, остальные -газлифтным.

Залежь фундамента имеет крайне сложное геологическое строение, значительную неоднородность по простиранию и разрезу пласта. Она характеризуется высоким этажом нефтеносности, а коллектор относится к трещиновато-кавернозному типу. Структура пустотного пространства в резервуаре фундамента и примененная технология разработки предопределили сложный характер продвижения закачиваемой воды и вытесняемой нефти в объеме залежи. Основными каналами продвижения являются трещины, обладающие максимальной раскрытостью. Вытеснение нефти из мелких трещин осуществляется с меньшей скоростью. Более быстрые темпы продвижения воды по макротрещинам приводят к прорывам воды к забоям добывающих скважин и, как следствие, их прогрессирующему обводнению, а запасы нефти в объеме мелких трещин защемляются и остаются невыработанными.

Опыт разработки массивных залежей нефти с подобным развитием пустотного пространства и анализ текущего состояния выработки запасов залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» указывают, что основными направлениями повышения нефтеизвлечения на данном этапе разработки являются — смена направлений фильтрационных потоков в объеме залежи-и увеличение плотности сетки скважин. Смена направления фильтрационных потоков включает комплекс мероприятий, таких как: ввод в эксплуатацию новых нагнетательных скважин и перевод части нагнетательных скважин в добывающий фонд, изоляционные работы обводнившихся интервалов в добывающих скважинах. Не исключается также применение циклической закачки воды с продолжительным временным интервалом и повышением давления нагнетания [6, 54, 103].

К основным мероприятиям по регулированию разработки заводнением нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами обычно относят: активное внедрение методов водоизоляции и разработка технологий, направленных на повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ; смена направлений фильтрационных потоков в объеме залежи. В данном случае смена направления фильтрационных потоков включает комплекс мероприятий, таких как ввод в эксплуатацию новых нагнетательных и добывающих скважин и перевод части нагнетательных скважин в добывающий фонд, изоляционные работы обводнившихся интервалов в добывающих скважинах; бурение новых эксплуатационных скважин и боковых стволов в бездействующих и малодебитных скважинах с целью повышения степени выработки запасов нефти; внедрение газлифтного способа эксплуатации скважин на блок-кондукторах; создание дополнительных очагов нагнетания путем перевода добывающих скважин в нагнетательные или бурения новых скважин [6].

Приведенный анализ показывает, что контроль и регулирование разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» до настоящего времени не осуществляется по методу материального баланса. Следовательно, вопрос о его применении для контроля и регулирования разработки гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр» является актуальным.

4.2 Методическое обоснование применения метода материального баланса для термодинамических и гидродинамических условий месторождений «Белый Тигр»

С помощью метода материального баланса решают ряд задач разработки нефтяных и газовых месторождений. Его применяют для определения начальных запасов УВ в пласте, установления объема вторгшейся в продуктивный пласт воды из водоносного бассейна, анализа разработки и прогнозирования показателей разработки месторождений [110].

Основу метода материального баланса составляет уравнение, отражающее равенство между количеством (объемом) УВ, содержавшихся в залежи до начала ее разработки QHO, и количеством (объемом) УВ, извлеченных из залежи QH и оставшихся в ней QHOn на любой момент разработки:

Qho=Qh +Qhoct = const (4.1)

Разнообразие геологических условий и условий разработки каждой залежи требует индивидуального подхода к составлению уравнений материального баланса. При этом учитываются характер изменения пластового давления и свойств УВ, извлекаемых из залежи в процессе разработки. Следовательно, в зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Точность подсчитанных с помощью уравнений материального баланса показателей разработки зависит от тщательности подбора исходных данных, а также от полноценности, некоторых допущений, положенных в основу расчетных уравнений [110].

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров пластовых флюидов в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Поэтому при расчетах по уравнениям материального баланса, как правило, значительные ошибки получают при определении среднего пластового давления. Кроме того, точность установления зависимостей пластового давления от физических свойств пластовых флюидов по различным глубинам залежей, также значительно влияют на расчетные результаты по уравнениям материального баланса [57, 110].

Таким' образом, научное обоснование применения метода материального баланса для термодинамических и гидродинамических условий залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и более того составление уравнения материального баланса, учитывающего особенности данной залежи, имеют не только научный интерес, но и большое практическое значение для республики Вьетнам.

Замкнутая залежь фундамента месторождения «Белый Тигр» имеет значительную неоднородность, как по простиранию, так и по разрезу. Неоднородность пласта также отмечается по-разному на Северном и Центральном сводах фундамента. Это значит, с глубиной залежи изменяются физические свойства самой породы. Кроме того, с глубиной залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» также изменяются физические свойства пластовых флюидов [111].

Зависимости основных свойств нефти на начало разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» по абсолютной глубине приведены в табл. 4.1 [6].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований, проведенных в диссертационной работе, позволяют сделать следующие выводы:

1. Залежь фундамента месторождения «Белый Тигр» имеет крайне сложное геологическое строение. Породы-коллекторы фундамента представляют собой неоднородную среду с «двойной» пустотностью, имеют трещинный и каверновый характеры. Залежь фундамента приурочена к пространственной неоднородности, где встречаются почти все известные виды неоднородности пласта. Выявлено, что до настоящего времени нет единой точки зрения об образовании залежей нефти в фундаменте. Известны две гипотезы о происхождении нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр»: 1) нефть образовалась в фундаменте за счет миграции нефти из осадочных олигоценовых толщ; 2) нефть образовалась в фундаменте благодаря глубинным перетокам УВ по тектоническим разломам. В диссертационной работе проведен анализ текущего состояния разработки фундамента месторождения «Белый Тигр» и выявлен темп роста обводненности группы скважин фундамента с быстропрогрессирующим обводнением (порог обводнения скважин — 10%). Получены результаты прогноза конечных показателей разработки по кривым падения добычи нефти (метод А.В. Копытова), которые свидетельствуют о том, что система разработки объекта выбрана эффективно.

2. Метод PLT является основным методом контроля за изменением положения ИВНК в залежи фундамента месторождения «Белый Тигр». Разработаны методические основы выделения интервалов обводнения коллекторов с помощью ГИС на основе метода электрометрии для контроля за изменением положения ИВНК в гранитоидных коллекторах.

3. Разработан экспресс-метод исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов для увеличения ФЕС с использованием искусственных кернов. Установлено, что для залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» оптимальной композицией химреагентов является 12%HC1+3%HF.

4. На месторождении «Белый Тигр» применение метода материального баланса для контроля и регулирования разработки объектов ведется в ограниченном объеме и до настоящего времени является актуальным вопросом для разработки залежи фундамента. В работе были получены аналитические решения для применения метода материального баланса на базе геолого-промысловых данных месторождения и предложены уравнения материального баланса для сводов залежи фундамента. Определен коэффициент упругоемкости залежи Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» при начальном пластовом давлении (/?„* = 0,111 -10~4 МПа"1) и установлено, что он имеет тенденцию к уменьшению в процессе разработки залежи. В данной работе также решен актуальный вопрос о контроле за динамикой ВНК и ГНК при различных отборах флюидов и закачках воды и доказано, что метод материального баланса является перспективным методом контроля за изменением условного положения ИВНК в гранитоидных коллекторах.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тю Ван Лыонг, Уфа

1. Арешев Е.Г. Технологическая схема разработки месторождения «Белый Тигр» / Е.Г. Арешев и др. // Материалы СП «Вьетсовпетро».

2. Вунгтау: Изд-во Вунгтау. — 1993. — 887 с.

3. Иванов А.Н. Отчет о научно-исследовательской работе / А.Н. Иванов, В.А. Васильев и др. // Материалы СП «Вьетсовпетро». — Вунгтау: Изд-во Вунгтау. 2007. - 239 с.

4. Чан Л.Д. Новая уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр» / Л.Д. Чан и др. // Материалы СП «Вьетсовпетро». — Вунгтау: Изд-во Вунгтау. — 2003.1. Том II. Книга I. - 303 с.

5. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа / В.А. Кошляк //

6. Вунгтау: Изд-во «Тау». — 2002. — 256 с.

7. Арешев Е.Г. Геология и нефтеносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г. Арешев, В.П. Гарилов, Л.Д. Чан и др. // монография.

8. Вунгтау: Изд-во Вунгтау. — 1997. — 288 с.

9. Хоанг В.К. Уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения Белый Тигр / В.К. Хоанг и др. // Материалы СП «Вьетсовпетро». — Вунгтау: Изд-во Вунгтау. 2008.1. Том II. Книга I. — 367 с.

10. Токарев М.А. Изучение геологического строения залежей и подсчет запасов нефти и газа / М.А. Токарев // Учеб. пособие. — Уфа: Изд-во УГНТУ.-1980.-96 с.

11. Кошляк В.А. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств / В.А. Кошляк, В.К. Хоанг// Нефтяное хозяйство. 1996. -№8. С. 41 - 47.

12. Васильевский В.А. Исследование нефтяных пластов и скважин / В.А. Васильевский, А.И.Петров // М.: Изд-во Недра. - 1973. - 344 с.

13. Павлинов В. Н. Пособие к лабораторным занятиям по курсу общей геологии / В. Н.Павлинов, Д.С. Кизевальтер и др. II М.: Изд-во Недра.- 1970.- 192 с.

14. Шустер B.JI. Нефтегазоносность фундамента (Проблемы поиска и разведки месторождений углеводородов) / B.J1. Шустер, В.Б. Левянт, М.М. Элланский // М: Изд-во «Техника». - 2003. - 175 с.

15. Плынина А.В., Чан Л.Д. Особенности построения гидродинамической модели залежи фундамента месторождения «Дракон» / А.В. Плынина, Л.Д. Чан // Нефтяное хозяйство. 2006. - №5. — С. 56 - 60.

16. Чан Л.Д. Новая уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр» / Л.Д. Чан, В.К. Хоанг и др. // Материалы СП «Вьетсовпетро». — Вунгтау: Издательство Вунгтау.-2008.- 1130 с.

17. Арешев Е.Г. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, В.В. Поспелов и др. // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8. С. 27 - 29.

18. Чан Л.Д. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» / Л.Д. Чан, Ю.И. Демушкин, В.К. Хоанг, Д. X Фунг // Нефтяное хозяйство. 1996,-№8. С. 35 -37.

19. Арешев Е.Г. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения «Белый тигр» / Е.Г. Арешев, Л.Д. Чан, Ф.А. Киреев // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8. С.50 - 58.

20. Денк С.О. Перспективы нефтегазодобычи. «Типичные» продуктивные объекты, нетрадиционные источники углеводородов сырья,интенсивные геотехнологии / С.О. Денк // Пермь: электронные издательские системы. - 2006. — 405 с.

21. Черников К.А. Словарь по геологии нефти и газа / К.А. Черников и др. // Справочник. Л.: Недра. - 1988. - 679 с.

22. Богатиков О.А. Средние химические составы магматических горных пород / О.А. Богатиков, Л.В. Косарева, Е.А. Шарков // справочник.- М: Недра. 1987. - 152 с.

23. Гаврилов В.П. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама / В.П. Гаврилов, А.Д. Дзюбло, В.В. Поспелов, О.А.Шнип // Геология нефти и газа. 1995. - №4. С.25 - 29.

24. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах / В.М. Добрынин // Учеб. пособие. — Москва: Недра. 1965.-239 с.

25. Дмитриевский А.Н. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности / А.Н. Дмитриевский // Сборник статей. М.: Наука. - 2000. - 399 с.

26. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский // Учебник для вузов. М.: Недра.- 1982.-311 с.

27. Каналин В.Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / В.Г. Каналин, С.Б. Вагин, М.А. Токарев, А.И. Пономарев // Учебник для вузов. 2-е изд. М.: Изд-во Недра. - 2006. - 372 с.

28. Герасимов А.В. Технология и техника добычи природных углеводородов / А.В. Герасимов, В.И. Павлюченко, В.В. Чеботарев, Г.А. Шамаев // Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2000. - 299 с.

29. Кузьмичев Д.Н. Уравнение притока жидкости в скважину из трещиноватого коллектора / Д.Н. Кузьмичев // Труды НИИ вып. 10. -Москва.- 1961. С. 68-77.

30. Желтов Ю.П. Деформация горных пород / Ю.П. Желтов // Учебник для вузов. -М.: Недра. 1966. -250 с.

31. Koshlyak V.A. Granitoidal Oil-Bearing Formation. SPE, 39711 (Malaysia, March 23-24) / V.A. Koshlyak // Materials of Conferenceio. Kuala Lumpur. - 1998. - p. 77 - 90.1. Л <» r > 4

32. Tran Canh. Tuyen tap Hoi thao khoa hoc "Nang cao he so thu hoi dau mo Bach H6" cua XNLD Vietsovpetro / Trin Canh // Ha noi: NXB Petrovietnam. - 2003. - 1071 trang.

33. Ромм E.C. Фильтрационные свойства трещиноватых пород / Е.С. Ромм // учеб. для вузов. М.: Недра. - 1966. - 215 с.

34. Гаврилов В.П. Происхождение нефти / В.П. Гаврилов // учеб. для вузов. М.: Недра. - 1986. - 176 с.

35. Шнип О.А. Геологические критерии оценки перспектив пород фундамента на нефть и газ / О.А. Шнип. // Нефтяное хозяйство. -2000.-№5.- С.21 -26.

36. E.G. Areshev. Reservoirs in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam / E.G. Areshev, L.D. Chan, N.T. San, O.A. Shnip. // Petroleum Geol. 1992. - №15(4). - P. 451 - 464.

37. Требин Г. Ф. Нефти месторождений Советского Союза / Г. Ф. Требин, Н. В. Чарыгин, Т. М. Обухова // Справочник. Москва: Недра.- 1980.-583 с.

38. Ермилов О.М. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа / О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, А.И. Ширковский, JI.C. Чугунов // Учеб. для вузов. М.: Наука. - 1996. - 543 с.

39. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов / М.К. Калинко //Учеб. для вузов. — М.: Изд-во «Нефтяная и горнотопливная литература». — 1963. — 224 с.

40. Чан Л.Д. Уточненная генеральная схема развития месторождения «Дракон» / Л.Д. Чан и др. // Материалы СП «Вьетсовпетро».- Вунгтау: Изд-во «Тау». 2003. - 304 с.

41. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти / В.И. Щуров // Учеб. пособие. -М.: ООО ТИД «Альянс». 2005. - 510 с.

42. Токарев М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта / М.А. Токарев // Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ. - 1983. - 66 с.

43. Токарев М.А. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений /М.А. Токарев, Э.Р. Ахмерова, М.Х. Файзуллин // Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2001. - 61 с.

44. Токарев М.А. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки / М.А Токарев, Э.Р. Ахмерова, А.А. Гагизов, И.З. Денисламов // Учеб. пособие. Уфа: Издательство УГНТУ. - 2001. - 115 с.

45. Нестеров И.И. Тайны рождения нефти / И.И. Нестеров // — М.: Изд-во «Знание».-1969.- 48 с.

46. Алишев М.Г. Оценка динамики уровня подъема закачиваемых вод па Центральном блоке залежи фундамента месторождения Белый Тигр / М.Г. Алишев, В.Д. Земсков, А.Н. Гриценко // Нефтяное хозяйство.- 2004. — №9. С.50 - 55.

47. Горшенев B.C. Новый поход к определению положения искусственного водонефтяного контакта в нефтеносных гранитах / B.C. Горшенев, В.Ф. Штырлин, А.В. Фомкин, В.В. Плынин // Нефтяное хозяйство. — 2006. — №6. — С. 44 — 46.

48. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США / Ф.А. Гришин // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1993. - 353 с.

49. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа / Ф.А. Гришин // 2-е изд. перераб. и доп. — М.: Недра. 1985. — 277 с.

50. Лысенко В.Д. Обоснование проектной добычи нефти на морском месторождении / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. 2006. -№1.-С. 4- 15.

51. Рахманкулов Д.Л. О проблеме истощения мировых запасов нефти / Д.Л. Рахманкулов, С.В. Николаева, Ф.Н. Латыпова, Ф.Ш. Вильданов // Башкирский химический журнал. — 2008. — Том 15. — №2. — С. 5 — 35.

52. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта / Ф. И. Котяхов // Учеб. пособие. — М.: Изд-во «Гостоптеххиздат». — 1959. — 287 с.

53. Чан Л.Д. Особенности геологии и разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр / Л.Д. Чан, В.Х. Чан, Д.Х. Фунг и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 6. - С. 34 — 39.

54. Дык Н. В. Анализ текущего состояния разработки месторождения Белый Тигр и Дракон / Н. В. Дык, Н. В. Ут // Отчет о научно-исследовательской работе СП «Вьетсовпетро». — Вунгтау. — 2006. -385 с.

55. Белянин Г.Н. Петрофизические свойства пород-коллекторов месторождения Белый Тигр / Г. Н. Белянин, В. В. Тхы, Б. Н. Куликов // Отчет о научно-исследовательской работе СП «Вьетсовпетро». Вунгтау. - 1996. - 315 с.

56. Фам 3. Л. Генезис, условия образования, особенности трещиноватости и разрывных нарушений гранитоидов фундамента месторождений Белый Тигр и Дракон и их обрамления» / 3. Л. Фам, Чинь Лонг, К. В.

57. Зыонг // Отчет о научно-исследовательской работе СП «Вьетсовпетро». Хошимин. — 1996. — 513 с.

58. Стасенков В.В. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов /В.В. Стасенков, И. С. Гутман // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1989. - 270 с.

59. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология / М. А. Жданов // Учеб. для вузов. М.: Недра. — 1962. — 536 с.

60. Вахитов Г. Г. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта / Г. Г. Вахитов, О. JI. Кузнецов, Э. М. Симкин // Учеб. для вузов. — М.: Недра. 1978.-217 с.

61. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / Н.П. Лебединец // Монография. М.: Наука. - 1997.-397 с.

62. Лебединец Н.П. Некоторые аспекты оценки и разработки нефтяных месторождений / Н.П. Лебединец, И.П. Васильев // Нефтяное хозяйство.-2008.-№6.-С. 102- 104.

63. Васильевский В.Н. Техника и технология определения параметров скважин и пластов / В.Н Васильевский, А.И. Петров // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1989. - 271 с.

64. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин / В.А. Сидоровский // Учеб. пособие. М.: Изд-во «Недра».- 1978.-257 с.

65. Жданов М. А. Основы промысловой геологии газа и нефти / М. А. Жданов, Е. В, Гординский, М. Г. Ованесов // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1975.-295 с.

66. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти /A.M. Юрчук, А.З. Истомин // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1979. - 270 с.

67. Greenwood J.A. Contact of nominally flat surfaces / J.A. Greenwood, J.B. Williamson // SOC. London: Word. - 1966. - p. 295 - 300.

68. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и техники нефтедобычи / И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1984. - 132 с.

69. Чан Л.Д. Отчет научно-исследовательских работ на месторождении Белый Тигр / Л.Д. Чан // Отчет о научно-исследовательской работе СП «Вьетсовпетро». Хошимин.: Изд-во «Тау». - 2006. - 284 с.

70. Арешев Е.Г. Нефтегазоносность окраинных морей дальнего востока и юго-восточной Азии / Е.Г. Арешев // Монография. — М.: Аванти. -2003.-288 с.

71. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения / В.Ф. Усенко // Учеб. для вузов. М.: Изд-во Недра. - 1967. - 215 с.

72. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти / И.Т. Мищенко // Учеб. для вузов. — М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.-2003.-816 с.

73. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / В.Н. Майдебор // Книга для нефтяников. М.: Недра. - 1980. - 288 с.

74. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / В.Н. Майдебор // Учеб. для вузов. -М.: Недра.- 1971.- 252 с.

75. Арешев Е.Г. Основные проектные решения и совершенствование разработки залежи нефти месторождения Белый Тигр / Е.Г. Арешев, Г.Н. Бедянин, Ю.Л. Демущкин, Ч.Т Тай. // Нефтяное хозяйство. 1996. -№1.- С. 42-50.Г

76. Carl D. Сас mo dau khf trong Mong tren the giai / D. Carl, F. Scharp // Tuyen tap Hoi nghi Khoa hoc Cong nghe 2000 "Nganh dau khf trirac them the ky 21". На noi: Petrovietnam. - 2000. - Tap 1. - T. 198 - 204.

77. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1986.- 608 с.

78. Алишаев М.Г. О рациональных темпах заводнения фундамента месторождения Белый Тигр / М.Г. Алишаев, Г.Н. Бедянин, А.Н. Грищенко, Ч.Т. Тай // Нефтяное хозяйство. — 1999. — №5. С. 34 — 38.

79. Лебединец Н.П. Методы контроля и регулирования разработка нефтяных залежей в мощных трещиноватых коллекторах / Н.П. Лебединец, Э.В. Соколовский и др. // Учеб. для вузов. М.: ВНИИОЭНГ.- 1973.-231 с.

80. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред / В.Н. Николаевский // Учеб. для вузов. — М.: Недра. — 1984. — 175 с.

81. Филлипов В.П. Методика изучения трещиноватых карбонатых коллекторов / В.П. Филлипов // Нефтяное хозяйство. — 1994. — № 8. -С. 35-40.

82. Фунг В.Х. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / В.Х. Фунг, Г.А. Шамаев, Х.Н. Нгуен, В.Л. Тю, В.Т. Нгуен // Башкирский химический журнал. — 2008. — №2. — С. 135 — 139.

83. Желтов'Ю.П. Деформация горных пород / Ю.П. Желтов // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1966. - 250 с.

84. Смехов Е.М. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа / Е.М. Смехов // Труды ВНИГРИ, вып. 276. -Л.: Недра. 1969. - 129 с.

85. Смехов Е.М. Проблема трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения / Е.М. Смехов // Сборник трудов ВНИГРИ, вып. 264. Л.: Недра. - 1968. - 179 с.

86. Смехов Е.М. Трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы / Е.М. Смехов // Сборник трудов ВНИГРИ, вып. 193. Л.: Недра. - 1962. -С. 72-77.

87. Арешев Е.Г. Проблемы поисков и разведки залежи углеводородов в породах фундамента (на пример шельфа Южного Вьетнама) / Е.Г. Арешев, O.K. Попов, В.П. Гаврилов и др. // Труды ГАНГ им. И.М. Губкина. 1996.-С. 120-131.

88. Арешев Е.Г. Гранитный слой земной коры как новый нефтегазоносный этаж литосферы / Е.Г. Арешев, О.А. Шнип, В.П. Гаврилов, В.В. Поспелов // Нефтяное хозяйство. 1997. - №1. -С.41 -45.

89. Chany J. Pressure-transient analysis of fractal reservoir / J. Chany, Y.C. Yortosos // SPE Formation Evaluation. 1990. - 350 p.

90. Добрынин B.M. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа / В.М. Добрынин // Учеб. для вузов. М.: Недра, - 1970.-239 с.

91. Чан В.Х. Результаты и перспективы дальнейших геолого-разведочных работ на шельфе Вьетнама / В.Х. Чан, В.Г. Вершовский, В.Д. Нгуен // Нефтяное хозяйство. — 2006. № 6. — С. 33 — 40.

92. Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности / В.В. Поспелов // НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика».

93. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2005. -С. 19- 86.

94. Чан Л.Д. СП «Вьетсовпетро»: история развития, настоящее и будущее / Л.Д. Чан, В.И. Урманчеев, Н.Т. Тханг и др. // Нефтяное хозяйство. -2006. -№6.-26 -31.

95. Шнип О.А. Образование коллекторов в фундаменте нефтегазоносных территорий / О.А. Шнип // Нефтяное хозяйство. — 1995. — № 6. -С. 33 -37.

96. Лой К.М. Разработка оптимального комплекса термодинамических исследований скважин для месторождения шельфа Вьетнама / К.М. Лой // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — 1996. 24 с.

97. Арешев Е.Г. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр / Е.Г. Арешев, А.Н. Гриценко,. O.K. Попов и др. // Нефтяное хозяйство. — 1999. — №9. -С.56 61.

98. Хавкин А.Я. Особенности освоения низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях шельфе Вьетнама / А.Я. Хавкин, В.Е. Кашавцев // Нефтяное хозяйство. — 1998. — № 9. — С. 44 — 49.

99. Арешев Е.Г. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Л.Д. Чан и др. // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 8. - С. 30 - 34.

100. Шнейнер Л .А. Деформационные свойства горных пород при высоких давлениях и температурах / Л.А. Шнейнер, Б.В. Байдюк, Н.Н. Павлова // Учеб. для вузов М.: Недра. - 1968. - 358 с.

101. Баженова О. К. Геология и геохимия нефти и газа / O.K. Баженова, Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов и др. // Учеб. для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. М.: Изд-во «Академия». — 2004. - 415 с.

102. Вершовский В.Г. Анализ текущего состояния разработки месторождения Белый Тигр и Дракон / В.Г. Вершовский, М.Т. Ле //

103. Отчет о научно-исследовательской работе СП «Вьетсовпетро». — 2009. -155 с.

104. Вертушков Г.Н. Таблицы для определения минералов по физическим и химическим свойствам / Г.Н. Вертушков, В.Н. Авдонин // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1980. - 295 с.

105. Чан Л.Д. Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа / Л.Д. Чан // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. 2008. - 47 с.

106. Нгуен Х.Н. Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях / Х.Н. Нгуен // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. 2009. - 24 с.

107. Горшенев B.C. Оценка эффективности и совершенствование методов ОПЗ скважин на месторождении Белый Тигр / B.C. Горшенев, 3.3. Лам, Э.П. Мокрищев // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 4. - С.59 - 60.

108. Куртис Кроуи. Тенденции в кислотной обработке матрицы / Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Рон Томас // Нефтяное Обозрение. 1996. -№ 3. - С. 20-30.

109. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Ш.К. Гиматудинов, Ю.В. Борисов, М.Д. Розенберг и др. // Справочник. -М.: Недра. -1983. -463 с.

110. Фомкин А.В. Создание методики анализа разработки и уточнения запасов массивных залежей со сложнопостроенными коллекторами (на примере месторождения Белый Тигр)/ А.В. Фомкин // Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. — 2002. 24 с.

111. Горшенев B.C. Новый подход к определению положения искусственного водонефтяного контакта в нефтеносных гранитах / B.C. Горшенев, В.Ф. Штырлин, А.В. Фомкин, В.В. Плынин // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 6. - С. 44 - 46.

112. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород / В.Н. Кобранова // Учеб. для вузов. М.: Гостотехиздат. - 1962. - 344 с.

113. Карачинский В.Е. Методы геотермодинамики залежей нефти и газа / В.Е. Карачинский // Монография. М.: Недра. - 1975. - 315 с.

114. Запорожец В.М. Геофизические методы исследования скважин / В.М. Запорожец // Справочник геофизика. — М.: Недра. 1983. - 591 с.

115. Пирсон С.'Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа / С.Дж. Пирсон // Справочник. М.: Недра. — 1968. — 540 с.

116. Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология / М.А. Токарев // Учеб. для вузов. -М.: Недра. 1983. - 364 с.

117. Tran Le Dong. Duy tri ap suat bang viec bom nuac bien vao tang mong mo1. / > л 4

118. Bach Ho Giai phap ca ban nang cao he so thu hoi dau / Tran Le Dong, Truong Cong Tai, Nguyen Van Ut // Hoi thao khoa hoc "Nang cao he so thu h6i diu mo Bach H6" cua XNLD Vietsovpetro. - 2003. - T.64 - 68.

119. Поспелов В.В. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама / В.В. Поспелов, О.А. Шнип // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 7. - С. 43 - 48.

120. Jones F.O. A Laboratory study of the effects of confining pressure on fracture flow and storage capacity in carbonate rock / F.O. Jones // J. Petrol. Technol. PO. 1975. - P.21 - 27.

121. Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов / И.А. Швецов, В.Н. Манырин // Анализ и проектирование. -Самара: Изд-во «Oil Technology». 2000. - 350 с.

122. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений / В.Д. Лысенко // Учеб. для вузов. — М.: Недра. 1987. - 432 с.

123. Хоанг Д.Т. Процесс формирования залежи нефти и газа в породах фундамента структуры Белый Тигр / Д.Т. Хоанг, Т.К. Нгуен // Научно-техническая конференция по случаю 20-летия СП «Вьетсовпетро» и добычи 100 млн.тонн нефти. — 2002. Том 1. - С. 70 - 79.

124. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений / В.Д. Лысенко // Монография. — М.: ООО «Недра-бизнесцентр». — 2000.-270 с.

125. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород / Н.Н. Павлова // Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1975. - 239 с.

126. Тю В.Л. О методике подбора композиций химреагентов при обработке призабойной зоны (ОПЗ) на гранитоидные коллектора / В.Л. Тю, М.А. Токарев // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. 2008. - С. 214.

127. Нгуен Х.Н. Мероприятия по оптимизации режима работы газлифтных скважин по результатам исследования / Х.Н. Нгуен, B.JT. Тю // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. 2008. - С. 218-219.

128. Walsh J.B. The effect of cracks on the compressibility of rocks / J.B. Walsh // J. Geophys. 1965. - P. 381 - 389.

129. Нгуен -Х.Н. Эффективность химических методов обработки газожидкостной пенообразуюгцим регентом в газлифтных скважинах / X. Н. Нгуен, М.М. Кабиров, B.JL Тю // Нефтегазовое дело. 2008.1. Том 6, -№1,- С. 79-84.

130. Тю B.JI. Особенности распределения и изменения пластовых давлений в гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр» / В. Л. Тю, Х.Н. Нгуен // Нефтегазовое дело. 05.06.2009.http://www.ogbus.ru

131. Токарев -М.А. Экспресс-методы исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов / М.А. Токарев, B.JI. Тю, В.З. Jle // Проблема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2009. № 3.- С.2 — 33.

132. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц // Учеб. для вузов. М.: Наука. - 2000.- 226 с.

133. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика около-скважинных зон / Н.Н. Михайлов // Учеб. для вузов. — М.: Недра.- 1996.-317 с.

134. Токарев М.А. Методика контроля за изменением искусственного водонефтяного контакта в гранитоидных коллекторах месторождения Белый Тигр / М.А. Токарев, В. Л. Тю // Нефтегазовое дело. 2009.- Том 7.-№2.-С. 40 -45.

135. Тю В.Л. Анализ эффективности работ по ОПЗ с целью интенсификации добычи нефти на месторождении Белый Тигр / В.Л. Тю // Дипломный проект. Уфа: УГНТУ. - 2007. — 124 с.

136. Токарев М.А. Статистические методы прогноза нефтеотдачи и оценки эффективности воздействия на пласт / М.А. Токарев, А.С. Чинаров // Учеб. пособие. Уфа: ООО «Монография». — 2007. — 96 с.

Информация о работе

Тю Ван Лыонг
кандидата технических наук
Уфа, 2010
ВАК 25.00.17

Диссертация

Анализ и регулирование разработки месторождения "Белый тигр" со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Анализ и регулирование разработки месторождения "Белый тигр" со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы