Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Формирование систем разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Формирование систем разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения"

ДЬЯЧУК ИВАН АЛЕКСЕЕВИЧ

ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ В УСЛОВИЯХ ЗАВОДНЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

3 О СЕН 2015

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2015

005562646

005562646

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Зейгман Юрий Вениаминович Официальные оппоненты Муслимов Ренат Халиуллович

доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры геолопш нефти и газа Казанского (Приволжский) федерального университета Гильманова Расима Хамбаловна доктор технических наук, профессор, заместитель директора по геолопш и геофизике ООО НПО «Нефтегазтехнология» Владимиров Игорь Вячеславович доктор технических наук, профессор, заместитель генерального директора, директор департамента проектирования и анализа разработки месторождений ООО «КОНКОРД» Ведущее предприятие Татарский научно-исследовательский и проектный .

институт нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина

Защита состоится «22» октября 2015 г в 14м на заседании диссертационного совета Д.212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и на сайте www.rusoi1.net

Автореферат разослан «15» сентября 2015 года

Учёный секретарь

диссертационного совета . ^ Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований Активное внедрение заводнения на нефтяных месторождениях бывшего СССР с начала 50-х годов прошлого столетия предопределило ситуацию в нефтяной промышленности РФ на текущий момент. Подавляющее большинство крупных и средних нефтяных месторождений вступило в заключительную стадию разработки, когда средняя обводённость добываемой продукции неуклонно растет и на различных месторождениях составляет 80-^95 %. Многочисленные попытки снизить или хотя бы стабилизировать рост обводненности, как правило, не приводят к желаемому результату, а лишь ложатся дополнительным финансовым бременем на Недропользователя.

Начиная с начала 70-х годов в нефтяной науке и промысловой практике появилось новое направление - заводнение нефтяных коллекторов с применением поверхностно активных веществ (ПАВ) для увеличения коэффициента вытеснения. На месторождениях Башкортостана, Татарстана и Самарской области были организованы многочисленные промышленные полигоны, на которых испытывались различные композиции и технологии применения ПАВ. Однако, испытания всех этих технологий постепенно прекратились, поскольку ни одна из них не дала сколько-нибудь значительного и объективно подтвержденного эффекта, о чем однозначно свидетельствует отказ от применения всех их без исключения в нефтедобыче России и большинства зарубежных стран.

Вторым, по значимости и масштабам применения, следует упомянуть гидродинамический метод повышения нефтеотдачи, в частности форсированный отбор жидкости (ФОЖ). Метод применялся, как правило, на стадии высокой степени истощения нефтеносных коллекторов и обводнённости добываемой продукции. Как правило, кратковременный эффект в начале применения, в дальнейшем оборачивался еще большими темпами обводнения добываемой продукции, что приводило к каскадному наращиванию суммарного объема попутно добываемой воды. А это, в свою очередь, приводило к проблемам по её утилизации и увеличению нагрузки на систему внутрипромыслового транспорта продукции и систему подготовки нефти. В результате себестоимость добываемой продукции стремительно возрастала, что в конечном итоге приводило к отказу от дальнейшего применения ФОЖ. Одной из причин неудач применения ФОЖ для увеличения нефтеотдачи пластов следует признать тот факт, что метод использовался для всей залежи в целом или по группе скважин на выделенном участке, без учета условий существования и локализации остаточной нефти. Не учитывалось так же взаимоположение добывающих и нагнетательных скважин, их местоположение на структуре продук-

тивного коллектора. В диссертационной работе представлены основные положения, позволяющие обеспечить эффективное применение ФОЖ.

Последние десятилетия для снижения обводнённости продукции скважин действующего фонда активно пропагандируются потоко-отклоняющие технологии, направленные на повышение коэффициента охвата. В продуктивный пласт предлагается закачивать различные композиции, которые, по заверению авторов технологий, избирательно будут проникать в высоко проницаемые интервалы пласта, где происходит прорыв нагнетаемой воды к добывающим скважинам, создавать в них повышенные фильтрационные сопротивления и тем самым перераспределять направление фильтрационных потоков в невырабатываемые низкопроницаемые интервалы пласта. Однако вызывает сомнение тот факт, что без обеспечения селективной обработки заданного интервала композиция не будет проникать в низко проницаемые интервалы, поскольку попадание в них кольматирующего материала резко снижает и без того их низкую проницаемость. С другой стороны, высока вероятность того, что вытесняющий агент обойдет локально созданную область с повышенным фильтрационным сопротивлением и далее устремится по тем же ранее уже промытым каналам фильтрации. В этом случае объем вовлеченной в процесс фильтрации нефти будет невелик и поэтому технологический эффект достаточно быстро будет сведен к нулю. Наконец, применение потоко-отклоняющих технологий по своему физическому смыслу приводит к необратимому снижению фильтрационных свойств наиболее проницаемой части пласта, а это, в свою очередь, впоследствии будет только затруднять довыработку остаточных запасов нефти.

Таким образом, существующие методы увеличения нефтеотдачи (МУН) не позволяют надеяться на существенное приращение значений коэффициента извлечения нефти (КИН) на заключительной стадии разработки. В связи с этим поиск метода увеличения КИН, основанный на глубоком изучении физико-химической природы процессов, протекающих в заводнённой части коллектора, основанный на принципе «не навредить» является, несомненно, важным и нужным.

Цель работы

Разработка и обоснование практических рекомендаций по довыработке остаточных запасов нефти на заключительной стадии разработки в условиях заводнения с учетом процессов, происходящих в заводнённой части продуктивного пласта, обуславливающих миграцию остаточной нефти под действием гравитационного фактора, которая образуется благодаря проявлению хроматографического эффекта на границе раздела фаз.

Предлагаемый подход к доразработке позволит снизил, эксплуатационные затраты, стабилизировать падающие уровни добычи нефти и увеличит КИН.

Задачи исследования

1. Обобщить и проанализировать результаты исследований фильтрации жидкостей, аномальные свойства которых обусловлены как образованием структуры в объеме самой жидкости, так и в слоях на границе раздела фаз, с энергетической точки зрения.

2. Сформулировать и обосновать гипотезу, объясняющую механизм регенерации нефтяной залежи и локализации остаточной нефти с учетом накопленного промыслового опыта и исследований по фильтрации структурированных жидкостей, в том числе и нефти. Сопоставить величину гидродинамического градиента давления, обусловленного перепадом давления между забоями добывающей и нагнетательной скважин, с величиной гравитационного градиента давления, возникающего в заводнённой части коллектора на границе раздела фаз «вытесняющий агент - остаточная нефть» на заключительной стадии разработки.

3. Изучить влияние величины постоянного во времени (пластового) давления на прочностные характеристики структурированной нефти при её фильтрации.

4. Проанализировать промысловый опыт по вводу в повторную эксплуатацию длительно простаивающих нефтяных месторождений после их расконсервации. Сравнить эксплуатационные характеристики добывающих скважин до и после временного простоя, дать объяснение причин изменения обводнённости добываемой продукции.

5. Оценить эффективность выработки запасов нефти по скважинам в зависимости от несовершенства по степени вскрытия продуктивного пласта с обширной водонефтя-ной зоной (ВИЗ), в условиях отсутствия гидродинамического экрана между нефтяной и водоносной частями (контактные запасы).

6. Оценить корректность представлений о характере залегания кровли продуктивного коллектора с позиции выделения локальных антиклиналей, высота которых сопоставима со средней толщиной продуктивного пласта. Разработать критерии взаиморасположения нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от наклона продуктивного пласта с целью увеличения выработки запасов нефти.

7. Обосновать величину отбора продукции скважины для ее дальнейшей безводной эксплуатации. Разработать методику поэтапного снижения энергетической нагрузки на пласт, путем постепенного снижения объемов добычи и закачки вытесняющего агента.

8. Разработать технологию снижения обводнённости добываемой продукции в

скважинах, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт в разрезе, обеспечив условия притока нефти из пропластков низкой проницаемости.

9. Разработать алгоритм и количественный критерий для ФОЖ в скважинах с целью выноса скопления нефти из купольных поднятий, высота которых соизмерима с толщиной пласта.

10. На основе решения поставленных задач разработать стратегию доразработки истощенной нефтяной залежи с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) при снижении операционных затрат на добычу нефти без значительных капитальных вложений.

Методы исследования

Решение задач базируется на: анализе ранее полученных результатах теоретических и лабораторных исследований отечественных и зарубежных авторов по вопросам фильтрации структурированных жидкостей, проведении лабораторных исследований, моделирующих фильтрацию структурированной нефти в различных термобарических условиях; использовании геолого-промыслового анализа состояния разработки изучаемого объекта и обработки статистической информации его истории; математическом моделировании процесса фильтрации жидкостей в неоднородных по толщине коллекторах с последующей экспериментальной проверкой полученных результатов; анализе и обобщении промыслового опыта с позиции выдвигаемой гипотезы о процессах аккумуляции остаточной нефти.

Научная новизна

1. Уточнён механизм переформирования истощенной нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения, заключающийся в миграции остаточной нефти в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления. Выявлена закономерность структурно - механических свойств нефти в объеме и ее слоев на межфазных границах «жидкость - жидкость» и «жидкость - твердая поверхность» от изменения пластового давления.

2. Предложены критерии взаимной расстановки нагнетательных и добывающих скважин, основанные на учете структуры кровли продуктивного пласта.

3. Разработан критерий установления нормы отбора нефти в высокообводнённой скважине с учетом ее дальнейшей безводной эксплуатации, основанный на результатах специальных промысловых исследований по определению скорости притока остаточной нефти к забою добывающей скважины.

4. Разработан принцип поэтапного снижения энергетической нагрузки на продуктивный пласт путём постепенного снижения объёмов прокачиваемой жидкости через пласт с переводом части скважин на безводный режим эксплуатации. Обоснована необходимость вскрытия всей толщины продуктивного пласта в условиях разработки пласта осложнённого контактными запасами. Предложены критерии, позволяющие снизить обводнённость добываемой продукции в скважинах, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт.

5. Обоснован принцип и критерий применения ФОЖ на локальном участке пласта, характеризующийся мини-антиклиналью кровли, не вскрытой скважиной, при условии превышения существующего градиента давления на заданную величину.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при планировании и внедрении комплекса геолого-технических мероприятий на месторождениях Нижневартовского региона (Орехово-Ермаковское нефтяное месторождение) и Башкортостана (Саузба-шевское, Гордеевское, Белебеевское нефтяные месторождения).

2. Предложенные подходы к разработке истощенных нефтяных коллекторов учтены при составлении проекгно-технологических документов на разработку Орехово-Ермаковского, Гордеевского, Белебеевского нефтяных месторождений.

3. Теоретические и практические результаты диссертационной работы используются при выполнении курсовых и дипломных проектов, а так же при чтении лекций для студентов УГНТУ направления 131000 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Основные защищаемые научные положения

1. Гипотеза механизма регенерации нефтяной залежи после прохождения по продуктивному пласту фронта вытеснения. Влияние гравитационного градиента давления (как преобладающей причины) на процесс аккумуляции остаточной нефти в локальных антиклиналях кровли нефтеносного пласта. Зависимость структурно - механических свойств нефти в объеме и ее слоев на межфазных границах «жидкость - жидкость» и «жидкость - твердая поверхность» от изменения пластового давления.

2. Метод уточнения структурных построений кровли продуктивного пласта на базе проведения специальных промысловых исследований. Критерии взаиморасположения нагнетательных и добывающих скважин, относительно естественного наклона продук-

тивного пласта для увеличения выработки запасов нефти.

3. Методология определения дебита высоко обводнённой скважины, с целью ее дальнейшей безводной эксплуатации на основе результатов специальных промысловых исследований по определению скорости притока остаточной нефти на забой.

4. Методические подходы к поэтапному снижению энергетической нагрузки на пласт, за счет постепенного снижения объемов добычи и закачки вытесняющего агента и перевода части скважин на безводный режим эксплуатации. Целесообразность вскрытия всей толщины продуктивной части разреза в условиях разработки пласта с обширной водонефтяной зоной (ВНЗ), осложнённого контактными запасами. Условия снижения обводнённости добываемой продукции скважин, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт.

5. Принцип и количественный критерий для установления форсированного отбора жидкости из скважины с целью выноса скоплений нефти из купольных поднятий, высота которых соизмерима с толщиной пласта.

6. Стратегия доразработки истощенной нефтяной залежи с целью увеличения КИН при снижении операционных затрат на добычу нефти, без значительных капитальных вложений.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях УГНТУ (г.Уфа, 1998, 2006, 2010-2013 гг.), на конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Ханты-Мансийск, 2000г.), на научно-практической конференции "Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке" (г.Тюмень, 2000г.), на совместном заседании ТО ЦКР "Роснедр" по РТ и научного совета по геологии и разработке АН РТ «Совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений» (г.Казань, 2007г.), на расширенном заседании ЦКР по УВС РФ "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в четвёртой (поздней) стадии разработки" (г.Москва, 2007г.), на международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья», посвященной 100-летию со дня рождения академика A.A. Трофимука (г.Казань, 2011г.), на I научно-практической конференции, посвящённой памяти H.H. Лисовского «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений» (г.Москва, 2011г.), на международной научно-практической кон-

ференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии» (г.Казань, 2013г.), на заседании Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС (г.Ижевск, 2013г.), на НТС ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2014 г.), НТС ООО «РН - УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2014 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 40 научных трудах, в том числе в 1 монографии и 10 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Новизна основных положений диссертации защищена 10 патентами РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, восьми глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 219 наименования. Работа изложена на 265 страницах машинописного текста, содержит 108 рисунков и 44 таблицы.

Автор выражает свою признательность и глубокое уважение ныне покойному научному наставнику профессору Николаю Николаевичу Репину, совместно с которым были определены основные направления научных исследований, а также цели и задачи диссертационной работы.

Автор благодарит сотрудников кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского Государственного Нефтяного Технического Университета за помощь и критические замечания, которые позволили улучшить и завершить работу.

Свою признательность автор выражает сотрудникам ЗАО «Системные Технологии Эксплуатации Месторождений» Князевой Е.В., Костенко И.В. и Кугукову Н.С. за помощь при обработке и осмыслении фактического промыслового материала, а так же в оформлении диссертационной работы.

Особую благодарность, автор выражает своему научному консультанту д.т.н., профессору Ю.В. Зейгману за поддержку и ценные критические замечания, которые позволили довести работу до логического завершения.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы. Отмечается, что представленная работа является продолжением ранее проведённых исследований и опирается на осново-

полагающие труды в нефтепромысловом деле известных учёных: Ю.Е. Батурина, М.М. Глоговского, Ш.К. Гиматудинова, Г.Л. Говоровой, В.Е. Губина, В.В. Девликамова, П. Джонса, Ф.И. Котяхова, А.П. Крылова, А.К. Курбанова, М.М. Кусакова, Б.Б. Лапука, Л.С. Лейбензона, И.Л. Мархасина, М. Маскета, А.Х. Мирзаджанзаде, М.Ф. Мирчинка, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьёва, Р.Х. Муслимова, Э.Д. Мухарского, И.Г. Пермякова,

A.M. Пирвердяна, П.Я. Полубариновой-Кочиной, Г.Б. Пыхачёва, H.H. Репина, М.Д. Ро-зенберга, М.М. Сатгарова, Ф.Л. Саяхова, Б.И. Султанова, М.Л. Сургучёва, М.А., Э.М. Тимашева, М.А. Токарева, Ф.А. Требина, В.Ф. Усенко, И.А. Чарного, М.М. Швидлера,

B.Н. Щелкачёва, В.И. Щурова, А.Н. Янина и других исследователей.

Конкретизируются основные положения и термины, имеющие принципиальное

значение для рассматриваемых задач. Во-первых, предлагается вернуться к первоначальному смыслу системы ППД, а именно как методу воздействия на нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления на заданном уровне, отказавшись от схемы фронтального вытеснения нефти. В заводненной части пласта остаточная нефть представлена в основном пленкой на поверхности порового пространства и гидродинамический градиент давления не оказывает существенного влияния на её состояние. Во - вторых, уточняется понятие заключительной стадии разработки, которая наступает после достижения предельной водонасыщенности и затрагивающий только соответствующий объём пласта. По мере распространения вытесняющего агента происходит увеличение объёма пласта, для которого наступает заключительная стадия разработки, а следовательно, все физические процессы, характерные для этой стадии разработки: проявление хроматографических процессов и возникновение гравитационного градиента давления на границе раздела фаз.

Любая разрабатываемая нефтяная залежь является динамической системой, которая претерпевает необратимые изменения в процессе извлечения из нее пластовых флюидов. Однако после внедрения системы ППД воздействие на залежи не меняется без учета её состояния. В результате, происходит неуклонное снижение эффективности ППД, однако вплоть до наступления предельной обводнённости добываемой продукции характер воздействия не меняется. Для условий заключительной стадии разработки предложен альтернативный подход к разработке нефтяного месторождения, базирующийся на учете и использовании физических процессов, происходящих в пласте после внедрения в продуктивный нефтяной пласт закачиваемой воды.

Первая глава посвящена изучению наиболее значимых процессов, происходящих в обводённой части продуктивного пласта. Рассмотрено энергетическое состояние нефтяной залежи в условиях заводнения. Представлен литературный обзор, в котором рассмотрены вопросы фильтрации структурированных в объёме жидкостей (нефти) и структурирование на границе раздела "жидкость - твёрдое вещество", "жидкость - жидкость". Представлено влияние различных факторов на процессы перемещения остаточной нефти, восстановления и регенерации истощённой залежи. Анализ полученных результатов с энергетической точки зрения позволил сделать следующие выводы.

Наличие определённого соотношения высокомолекулярных и низкомолекулярных соединений в нефти и их агрегативное состояние, приводит к появлению пространственной структуры в самой нефти. Прочность структуры зависит от её предыстории (реологических условий), что характерно для тиксотропных систем. Очевидно, что как граничный слой, так и объемная структура в нефти полностью определяют реологические свойства нефти только в крайних ситуациях, соответственно, при достаточно малых и больших радиусах пор. В остальных случаях имеет место взаимовлияние структурно-механических параметров и их воздействие на перемещение нефти в каналах породы-коллектора. Основываясь на сочетаниях известных, но рассматриваемых предыдущими исследователями по отдельности - физико-химических свойств нефти, их изменений и проявлений в различных гидродинамических и термодинамических условиях, необходимо уточнить научные основы создания эффективных в промышленном отношении методов увеличения нефтеотдачи. Не менее важно уточнить особенности механизма миграции остаточной нефти. Основным и преобладающим фактором, определяющим процесс миграции остаточной нефти, является гравитационное поле, в котором протекают хроматографические (адсорбционно-десорбционные) процессы на границах раздела фаз. Физический смысл процессов, имеющих место на заключительных стадиях разработки, до конца не выяснен и необходимы целенаправленные дальнейшие теоретические, экспериментальные и промысловые исследования.

Вторая глава посвящена рассмотрению форм и видов остаточной нефти в зонах пласта с предельной водонасыщенностъю. Оценено влияние хроматографических процессов на формирование остаточной нефти. Исследована подвижность аномальной нефти в динамических условиях, выявлено влияние пластового давления на ее структурно-механические свойства. Изучены особенности перемещения остаточной пленочной нефти в зависимости от формы поверхности фильтрации и химического состава вы-

тесняющего агента. Проведено сопоставление величины гравитационного и гидродинамического градиентов давления в заводнённой области пласта. Рассмотрен механизм переформирования истощённой нефтяной залежи, предыдущая разработка которой осуществлялась с применением искусственного заводнения.

Остаточная нефть сосредоточена в промытых зонах пласта, по форме и виду залегания, физико-химическим и прочностным свойствам отличается от первоначальной нефти. На рисунке 1 представлена наиболее вероятная, с физической точки зрения, схема замещения подвижной нефти вытесняющим агентом в поровых каналах.

Рисунок 1 - Схема замещения подвижной нефти вытесняющим агентом:

1 - зёрна породы;

2 - аномальные граничные слои порода-нефть;

3 - вторичные аномальные граничные слои, природа которых в основном зависит от свойств нефти и вытесняющего агента;

4 - защемлённые объёмы нефти в проточных поровых каналах за счёт процесса консервации аномальными граничными слоями, имеющими разную физико-химическую характеристику, химический состав и структурные свойства;

5 - капиллярно удерживаемая нефть;

6 - остаточная вода.

Образование первичных граничных слоёв связано с проявлением хроматографиче-ских процессов, возникающих в ходе формирования нефтяной залежи. Механизм формирования слоёв сводится к следующему: при течении многокомпонентной смеси (нефть) в контакте с поверхностью порового пространства на последней, происходит выделение и селективная сорбция отдельных её компонентов. Процесс выделения протекает за счёт установления более мощных межмолекулярных связей между активными центрами порового пространства и наиболее активными молекулами многокомпонент-

ной, то есть, как и при любом физическом процессе, система стремится к минимальному значению внутренней энергии для данных условий и увеличению энтропии.

Применительно к вопросам физики нефтяного пласта экспериментально доказано, что на поверхности нефтенасыщенных пород образуются адсорбционные слои. Специальные исследования позволили установить, что природные минералы имеют различную адсорбционную активность по отношению к компонентам нефти и абсорбционные слои по своим физико-химическим свойствам отличны от свободной в объёме жидкости, из которой они образованы. Поэтому по толщине и по простиранию пласта эти слои неоднородны, а их толщина варьируется в интервале 1 -М мкм.

В процессе вытеснения на границе "адсорбированная нефть - вытесняющий агент" образуются вторичные граничные слои, которые наслаиваются на первичный граничный слой и образуют двойные граничные слои, тем самым, снижая сечение поровых каналов. Природа образования вторичных слоёв аналогична образованию первичных слоев, а их толщина сопоставима с толщиной первичных слоёв.

Для определения подвижности структурированной нефти в динамических условиях, при нагрузках меньших, чем нагрузки, при которых наступает разрушение структуры, проведены лабораторные эксперименты на установке УИПК, в конструкцию которой внесён ряд существенных изменений.

Физико-химические свойства нефти: парафина - 17%, смол - 7,5%, асфальтенов -1%, р> = 852 кг/м3 при Т = 20°С, температура застывания - 45°С. Эксперимент сводился к получению экспериментальной зависимости между объёмными расходами жидкости через капилляр и перепадами давления на его концах. Опыт проводился в условиях "фиксированные объёмные расходы - меняющиеся перепады давления" и при постоянной температуре 41°С. Результаты экспериментов отражены на рисунке 2.

Обработка результатов исследований в координатах Q и АР показала, что первые три режима легли на прямую, выходящую из начала координат (рис., обл. "а"). Расчёт коэффициента вязкости по формуле Пуазейля дал практически (в пределах погрешности измерительных приборов) одну и ту же величину ц = 0,45 Па.с. Неоднократная проверка результатов исследований путём повторения экспериментов исключала возможность ошибки. Разрушение структурных связей при подвижках в капиллярах связано с появлением квазисуспензий в пристенном слое. В зависимости от подводимой мощности размер разрушенного слоя и концентрация частиц с разрушенной структурой определяют среднее значение касательных напряжений или градиентов давления. Результаты

экспериментов дают основания полагать, что исследуемая нефть при температуре, равной 41°С, объёмных расходах от 0,478.10"3 см3/с и ниже, при фильтрации через капилляр диаметром 1,2 мм и длиной 1675 см проявляет пластическую форму течения, т.е. без разрушения структуры, как "ньютоновская" жидкость. Аналогичные результаты были

Зависимость ОИ(АР)

Рисунок 2 - Результаты лабораторных экспериментов для изучения подвижности структурированной нефти в динамических условиях

получены группой исследователей Уфимского нефтяного института под руководством проф. В.В. Девликамова при исследовании реологических свойств анамально - вязких нефтей на установке иной конструкции.

Известно, что воздействие избыточного давления на вещество приводит к увеличению запаса внутренней энергии последнего за счёт упрочнения межмолекулярных связей, что обусловливает увеличение прочностных свойств вещества. Поэтому определённым термодинамическим условиям соответствует определённое значение запаса внутренней энергии вещества, причём, температура - аналог запаса кинетической энергии, а давление - аналог потенциальной энергии. Для проверки этого положения при фильтрации аномально-вязкой нефти при контакте с твёрдой поверхностью, когда влияние объёмной структуры в самой нефти сопоставимо с влиянием граничных слоев, проведены

исследования на специальной установка конструкции УНИ, созданной на базе серийно выпускаемой установки УИПК-1М. В качестве исследуемой была выбрана нефть, обладающая следующими физико-химическими свойствами: парафина - 4,3%, смол - 15,6%, асфальтены - 4,6%, р = 873 кг/м3, ц = 10,4 мПа.с (Р=10 МПа и Т=25°С).

Фильтрационные эксперименты проводились при постоянной температуре 25°С. Избыточное давление в гидравлической системе для каждого эксперимента составляло: 1,3; 2,5; 5,0; 6,7; 8,0; 10,0; 12,0; (МПа) соответственно. Дискретное изменение скорости фильтрации нефти и определение соответствующего установившегося перепада давления на концах капилляра позволили построить линию консистентности. По графической зависимости определялась величина, характеризующая полное разрушение пространственной структуры в нефти (предельно динамическое напряжение сдвига - ПДНС), после чего нефть становится ньютоновской жидкостью. Проведенная серия экспериментов позволила подтвердить, что увеличение избыточного давления при сохранении температуры приводит к увеличению значения ПДНС. Результаты исследований (таблице 1) свидетельствует о том, что прочностные свойства данной нефти с увеличением давления возрастают. Следовательно, снижение пластового давления в промытой зоне пласта приводит к снижению прочностных свойств остаточной нефти и увеличению ее подвижности.

Таблица 1 - Зависимость критического напряжения сдвига предельно разрушенной структуры от статического давления.

Рст,МПа 1.3 МПа 2.5 МПа 5.0 МПа 6.7 МПа 8.0 МПа 10.0 МПа 12.0 МПа

т, мПа 8.57 8.60 9.02 9.59 10.19 11.37 12.87

ная нефть при малых градиентах давления может перемещаться, причём без разрушения структуры. Остаётся ответить на вопрос: достаточным ли окажется гравитационный градиент давления по величине для того, чтобы осуществить подвижку остаточной нефти? С целью ответа изучалась фильтрация остаточной нефти при квазистатических условиях. Под квазистатическими условиями понимали фильтрацию, которая осуществлялась в результате процесса релаксации граничных слоёв остаточной нефти под действием гравитационного градиента давления. Эксперименты проводились на специально сконструированной установке. В задачу экспериментов входило качественное определение величины подвижности остаточной плёночной нефти под действием гравитационного градиента давления. Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

№ обр. параметр 1 2 3 4 5 6 7

И, см 9.1000 6.7000 2.9000 9.0000 2.9000 6.9000 0.0290

(1, см 4.8000 5.0000 7.1000 3.1000 7.1000 3.0000 0.0280

Эоо,, см2 70.9225 56.1371 47.2000 44.4479 47.2000 33.2581 -

Тип образца конус конус пластина конус пластина конус керн (Д,)

дга<5Р,Па/м 1186.8000 3376.1000 1186.8000 1186.8000 3376.1000 3376.1000 3376.1000

и, 0.3000 0.3000 0.1500 0.1500 0.2000 0.1500 -

^/важ 0.0000332 0.0000420 0.0000249 0.0000265 0.0000333 0.0000354 -

Ь2 0.4000 0.4500 0.2000 0.2000 0.2500 0.2000 -

0.0000443 0.0000629 0.0000333 0.0000353 0.0000416 0.0000472 -

Из 0.6000 0.6500 0.2500 0.3000 0.3500 0.3000 -

Уз/Эбо, 0.0000664 0.0000909 0.0000416 0.0000530 0.0000582 0.0000708 следы нефти

п4 0.6500 0.7500 0.2500 0.3500 0.4000 0.3500 -

0.0000719 0.0001049 0.0000416 0.0000618 0.0000665 0.0000826 следы нефти

Зб«- боковая поверхность образца; - высота нефти в капилляре; Ун - объём скопившейся нефти, замеры проводились один раз в два месяца

Таблица 2 - Результаты эксперимента по определению подвижности остаточной нефти в квазистатических условиях

Анализ результатов эксперимента позволяет сделать следующие выводы. Движение структурированной плёночной нефти за счёт возникающих релаксаций в граничном слое нефти возможно. С увеличением градиента давления и изменения химического состава вытесняющего агента количество извлечённой нефти увеличивается. Вытеснение остаточной нефти происходит как с открытых поверхностей, так и из порового пространства. В процессе наблюдений отмечается более интенсивное движение нефти на конусных поверхностях по отношению к пластинам, что связано с изменением свойств остаточной нефти при утолщении слоя.

Для сопоставления величин гравитационного и гидродинамического градиентов давления в промытой зоне пласта рассмотрена наиболее интенсивная система разработки - площадная пятиточечная, при обеспечении 100%-ной компенсации отборов закачкой. Скважины совершенны по характеру и степени вскрытия. Средняя обводнённость добываемой продукции составляет 99%. Гидродинамический градиент давления рассчитан по формуле Дюпюи для плоско-радиального притока в идеальную скважину, гравитационный - как разница между удельным весом нефти и воды. Для расчёта принято: дебит скважины - 100 м3/сут, приёмистость - 100 м3/сут, (1 случай);

50 м3/сут, " - " 50 м3/сут, (2 случай);

10 м3/сут, " - " 10 м3/сут, (3 случай);

вязкость пластовой воды - 1,0 мПа.с; проницаемость пласта - 0,2 мкм2; радиус скважины на забое - 0,1 м; расстояние между скважинами - 500 м; эффективная толщина пласта - 10 м. Пласт однороден по проницаемости и выдержан по толщине. Пластовое давление составляет 10 МПа. Сопоставление градиентов давления приведено на рисунке. 3.

Расстояние

100 мЗ/сут -й— 50 мЗ/сут -о—10 мЗ/сут-Гравитационный градиент давления

Рисунок 3 - Распределение градиентов давления в пласте Расчёты показывают, что падение давления на 80 % от разницы между значением давления на стенке скважины и на половине расстояния между скважинами происходит в около скважинной зоне, равной пяти толщинам пласта. Значения градиента давления, существующие за пределами этой зоны, составили (первое число - значение градиента давления на расстоянии 250 м от скважины, второе число - значение градиента давления на границе призабойной зоны (ПЗ):

1 случай = 100 м3/сут) 737,89 - 1890,31 Па/м; 2 случай (О = 50 м3/сут) 368,95 -945,15 Па/м; 3 случай (<3 = 10 м3/сут) 73,79 - 189,03 Па/м.

Пласт имеет значительные площади распространения, а скважины и зоны вокруг них исчезающе малы по сравнению с пластом в целом, поэтому рассчитанные градиенты давления являются причиной движения пластовой нефти.

Искусственное внедрение больших объёмов воды в нефтенасыщенный пласт приводит к появлению в нём свободной водной фазы. В результате, в заводнённой части пласта протекают квазистатические процессы и возникновением напряжённого состояния в остаточной нефти за счёт разных значений квазистатических давлений, обусловленных действием гравитационных сил в воде и нефти. Для понимания сути самого процесса целесообразно рассмотреть упрощённую схему взаимодействия плёнки нефти, смачивающей твёрдую поверхность и вытесняющего агента (рисунок 4).

Рисунок 4 — Схема взаимодействия пленочной нефти с вытесняющим агентом:

Рп = Рв»В*Ь - эпюра гидростатических сил (II - белые стрелки); Р|=р„^Л - эпюра гравитационных сил (I - чёрные стрелки); рв - плотность воды, р„ - плотность нефти, g - ускорение свободного падения, Ь -глубина погружения элементарного объёма нефти под уровень воды.

Из схемы видно, что в любой точке границы раздела возникает одинаковое напряжённое состояние, определяемое разницей в плотностях контактирующих фаз. При этом в любой точке плёночной нефти возникает одинаковый градиент давления, который

численно равен разнице удельных весов ( =&Р*3). Отсюда следует, что при постоянстве физико-химических свойств граничного слоя скорость течения плёночной нефти не зависит от глубины расположения контакта и является величиной постоянной. Коэффициент охвата воздействием для заводненной части пласта численно равен 1.

Сопоставим полученные данные со значением градиента давления, обусловленного разницей удельного веса пластовых жидкостей в гравитационном поле. Тогда, если плотность пластовой воды составляет 1000 кг/м3, а пластовой нефти 900 кг/м3, то градиент давления, обусловленный разницей удельного веса жидкостей, составит 981 Па/м. Для всех рассмотренных выше случаев градиент давления от разницы удельного веса жидкостей превосходит гидродинамический градиент давления для большей части заводненного объема пласта.

Следовательно, градиент давления, обусловленный разницей в удельном весе пластовых жидкостей, является преобладающей причиной миграции плёночной нефти на заключительной стадии разработки и является той нагрузкой на плёночную нефть, которая приведёт к подвижке структурированных граничных слоев нефти.

Исходя из вышеизложенного, следует, что на некоторых нефтяных месторождениях или его участках, которые разрабатывались прежде на жёстко - водонапорном режи-

ме, на заключительной стадии проявляет себя иной механизм, заставляющий плёночную нефть мигрировать преимущественно вертикально вверх за счёт разности удельных весов в гравитационном поле.

Таким образом, механизм переформирования нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения заключается в следующем.

На завершающей стадии разработки остаточная нефть в объемах пласта с предельным значением водонасыщенности, будет мигрировать преимущественно в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления, который возникает на границе раздела фаз «остаточная нефть - вытесняющий агент» и обусловлен разностью в удельном весе между ними. Скапливаясь в прикровельной части коллектора, остаточная нефть начнёт частично переходить в «свободный объем» и менять свои гидродинамические свойства (ослабляются структурные свойства, что приводит к снижению эффективной вязкости и увеличению её подвижности). Скопившаяся нефть начнёт перемещаться вдоль кровли в направлении естественного восстания пласта, заполняя все микрокупольные поднятия кровли продуктивного пласта и за счёт условия неразрывности потока образует новую «компактную залежь».

В третьей главе обобщен и проанализирован промысловый опыт и наблюдения за переформированием нефтяных залежей. Оценены результаты специальных промысловых исследований, проведенных на месторождениях Башкортостана.

Впервые факт переформирования залежей отмечен на Старо-Грозненских «поднад-виговых» месторождениях и на месторождениях Ставропольского края. Нефтяные залежи в течение нескольких лет не разрабатывались, в годы Великой Отечественной войны. После восстановления скважин и вывода их на рабочий режим было замечено, что они, до остановки значительно обводнённые (60-90%), после повторного запуска стали давать безводную нефть в течение продолжительного времени.

В Самарской области целенаправленно были проведены два опыта - на залежах пласта Бг месторождений Яблоновый Овраг и Губинском.

Залежь пласта Б2 была законсервирована в октябре 1957 г., когда обводненность добываемой продукции всех скважин составляла 95-97%. Консервация продолжалась в течение года. Пластовое давление в залежи за 3-4 месяца восстановилось до начального. За 6-8 месяцев стволы всех скважин оказались заполненными нефтью, давление на устьях поднялось до 0,5-1,0 МПа. После ввода в эксплуатацию в первые сутки была получена безводная нефть.

Залежь пласта Б2 Губинского месторождения была законсервирована в октябре 1964 г. на 1-1,5 месяца в соответствии с экспериментом импульсного воздействия на пласт (цикличный отбор жидкости). Продукция скважин также была обводнена на 9599%. Так же, как и на месторождении Яблоновый Овраг, в стволах всех скважин происходило замещение воды нефтью. Однако дальнейшее применение форсированного отбора на этих объектах разработки не дало и не могло дать положительного результата.

Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют об активном процессе замещения воды в стволах скважин нефтью из пласта, а дальнейшая эксплуатация на режиме ФОЖ не позволила получить положительных результатов, поскольку отбор нефти не был согласован с притоком остаточной нефти на забой добывающих скважин и способствовал опережающему темпу обводнения.

В работе Повжика А.П. приводятся данные о наблюдениях за остановленными нефтяными скважинами на 12 месторождениях Припятского прогиба Республики Беларусь. Для каждого из месторождений приведены данные по одной скважине, в которых наблюдается изменение плотности жидкости в стволе за период простоя. Время простоя между замерами варьирует от 992 до 3215 сут. За период простоя наблюдалось изменение плотности жидкости. Так, если при остановке скважин средняя плотность жидкости составляла 1124 кг/м3 (интервал изменения 1050+1200), то после простоя замеренная плотность составила в среднем 818 кг/м3 (интервал изменения 525+955), что говорит о частичном либо о полном замещении столба жидкости на нефть. Закономерности между временем простоя и изменением плотности жидкости в стволе скважины не прослеживается. Данное обстоятельство лишний раз убеждает в том, что процесс замещения столба высокообводнённой жидкости на нефть носит разновременной характер и зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта, гидродинамической характеристики остаточной нефти и физико-химических свойств пластовой воды, а измерения необходимо проводить в динамике.

На территории Башкортостана в начале 90-х годов проводились работы по расконсервации пяти нефтяных месторождений. С 1941 - 1951 гг. по 1960 г. в НГДУ "Ишим-байнефть" разрабатывалась группа месторождений с сильно неоднородными трещиноватыми карбонатными коллекторами, приуроченными к сакмаро-артинским и верхнекаменноугольным отложениям (Карлинское, Малышевское, Буруновское, Кисяпкуловское и Цветаевское). Нефти месторождений относятся к типу тяжёлых, высоковязких и вы-

сокосернистых. Месторождения разрабатывались на режимах растворённого газа при ограниченной активности подошвенных вод.

В процессе разработки месторождений наблюдалось резкое падение пластового давления, снижение дебитов большинства скважин по жидкости (до 0,1 - 2,0 т/сут), рост обводнённости до (70 - 100 %). В 1960 г. разработка месторождений была остановлена ввиду нерентабельности эксплуатации скважин. Наблюдения показали, что за время консервации в течение более 30 лет пластовое давление на залежах почти полностью восстановилось, произошло их переформирование.

В 1992 г. на Малышевском, в 1993 г. на Карлинском месторождениях часть скважин из консервации была введена в повторную эксплуатацию практически с первоначальными дебетами по нефти 2,9 - 15,8 т/сут и низкой обводнённостью 14,0 - 16,0 %.

Положительные результаты пробной эксплуатации Малышевского и Карлинского месторождений явились основанием для ввода в пробную эксплуатацию наиболее высо-кодебитных в прошлом скважин Буруновского (с 2003 г.), Кисяпкуловского (с 1986 г.) и Цветаевского (с 1997 г.) месторождений.

На Карлинском нефтяном месторождении были собраны данные о физико-химических свойствах нефтей за период первичной и вторичной разработки. Результаты исследований пластовых нефтей приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Характеристика пластовой нефти Карлинского месторождения

Параметр 1946-1947 гг. 1993 г. Кратность изменения

Газовый фактор, м3/т 85.9 12.16 -7.1

Плотность нефти в пл. усл., кг/м3 770 909 +1.2

Вязкость пластовой нефти, мПа-с 32.6 125.7 +3.9

За период консервации месторождения произошли существенные изменения физико-химических свойств исследуемой нефти. Так, газовый фактор уменьшился в 7,1 раз (с 85,9 до 12,16 м3/т.). Произошло увеличение плотности нефти с 770 до 909 кг/м3 (1,2 раза). Вязкость пластовой нефти также увеличилась с 32,6 до 129,7 мПа.с (3,9 раза).

Изменение свойств пластовой нефти подтверждает факт переформирования залежи, которое произошло за счет консолидации остаточной нефти в прикровельных участках залежи.

В работе проведён детальный анализ результатов первичной и вторичной разработки пяти расконсервированных месторождений. На рисунках 5 и 6 в качестве примера приведены графики разработки Карлинского месторождения.

1941 1946 1951 1956 1961 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2601 2006 2611

Годы

-о- Дебит нефти, т/сут -о- Дебит жидкости, т/сут -о-фонд добывающих скважин, шт

Рисунок 6 - Динамика дебитов и действующего фонда скважин Карлинского нефтяного месторождения Сопоставление накопленной добычи нефти, дебитов и обводнённости представлено в таблице 4, 5.

1941 1946 1951 1956 1981 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011

Годы

-о-Нефть,т -о-Жидкость, т -о-Закачка. мЗ —о-Обводнённость, %

Рисунок 5 - Графики разработки Карлинского нефтяного месторождения Сопоставление эксплуатационных характеристик в период первичной и вторичной разработки месторождений и характера обводнения добываемой продукции после расконсервации показывает, что превышение дебита жидкости над скоростью притока остаточной нефти на забой добывающих скважин приводит к опережающему росту обводнённости добываемой продукции.

Таблица 4 - Эксплуатационные характеристики за период первичной разработки месторождений.

Месторождение Первичная эксплуатация

Накопленная добыча нефти, т Накопленная добыча жидкости, т На дату остановки

Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводнён., %

Карлинское 192563.0 656405.0 0.5 3.1 84.9

Малышевское 106787.0 163160.0 0.5 4.0 87.0

Буруновское 26639.0 87064.0 2.2 13.6 83.5

Кисяпкуловское 224610.0 224610.0 2.1 2.1 0.0

Цветаевское 67819.0 71854.0 0.4 0.4 1.8

Таблица 5 - Эксплуатационные характеристики за период вторичной разработки месторождений

Месторождение Вторичная эксплуатация

Накопленная добыча нефти, т Накопленная добыча жидкости, т На дату ввода На 01.05.2013 г.

Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводнён., % Дебит нефти, т/сут Дебит жидкоста, т/сут Обводнён., %

47724.0 166812.5 4.8 5.6 14.3 0.2 2.5 90.5

Малышевское 58393.0 152312.8 3.0 4.3 29.4 0.4 2.0 79.0

13579.5 61708.0 5.4 6.6 17.5 0.3 9.3 96.6

Кисяпкуловское 80721.2 82548.7 5.3 54 0.3 0.5 0.5 1.8

Цветаевское 10080.3 13926.3 13 2.2 41.4 02 0.3 50.7

Накопленная добыча нефти за период повторной эксплуатации залежей составляет от 15 до 55% накопленной добычи за первичный период разработки. Прирост величины КИН за период повторной эксплуатации составляет от 3 до 12 %.

В АНК «Башнефть» были апрведены промысловые исследования на высокообвод-нённых длительно простаивающих скважинах с целью изучения темпов замещения воды нефтью в стволе скважин, а также оценки состава скважинной жидкости.

Суть исследований сводилась к определению высоты столба нефти, скопившейся в остановленной высокообводнённой скважине. Повторные исследований позволяют оценить скорость накопления нефти. Исследования скважин по оценки количества накопленной остаточной нефти на различных месторождениях проводились разными способами (плотномер, поинтервальный замер давления, поинтервальный отбор проб).

Специальными промысловыми исследованиями было охвачено 28 нефтяных месторождений. Исследовано 138 высокообводнённых, длительно простаивающих скважин, из которых в 117 зафиксирован столб скопившейся нефти. Для анализа полученных данных каждая исследуемая скважина, по окружающим её скважинам на кровле продуктивного пласта, отнесена к одному из трёх возможных видов:

I - скважины перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта (микро антиклиналь); II - скважины перфорированы на "крыльях" купола (склон); III - скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Ъ по отношению к ближайшим скважинам и их местоположение на кровле продуктивного пласта можно охарактеризовать, как впадину (микро синклиналь).

В результате ранжирования скважин установлено, что факт накопления нефти, как правило, имеет место в скважинах, расположенных на купольном поднятии. Исключение составили 11 скважин, которые расположены на склоне купола. В трех скважинах, расположенных во впадине, происходило накопление нефти, что вероятно связано с неточностью структурных карт. Возможно так же, что остаточная нефть, обладая низкой подвижностью, еще не аккумулировалась в районе данных скважин или структура склона такова, что нефть обтекает забои данных скважин и аккумулируется выше. С уверенностью можно говорить об одной причине: ПЗ исследуемых скважин не была подготовлена для исследований. Не проведена очистка прискважинной зоны и самой скважины от кольматанта. Наконец, немаловажным фактором, затрудняющим процесс проникновения остаточной нефти в ствол скважины, является «столб» воды в скважине.

Анализ результатов исследований (таблица 6) позволил определить скорость замещения воды нефтью в стволе скважин. На различных месторождениях эта скорость меняется. Наиболее достоверными результатами из имеющихся можно считать цифровые значения, полученные для Арланской площади (1,75 м3/мес), Серафимовского (0,79 м3/мес) и Югомаш-Максимовского (0,57 м3/мес) месторождений.

Таблица 6 — Скорость накопления нефти в скважинах

Месторождение Кол-во ис-след. скв-н У„ах-, м3/мес. 1 г ШШ " нак* , м3/мес. v * нак- , м3/мес.

Серафимовское 6 0,79 0,14 2,06

Наратовское 1 0,06 0,06 0,06

Ново-Хазинская площадь 1 0,06 0,06 0,06

Арланская площадь 11 1,75 0,02 10,11

Саузбашевское 3 0,97 0,66 1,53

Бураевское 1 0,12 0,12 0,12

Надеждинское 1 0,14 0,14 0,14

Орьебашевское 2 0,26 0,16 0,36

Четерминское 1 0,48 0,48 0,48

Югомаш-Максимовское 5 0,57 0,03 1,44

Воядинское 1 1,07 1,07 1,09

Манчаровское 1 0,06 0,06 0,06

Саитовское 1 1,48 1,48 1,48

В целом 35 0,60 0,02 10,11

Полученные результаты специальных промысловых исследований полностью согласуются и подтверждают выдвигаемую гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи на заключительной стадии разработки месторождения.

В четвертой главе проведено изучение процесса регенерации нефтяной залежи на заключительной стадии разработки, с этой целью выполнен анализ временных остановок эксплуатационных скважин. Предложена технология по снижению обводнённости добываемой продукции в скважинах, вскрывших пласт, представленный в разрезе про-пластками различной проницаемости. Обоснована необходимость перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной зоной ВНЗ и осложнённых контактными запасами.

Для проверки гипотезы о переформировании нефтяной залежи в процессе её заводнения были проанализированы эксплуатационные характеристики скважин двух высо-кообводнённых месторождений. Первый объект исследования - основной эксплуатационный объект пласты АВ^+АВг' Орехово - Ермаковского нефтяного месторождения, расположенного в пределах Нижневартовского района ХМАО Тюменской области. Второй объект исследования - пласты Бкн, и 01У Белебеевского нефтяного месторождения Башкортостана.

По пласту АВ]3+АВ2' проанализирована история эксплуатации каждой скважины, числящейся на данном объекте разработки. Узловыми точками анализа являлись временные остановки скважин, сравнивалась обводнёность добываемой продукции до остановки и после возобновления эксплуатации. В результате анализа промысловых данных установлено, что в части скважин наблюдается снижение обводнённости добываемой продукции после временной остановки. Из общего числа скважин (187 шт.) выбраны 26 добывающих и четыре нагнетательные скважины, время простоя которых было более 30 суток и за это время в скважинах не проводились ГТМ. Местоположение скважин относится к I или II типу структуры продуктивного коллектора. В девяти скважинах из 26 снижение обводнённости после временного простоя зафиксировано дважды, что указывает на не случайность отмеченных изменений. Время простоя варьировало от 32 до 1909 суток. Снижение обводнённости для разных скважин составляло от 10 до 80 %. Корреляции между временем простоя и изменением обводнённости не наблюдается. Половина скважин находятся в зоне ВНЗ, остальные скважины в зоне ЧНЗ. Группировка скважин по зонам выявила, что среднее изменение обводнённости скважин в зоне ВНЗ составляет 25 % (10 - 55 %), в зоне ЧНЗ 31 % (10 - 80 %).

По кыновскому горизонту (Dkh) выявлено семь скважин, в которых снизилась обводнённость в период простоя. Две скважины приурочены к зоне ВНЗ, остальные находятся в зонах ЧНЗ. Все рассматриваемые скважины принадлежат скважинам I и II вида, исключением является скважина № 455, которая расположена во впадине (III вид). Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 32,8 % (14,4 - 84,2 %), время простоя менялось от 32 до 4087 суток.

По пашийскому горизонту (DI) выявлено 13 скважин со снижением обводнённости, причём в одной скважине это зафиксировано дважды. Все скважины расположены в зоне ВНЗ, в пяти скважинах имеют место контактные запасы. В шести скважинах (№№ 293, 317, 474, 132SPR, 24BLB, 65BLB) снижение обводнённости произошло на фоне снижения дебита по жидкости при вводе скважины после простоя. Однако в скважине № 132SPR повторная остановка и ввод в эксплуатацию были осуществлены с увеличением дебита по жидкости, при этом обводнённость снизилась. Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 34,9 % (10,7 - 95,2 %), время простоя менялось от 31 до 7702 суток.

Таким образом, наиболее вероятной причиной снижения обводнённости за период простоя следует считать именно приток нефти к участкам пласта, характеризующимся как мини-антиклинальные поднятия, в которых происходит аккумуляция нефти.

Известно, что основными причинами обводнения добываемой продукции являются: прорыв воды по наиболее проницаемым пропласткам в разрезе продуктивного пласта, подтягивание подошвенных вод и поступление воды на забой скважины за счет образования заколонной циркуляции (ЗКЦ). Если обводнение продукции обусловлено ЗКЦ, то для ликвидации источника обводнения необходимо проведение ремонтных (во-доизоляционных) работ. Для локализации первых двух причин необходимы иные способы.

Для разработки технологии, направленной на снижение обводнённости добываемой продукции, обусловленной прорывом воды по пласту, рассмотрены физические процессы, протекающие в каналах и капиллярах на границе ПЗ и открытого ствола скважины. Традиционно применяемая внутрискважинная компоновка насосного оборудования предполагает, что отбор скважинной продукции осуществляется значительно выше интервала перфорации, а, значит, против продуктивного пласта находится столб жидкости, представленный эмульсией «нефть - вода». При достижении обводнённсти 60+70 % происходит инверсия фаз и дисперсионной средой становится попутно добы-

ваемая вода (эмульсия прямого типа). В результате этого процесса продуктивный пласт, состоящий из пропластков различной толщины и проницаемости, оказывается в непосредственном контакте с водой. На границе раздела фаз формируется слой нефти, обладающий структурно-механическими свойствами и способный к тиксотропному упрочнению. Следствием этого является эффект «запечатывания» низкопроницаемых нефте-насыщенных пропластков, тогда как промытые более проницаемые пропластки продолжают фильтровать воду, поскольку фильтрующаяся вода и дисперсионная фаза в стволе скважины сродственные жидкости, в отличие от нефти. Проведенные экспериментальные исследования на нефтях Бураевского, Воядинского и Татышлинского месторождений позволили установить, что для преодоления сопротивлений, вызванных наличием структурированных слоев на границе раздела фаз, необходим перепад давления 0,35 -=-1,36 МПа, в зависимости от диаметра поровых каналов. Таким образом, при обводнении добываемой продукции более чем на 60+70 %, при традиционной внутрискважинной компоновке создаются условия для дальнейшего роста обводнённости, существенным образом снижающие выработку неоднородного по проницаемости в разрезе продуктивного пласта. Предлагается создать условия, при которых фильтрация нефти будет протекать беспрепятственно, а фильтрация воды будет затруднена. Благоприятные условия для выработки низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков могут быть созданы только при условии изменения состава внутрискважинной жидкости. С этой целью предлагается оснастить спущенный в скважину насос «хвостовиком», который бы осуществлял отбор ниже интервала перфорации, а затрубное пространство должно быть заполнено нефтью. На рисунке 7 представлена традиционная и предлагаемая компоновки внутрискважинного оборудования. Промысловый эксперимент по опробованию технологии снижения обводненности продукции скважин проводился на Татышлинском месторождении. В качестве объекта исследования была выбрана добывающая скважина № 1608, вскрывшая пласт С6. Скважина со 146 - мм обсадной колонной эксплуатировалась штанговым глубинным насосом с дебитом 1,5 м3/сут. Обводненность добываемой продукции составляла 86%. Обсадная колонна была перфорирована в интервале 1412,6 -1420,4 м, т.е. вскрытая толщина составляла 7,8 м. Искусственный забой находился на глубине 1482,3 м. Динамический уровень был отбит на отметке 780 м, глубина спуска насоса составила 1150 м. После проведения ГТМ скважина была пущена в эксплуатацию и через 15 дней работы были проведены соответствующие замеры. Результаты были следующие: дебит - 8,4 м3 /сут, динамический уровень - 23 м, обводнённость - 37%.

- внгаие' I 1 1 1 I Г :

нинш

Рисунок 7 - Традиционная и предлагаемая компоновки внутрискважинного оборудования Таким образом, предлагаемая технология снижения обводнённости на действующем высокообводненном фонде скважин эффективна, технологична, не требует значительных финансовых и временных затрат, и может быть приурочена к плановым текущим ремонтам.

Рассмотрим вторую причину обводнения добываемой продукции, упомянутую выше, которая характерна для скважин, находящихся в зоне ВНЗ - это подтягивание подошвенных вод снизу. Существующая практика вскрытия продуктивного пласта перфорацией показывает, что продуктивный пласт, осложненный ВНЗ, как правило, перфорируют в верхней, прикровельной части. Объяснением этого является предположение, что несовершенство скважины по степени вскрытия должно привести к появлению безводного периода эксплуатации, а в дальнейшем позволяет отбирать меньшие объемы пластовой воды. Действительно, анализ эксплуатационных характеристик скважин показывает, что в ряде случаев скважины имеют безводный период эксплуатации и первоначальный темп увеличения обводнённости в них ниже по сравнению со скважинами, в которых вскрыт весь продуктивный пласт. Однако следует иметь в виду, что эксплуатация скважин, расположенных в ВНЗ, в принципе невозможна без отбора пластовой воды, а вот неполное вскрытие продуктивного пласта может привести к недостаточной выработке пласта, что отражается на величине накопленной добычи нефти и становится явным только на заключительной стадии разработки. Особенно ярко негативное влияние на эксплуатационные характеристики скважин оказывает ВНЗ, осложненная контактными запасами.

Неполное вскрытие продуктивного пласта является достаточным условием для образования и формирования в дальнейшем устойчивого конуса воды снизу, поскольку при эксплуатации скважины создается градиент давления между забойным давлением на забое на уровне нижних перфорационных отверстий и пластовым давлением в водоносной части пласта. Необходимым условием формирования конуса является гидродинамическая связь между уровнем отбора и плоскостью притока, и чем она более выражена, тем меньше времени потребуется пластовой воде для проникновения на забой скважины. В процессе эксплуатации конус воды частично перекроет часть вскрытой нефтенасыщенной толщины и тем самым ухудшит условия выработки пласта. Следовательно, для обеспечения полноты выработки запасов нефти, скважины, находящиеся в ВНЗ, необходимо перфорировать по всей нефтенасыщенной толщине, частично захватывая и водонасыщенную толщину. Тем самым исключается образование конуса, а пластовые флюиды получают возможность фильтрации преимущественно в горизонтальном направлении, не перекрывая друг другу линии тока. С целью проверки необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины коллектора, были проанализированы эксплуатационные характеристики скважин Пашийского горизонта Белебеевского нефтяного месторождения. Пашийский горизонт DI состоит из двух продуктивных пластов DIbx и 01нж. Пласт 01нж представлен обширными ВНЗ и осложнён контактными запасами.

Пласт DImK вскрыт 94 добывающими и 15 нагнетательными скважинами. Коэффициент вскрытия нефтенасыщенной толщины перфорацией по добывающим скважинам составляет в среднем 63,1 % (изменяется в диапазоне от 13% до 100%).

Для обоснования необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в добывающих скважинах сформированы две группы скважин. Первая группа состоит из 19 скважин, у которых коэффициент вскрытия выше 95%. Вторую группу составили 20 скважин, у которых коэффициент вскрытия перфорацией менее 60%.

В среднем начальная обводнённость добываемой продукции для скважин первой группы составила 85,7% , для второй - 65,3%.

Анализ эксплуатационных характеристик показал, что скважины первой группы добывают больше жидкости, чем скважины второй группы. Так, накопленный отбор жидкости по скважинам первой группы в среднем составляет 850, 664 тыс. т., по скважинам второй группы - 240,429 тыс.т.

По накопленным отборам нефти картина обратная. Так, для скважин первой группы накопленный отбор нефти в среднем составил 39,693 тыс.т. Для скважин второй группы - 15,265 тыс.т. Таким образом, скважины, вскрывающие всю нефтенасыщенную толщину, имеют большие накопленные отборы по нефти в среднем в 2,6 раза. Кроме этого, средняя начальная нефтенасыщенная толщина в скважинах первой группы составляет 3,4 м, а для скважин второй группы - 5,3 м. Это обстоятельство подтверждает, что в скважинах, вскрывающих продуктивный пласт частично, происходит перекрытие части вскрытой нефтенасыщенной толщины водой и в зонах дренирования этих скважин выработка запасов нефти ниже за счёт конусообразования воды из ВНЗ.

В семи скважинах, помимо нефтенасыщенной части пласта, вскрыта частично и водонасыщенная часть. Для этой группы накопленные отборы нефти оказались существенно выше, чем для рассмотренных выше групп. В среднем отбор по нефти составил 69,462 тыс. т., что превосходит средний накопленный отбор по нефти для скважин первой группы в 1,75 раза, второй группы в 4,55 раза. При этом начальная нефтенасыщенная толщина по этим семи скважинам в среднем составляла 3,1м.

Таким образом, в условиях обширных ВНЗ с контактными запасами нефти изначально добывающие скважины желательно перфорировать по всей нефтенасыщенной толщине с вскрытием и водонасыщенных пропластков, что позволит повысить степень выработки запасов нефти и сократит время разработки. На заключительной стадии разработки доперфорация добывающих скважин может стать дополнительным потенциалом добычи нефти и позволит увеличить выработку запасов нефти. Увеличение работающей толщины, в случае необходимости, позволит интенсифицировать процесс добычи за счет оптимизации насосного оборудования (ИДН).

Пятая глава посвящена изучению точности построения структурной карты кровли продуктивного коллектора, с позиции выделения локальных антиклинальных и синклинальных структур, высота которых сопоставима со средней нефтенасыщенной толщиной пласта. Представлен обзор существующих методов исследования местоположения водонефтяного раздела (ВНР) в скважине. Предложены иные способы исследования, позволяющие повысить точность оценки. Оценена приблизительная скорость накопления остаточной нефти в стволе скважины, добывающей до этого предельно обводнённую продукцию.

Анализ методики построения структурных карт кровли и подошвы продуктивного коллектора показал, что в определении абсолютной глубины закладывается абсолютная

ошибка ± 3,3 м (для средней глубины пласта 1600 м), обусловленная погрешностями инклинометрии и растяжением геофизического кабеля. К тому же на эту ошибку накладывается пороговая чувствительность геофизических методов исследования, которая оценивается в ± 0,4 м. Таким образом, «коридор ошибок» в котором может находится искомая величина составляет 7,4 м, что сопоставимо в ряде случаев с толщиной пласта и ставит под сомнение корректное выделение микрокупольных поднятий кровли продуктивного пласта. При структурных построениях используются вертикальные или условно вертикальные скважины, поэтому плотность сетки скважин снижается. Показано, что корректное представление о строении залежи существенно зависит от плотности сетки скважин, их взаиморасположения и экстремальных точек. Поэтому представление о характере залегания кровли пласта, отражённое на структурных картах, не является достаточным и не может однозначно выделить купольные поднятия заданной высоты. Следовательно, необходимо искать другие методы и способы для выделения интересующих нас куполов на кровле продуктивного пласта.

С целью уточнения структурных карт предлагается привлечение независимой информации, которая может быть получена по результатам проведения специальных промысловых исследований. Для этого все существующие скважины в пределах контура нефтеносности условно делятся на три группы: I, II, III. В каждой скважине проводятся исследования, которые заключаются в измерении скорости накопления нефти за период простоя. Скважины, в которых не происходит накопления нефти за любой период времени, относятся к третьей группе скважин (III). Скважины, в которых будет наблюдаться накопление нефти и скорость накопления во времени будет увеличиваться, относятся к первой группе скважин (I). Скважины, в которых наблюдается накопление нефти, но скорость накопления остаётся постоянной вне зависимости от времени накопления, относятся ко второй группе скважин (И). Систематизация такой информации по всему фонду скважин поможет уточнить структурные карты для принятия решений по проведению ГТМ с целью снижения суммарной обводнённости продукции добывающих скважин.

Для корректной оценки скорости накопления нефти в стволе скважины необходимо знать точное положение статического уровня и уровня водонефтяного раздела. Анализ существующих методов инструментального контроля (поинтервальный отбор пластового флюида из ствола скважины, поинтервальный замер давления по стволу скважины, диэлькометрическая влагометрия, гамма-гамма плотнометрия, индукционная и токовая

резистивиметрия, нейтронный активационный метод по кислороду) положения статического уровня и ВНР в остановленной скважине показал, что ни один из известных в настоящее время методов не может считаться удовлетворительно точным для расчётов по оценке динамики накопления нефти в стволе простаивающей скважины.

Предложен простой и надёжный способ контроля скорости накопления, при котором предлагается иная компоновка скважины, представленная на рисунке 8. Вместо существующего глубинно насосного-оборудования спускается компоновка из НКТ ниже подошвы продуктивного пласта, перфорированная ниже интервала перфорации.

Количество скопившейся нефти определяется по результатам периодического измерения уровня воды в насосно-компрессорных трубах и нефти в затрубном пространстве, поскольку вся притекающая на забой остаточная нефть будет скапливаться в затрубном пространстве после остановки скважины.

Рисунок 8 - Распределение жидкостей в стволе скважины

1 - скопление остаточной нефти в затрубном пространстве; 2 - пластовая вода; 3 - порода, в которой пробурена скважина; 4 - нефтенасьпценный пласт; - уровень пластовой воды в на-сосно - компрессорных трубах; - уровень пластовой воды в межтрубном пространстве; Н0 -высота скопившейся остаточной нефти; Нзат - уровень нефти в затрубном пространстве; Нь -глубина скважины.

Рассмотрены следующие случаи.

а). Затрубное пространство скважины заполнено жидкостью, тогда зная расстояние между устьем скважины и уровнем воды, количество нефти определится по формуле:

нь

Рв-Рн

где рв - плотность воды (кг/м3); р„ - плотность нефти (кг/м3), Низм. - глубина статического уровня в НКТ (м).

б) Затрубное пространство скважины не полностью заполнено жидкостью. Тогда

н _Рв*е*(Ни„ -Н„т) + Р0 ^ (2)

" г*{рв-рн)

где Нзат. - статический уровень в затрубном пространстве (м); Р0 - давление в за-трубном пространстве; g - ускорение свободного падения (м/с2).

После проведения нескольких замеров во времени определяется скорость накопления остаточной нефти в стволе скважины.

По результатам определения скорости накопления нефти подбирается насосное оборудование для дальнейшей эксплуатации скважины при обязательном отборе безводной нефти. В случаях, когда скорость накопления окажется недостаточной для непрерывной эксплуатации скважины, на ней устанавливается соответствующий периодический режим эксплуатации.

В случае большого объёма поступления нефти на забой скважины предложен косвенный метод оценки скорости накопления. Исследование проводится в процессе эксплуатации скважины. Подбирается оптимальный (безводный) режим путём установления минимально возможного расхода и при выходе скважины на стационарный режим эксплуатации осуществляется постоянный контроль за обводнённостью добываемой продукции. В случае, когда обводнённость во времени не увеличивается, предлагается перейти на больший отбор нефти и контролировать обводнённость до тех пор, пока не будет выявлен её рост. После этого осуществляется переход на предыдущий (меньший) режим и продолжается эксплуатация скважины, считая, что приток остаточной нефти на забой скважины согласован с отбором.

Проведены сопоставительные оценочные расчёты скорости перемещения нативной и остаточной нефти в удаленной зоне пласта в условиях заключительной стадии разработки для Пашийского горизонта Белебеевского нефтяного месторождения. Расчеты показывают, что в этих условиях скорости сопоставимы между собой. Скорость перемещения нативной нефти составила 0,41 м/год, остаточной нефти варьирует в интервале 0,09 - 0,30 м/год в зависимости от соотношения горизонтальной и вертикальной проницаемости продуктивного пласта.

В шестой главе рассмотрены практические приложения учета влияния гравитационного градиента давления при разработке нефтяных месторождений. Показано, что не-

обходим учет характера залегания продуктивного пласта при расстановке и взаимном расположении добывающих и нагнетательных скважин, который контролирует направления миграции остаточной нефти и потоки вытесняющего агента. Предложены критерии эффективного применения форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки для локальных участков пласта, которые представлены мини - антиклинальными структурами и не вскрыты скважинами.

Анализ промысловых данных показывает, что характер обводнения добывающей скважины зависит от ее местоположения относительно нагнетательной (выше или ниже по наклону пласта). С теоретической точки зрения, добывающие скважины, находящиеся ниже нагнетательной скважины по наклону пласта, обводняются быстрее, чем добывающие скважины, находящиеся выше нагнетательной (рисунок 9), что является следствием проявления гравитационного градиента давления.

Рисунок 9 - Схемы обводнения добывающей скважины в зависимости от ее распо-

Проведенный анализ эксплуатационных характеристик скважин показал, что теоретические предпосылки полностью подтверждаются промысловыми данными. Для оценки влияния взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на выработку запасов нефти рассмотрим группу скважин, принадлежащую основному эксплуатационному объекту Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения. На рисунке 10 представлен фрагмент структурной карты исследуемого района. На рисунке 11 приведён геологический разрез, включающий 5 скважин.

Согласно геологическому разрезу добывающая скважина № 847 (а.о. - 1970,0 м) находится ниже нагнетательной скважины № 1159 (а.о. - 1667,7 м), а выше расположена скважина № 1958 (а.о. - 1661,4 м). Для каждой скважины строилась область Вороного, внутри которой оценивались начальные геологические запасы. Оценка выработки запа-

ложения относительно нагнетательной скважины

сов проводилась по характеристикам вытеснения «коэффициент использования запасов нефти (КИЗ) - обводнённость добываемой продукции», представленным на рисунке 12.

Рисунок 10 - Фрагмент карты кровли коллектора пласта АВ2'. Окружение скважины № 1159

Рисунок 11 - Схематический геологический разрез по линии скважин №№3416, 847, 1159, 1958, 808

Рисунок 12 - Характер выработки запасов и обводнения скважин №№ 1958 и 847

Для каждой добывающей скважины вертикальной линией отмечен ввод в эксплуатацию нагнетательной скважины № 1159, соотнесенный со временем их эксплуатации. Подобное представление эксплуатационных характеристик исследуемой группы скважин позволяет определить влияние начала заводнения на характер обводнения близлежащих скважин. Так, по скважине № 847 ввод в эксплуатацию нагнетательной скважины привел к резкому обводнению продукции, по скважине № 1958 этого не наблюдается. Ввод нагнетательной скважины не отразился на эксплуатационных характеристиках вышележащей скважины, а рост обводнённости происходит после достижения 18 % выработки геологических запасов нефти, приходящихся на зону дренирования скважины. По скважине № 847 КПЗ составил 27,5% при обводнённости 86,7%, по скважине № 1958 при меньшей обводнённости 72,8%, КПЗ составил 55,0 %. Приведенный анализ указывает на то, что степень выработки запасов нефти значительно лучше в скважинах, чьи гипсометрические отметки кровли находятся выше относительно нагнетательных скважин. Следовательно, учет структуры залегания продуктивного коллектора необходим при расстановке добывающих и нагнетательных скважин друг относительно друга.

Мини-антиклинальные структуры кровли продуктивного пласта, сопоставимые по высоте с его толщиной, являются областями, в которых аккумулируются остаточные запасы нефти или нефть в них осталась не выработанной. Если мини-антиклинали не вскрыты скважинами, а определены по результатам анализа геолого-физической информации, возникает вопрос: как добывать нефть, сосредоточенную в них? Существуют по меньшей мере два способа: бурение новой скважины в купол предполагаемой области либо установление ФОЖ. Однако, существующие методы построения структурных карт не позволяют точно выделить купольные поднятия, высота которых сопоставима с толщиной пласта. Поэтому, бурение новой скважины или бурение бокового ствола из существующей близлежащей скважины становится рискованным мероприятием. В связи с этим, применение ФОЖ для локальных участков пласта может оказаться решением вопроса. Рассмотрим ФОЖ применительно к рассматриваемым условиям.

Установление ФОЖ производится в каждой выбранной скважине индивидуально. Принцип установления оптимального режима эксплуатации заключается в обосновании необходимого дебита по жидкости и приемистости по окружающим купол скважинам, который позволит создать градиент давления достаточный его выработки.

Для понимания смысла процесса выработки нефти из купольного поднятия за счёт наращивания гидродинамического градиента давления рассмотрим рабочую схему, при-

ведённую на рисунке 13. На нём изображены две параллельные трубки длиной L, соединённые между собой набором параллельных друг к другу трубок диаметром d и высотой Н. Верхняя горизонтальная и соединительные трубки заполнены нефтью, а по нижней горизонтальной трубке протекает вода, расход и градиент давления в которой регулируются. Верхняя трубка, заполненная нефтью с удельным весом ун, с одной стороны запаяна, а с другой соединена с нижней горизонтальной трубкой, которая заполнена водой с удельным весом ув. Давление воды на входе в трубку Рь а на выходе из трубки Р2. Расход воды обозначен символом Q. Давление, при котором находится нефть в горизонтальной трубке, обозначено символом Р„, потери давления при движении жидкости ДР, Ду разница удельного веса между нефтью и вытесняющим агентом (вода). Символами I, II, III и IV обозначена условная линия контакта между нефтью и водой при разных расходах и соответствующем градиенте давления воды.

Для рассмотрения процессов, протекающих в системе при изменении расхода и градиенте давления, воспользуемся методом смены стационарных состояний.

Рисунок 13 - Схема выработки нефти Согласно закону Б. Паскаля давление в жидкости передаётся в любую точку объёма. Кроме того, будем иметь в виду аддитивность давления в системе, поскольку оно определяет величину потенциальной энергии, подчиняющейся принципу аддитивности, в отличие от кинетической энергии. Под аддитивностью давлений понимается независимое действие каждого из градиентов, на одну и ту же точку в рассматриваемом объёме пласта.

Рассмотрим статическое положение системы, когда давление на входе Р] и выходе Р2 равны между собой, тогда абсолютное значение давления будет определено:

Л =Р2 =Н*уи+Ря, (3)

граница раздела между нефтью и водой проходит по образующей соединительных трубок. Следовательно, в любой секущей плоскости в горизонтальном направлении, проходящей через систему, давление в каждой точке будет одинаковым, градиент дав-

ления равен нулю. В любой вертикальной секущей плоскости давление в системе будет меняться одинаково: пропорционально величине Н, а значение градиента давления будет величиной постоянной.

Предположим, что устанавливаются различные расходы воды СЬ, СЬ, СЬ и т.д. ((21 < СЬ < СЬ « — < Си)- Для прокачки по нижней трубке воды с расходом 01 необходимо превысить существующую величину давления, что, в свою очередь, приведёт к появлению градиента давления в нижней трубе согласно:

V = к* £гас1(р), (4)

где V - скорость фильтрации, к - проводимость среды для данной жидкости. Следовательно, у каждого торца вертикальной трубки произойдёт повышение давления соответственно на ДР], ДР2, АРз,..., ДР„, в связи с чем возникнет неравновесное состояние в системе по вертикали. Это неравновесное состояние в системе может быть скомпенсировано за счёт замены части высоты вертикальной трубки столбиком жидкости большей плотности, иными словами, приращение давления в первой вертикальной трубке на ве-

личину ДР должно быть скомпенсировано величиной:

Р^Р.+АР, (5)

Р," = К * (г„+Аг) + К*Гн + ?н, (6) Р? = Ъ*ун+Ьв*Ау + 11н*гн + Рн,

Р1-=Ъа*Ау + Н*у1/ + Рн, (8)

АР = Ив*Ау. (9)

Поскольку существование §гас1(р) в нижней трубе приведёт к увеличению давления у торца каждой последующей трубки, равновесное состояние можно получить точно по такой же схеме, как для случая первой трубки. Расположение границы "нефть-вода" в соединительных трубках в режиме устойчивой работа представлено на рисунке 13 линией I. При увеличении расхода СЬ, СЬ и т.д., соответственно, получим границы раздела II, III, IV и при каком-то расходе Оп вся нефть будет вытеснена из верхней трубы за счёт заполнения её водой. При этом для выноса всей нефти, необходимо создать перепад давления не меньший, чем Ду*Н. Совершенно очевидно, что существует аналогия между приведённой схемой установки (рисунок 13) и ловушкой нефти, представленной мини-антиклиналью (рисунок 14).

Ь - длина пласта, на которой действует градиент давления, Р„ - избыточное давление, при котором находится нефть в куполе, Р1 - давление, создаваемое водой, Р2 - давление, которое оказывает весь "столб" нефти, ДР - потери давления при движении жидкости по пласту, причём гидростатическое и динамическое давление в системе аддитивны, Н - высота купола, равная разнице между условной границей "нефть -вода" при существующем градиенте давления в системе и наивысшей точкой купола; (?„- количество нефти, которое может быть вытеснено при увеличении градиента давления.

Общим принципом в этих двух случаях (рисунках 13 и 14) являются связи между расходом жидкости и градиентом давления, удельными весами нефти и воды, разницей отметок или высотой купольной структуры, отсчитываемой от границы раздела "вода-нефть" в начальном состоянии. Средний градиент давления в ловушке равен:

\цгасО\ = { Р^Р2)/Ь, (Ю)

где Р| - давление на входе в мини-антиклиналь, Р2 - давление на выходе из мини-антиклинали, Ь - расстояние между входом и выходом мини-антиклинали.

Следовательно, для полного вытеснения нефти из купола необходимо превысить существующий (начальный) градиент давления на величину не меньшую, чем произведение разницы удельного веса между нефтью и вытесняющим агентом (вода) и высоты купольного поднятия, делённую на длину купольного поднятия:

^>Д Г*Н/Ь, (11)

еИ

Зависимость (11) является необходимым и достаточным условием для полного выноса нефтяных скоплений, находящихся в купольных поднятиях.

Довыработка купольного поднятия осуществляется через эксплуатационные скважины, на которых установлен дебит по жидкости, достаточный для создания в пласте градиента давления, превышающего по величине произведение разности плотностей нефти и воды и высоты купольного поднятия, делённого на его длину. Этот процесс был

смоделирован в лабораторных условиях и показал полную сходимость результатов расчёта и эксперимента.

Кроме рассмотренного выше примера, аналогичные процессы вытеснения будут иметь место и в микрокуполах, которыми в изобилии представлена система поровых каналов нефтенасыщенной породы. В результате подключения этих микрокуполов к процессу выработки ФОЖ станет ещё более оправданным мероприятием как с технологической, так и с экономической точек зрения.

Проведенные лабораторные исследования на специально сконструированной установке полностью подтвердили правомочность и правильность теоретических выкладок.

Седьмая глава посвящена изложению предлагаемой концепции доразработки истощенных нефтяных залежей, которая предусматривает осуществление ряда этапов по переводу системы разработки на иной (щадящий) режим эксплуатации.

Первый этап - улучшение состояния ПЗС за счёт доперфорации всей нефтенасыщенной толщины в скважинах, расположеных в ЧНЗ. Для скважин в ВИЗ дополнительно необходимо доперфорировать часть водонасыщенной толщины и снять эффект кону-сообразования воды.

Второй этап - уменьшение энергетической нагрузки на пласт. Для этого следует сократить объём добываемой высокообводнённой продукции путём снижения дебита жидкости по фонду высокообводнённых скважин. Одновременно снизить приёмистость нагнетательных скважин при сохранении текущей компенсации 100 %.

Третий этап - на скважинах, которые вскрыли мини-антиклинальные поднятия кровли коллектора и находятся в простое, проводят специальные промысловые исследования с целью установления скорости накопления нефти в стволе скважины. Перевод скважин на отбор, не превышающий скорости накопления, позволит обеспечить ее безводную эксплуатацию.

Четвёртый этап - снижение обводнённости продукции скважин применением технологии «хвостовик», где обводнение обусловлено неоднородностью разреза по проницаемости. Необходимо изменить внутрискважинную компоновку, путём оборудования насоса «хвостовиком» и обеспечить отбор жидкости ниже интервала перфорации. В этих условиях обводнившиеся пропластки окажутся в контакте с нефтью, а нефтеносные будут контактировать с нефтяной средой, что исключит образование упорядоченно-структурированных слоев на границе фаз и улучшит условия фильтрации нефти. Фильт-

рация воды из водоносных пропластков в нефть будет затруднена, что приведет к снижению обводненности.

Пятый этап - изменение взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от структуры кровли продуктивного пласта. Все нагнетательные скважины должны находиться ниже добывающих относительно кровли коллектора. Добывающие скважины должны находиться на купольных поднятиях кровли пласта, где локализуются остаточные запасы нефти, а нагнетательные скважины образуют прикон-турное заводнение для этих участков пласта.

Шестой этап - применение ФОЖ на локальных участках пласта, который характеризуется мини-антиклинальным поднятием кровли не вскрытое скважиной. Для выработки этих участков предлагается ближайшие скважины переводить на ФОЖ. Для полного вытеснения нефти из купола необходимо обеспечить превышение существующего градиента давления на величину не меньшую, чем произведение разницы удельного веса между нефтью и вытесняющим агентом и высоты купольного поднятия, деленное на длину купольного поднятия.

Таким образом, предлагаемые шаги по оптимизации существующей системы разработки на заключительной стадии позволят повысить технико-экономические показатели, увеличат срок рентабельной разработки нефтяных залежей и приведут к увеличению КИН, по сравнению с теми величинами, которые могут быть достигнуты при применяемых ныне принципах разработки.

В восьмой главе приведен перечень основных задач для дальнейших исследований. Решение которых, позволит повысить эффективность разработки нефтяных месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ экспериментальных данных по фильтрации и вытеснению нефти водой с энергетической точки зрения показал, что в промытой зоне пласта остаточная нефть в основном представлена в виде плёнки на поверхности порового пространства. Плёночная нефть состоит из первичного и вторичного слоев на границе раздела фаз «поверхность породы коллектора - нефть» и «нефть - вытесняющий агент» соответственно. Природа возникновения этих слоёв обусловлена проявлением хромотографических эффектов. Прочностные, гидродинамические и физико-химические свойства граничных слоёв отличны от нефти, из которой они образованы и обладают структурно-механическими свойствами.

2. На завершающей стадии разработки остаточная нефть в объемах пласта с предельным значением водонасыщенности, будет мигрировать преимущественно в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления, который возникает на границе раздела фаз «остаточная нефть - вытесняющий агент» и обусловлен разностью в удельном весе между ними. Скапливаясь в прикровельной части коллектора, остаточная нефть начнёт частично переходить в «свободный объем» и менять свои гидродинамические свойства (ослабляются структурные свойства, что приводит к снижению вязкости и увеличению её подвижности). Скопившаяся нефть начнёт перемещаться вдоль кровли в направлении естественного восстания пласта, заполняя все микрокупольные поднятия кровли продуктивного пласта и за счёт условия неразрывности потока, образует новую «компактную залежь». Сопоставление гидродинамического и гравитационного градиентов давления для условий промытой зоны пласта показало, что величина последнего (981 + 5886 Па/м) за пределами ПЗ зоны существенно превышает величину гидродинамического и является преобладающей причиной миграции и аккумуляции остаточной нефти в локальных антиклиналях кровли продуктивного пласта.

3. Снижение пластового давления приводит к подавлению структурно-механических свойств нефти и её слоев на межфазных границах «жидкость - жидкость» и «жидкость - твердая поверхность» (снижение значения ПДНС в 1,5 раза).

4. Анализ временной консервации ряда нефтяных месторождений и пластов в различных нефтедобывающих регионах показал, что в период консервации происходит восстановление пластового давления до первоначального. Возобновление эксплуатации объектов характеризуется гораздо меньшей обводнённостью добываемой продукции по сравнению с той, которая зафиксирована на момент консервации. В период консервации эксплуатационных объектов в стволах остановленных скважин наблюдается замещение столба воды на нефть.

Обобщение временных остановок добывающих скважин показало, что в скважинах расположенных в мини антиклинальных поднятиях или вблизи них зафиксировано снижение обводнённости добываемой продукции (10 + 84,2 %), что позволяет утверждать, что в промытых зонах пласта идет процесс регенерации залежи и аккумуляции нефти в купольных поднятиях коллектора.

5. Для повышения степени выработки запасов нефти обширных ВНЗ с контактными запасами, с начала разработки в добывающих скважинах должны быть перфорирована вся нефтенасыщенная толщина со вскрытием водонасыщенных пропластков. На за-

ключителыюй стадии разработки доиерфорация добывающих скважин позволит повысить степень выработки остаточных запасов нефти.

6. Для повышения точности построения структурных карт кровли и подошвы продуктивного коллектора с целью выделения микро-купольных структур, высота которых сопоставима со средней толщиной продуктивного пласта, предлагается использовать результаты специальных промысловых исследований, которые позволяют установить факт накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин и оценить скорость и характер накопления.

Структура кровли продуктивного коллектора контролирует фильтрационные потоки остаточной нефти, поэтому необходимо местоположение добывающих и нагнетательных скважин увязывать с ней.

В случаях, когда скважины расположены по нерегулярной сетке внутри контура нефтеносности и образуют локальные группы, добывающие скважины в этих группах должны находиться выше нагнетательных по гипсометрическим отметкам по структуре.

Для наклонно залегающего пласта при рядном расположении скважин нагнетательные ряды следует располагать вдоль наклона падения пласта, что позволит избежать образования искусственно создаваемых застойных зон вблизи поперечных разрезающих нагнетательных рядов. Для обобщённо круговых или овальных залежей нагнетательные ряды необходимо располагать по направлению лучей, выходящих из центра к нижним частям купола, а не по конгруэнтным окружностям купола. Процесс заводнения однородной нефтяной залежи следует организовывать таким образом, чтобы вытесняющий агент поступал в подошвенную часть для создания условия сохранения горизонтального положения ВНК в процессе его вертикального подъёма.

7. Для обеспечения безводной эксплуатации скважины на заключительной стадии разработки необходимо обеспечить баланс между притоком нефти на забой скважины и отбором. Таким образом, исключается как увеличение обводнённости, так и снижение темпа отбора нефти из пласта.

Для уменьшения неоправданной энергетической нагрузки на пласт следует сократить объём добываемой высокообводнённой продукции. Не рекомендуется останавливать скважины для сохранения системы разработки и наземной инфраструктуры. Одновременное снижение приёмистости нагнетательных скважин обеспечит текущую компенсацию на уровне 100 %. Для поддержания уровня добычи нефти необходимо увеличить потенциал в низкообводнённых скважинах.

8. Для снижения обводнённости (более 60 + 70%) в добывающих скважинах, в которых обводнение обусловлено неоднородностью разреза по проницаемости, предлагается изменить внутрискважинную компоновку путём оборудования насоса «хвостовиком», который осуществит отбор скважинной продукции ниже интервала перфорации в условиях заполнения затрубного пространства нефтью. В этих условиях обводнившиеся пропластки окажутся в контакте с нефтью, а нефтеносные будут контактировать с нефтяной средой, что исключит образование упорядоченно-структурированных слоев на границе «нефть-нефть» и улучшит условия фильтрации нефти. Одновременно, фильтрация воды из водоносных пропластков в нефтяную фазу будет затруднена, что приведет к снижению обводненности (на 50% и более).

9. Для выработки нефти из мини-антиклинальной структуры кровли продуктивного коллектора предлагается применение ФОЖ. В выбранной паре скважин, расположенных по разные стороны купола, устанавливают форсированный режим эксплуатации с целью создания в межскважинном пространстве градиент давления, превышающего существующий на заданную величину.

10. На заключительной стадии разработки с целью увеличения КИН при одновременном снижениии операционных затрат необходимо осуществление поэтапного перевода системы разработки на предлагаемый оптимальный энергетический режим. Для этого необходимо вскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной толщины пласта и очистка ПЗП. Для скважин, расположенных в ВНЗ, дополнительно необходимо перфорировать часть водонасыщенной толщины. Сократить объем попутно добываемой воды путём снижения дебита жидкости по фонду высокообводнённых скважин и увеличения потенциала скважин, обводненность которых ниже средней. При этом, необходимо сохранение компенсации отбора закачкой на уровне 100%, посредством снижения приемистости. Провести специальные промысловые исследования и определить скорости накопления нефти в стволах скважин. Перевод скважин на отбор, не превышающий притока остаточной нефти, что обеспечит безводный режим эксплуатации. Снизить обводнённость применением технологии «хвостовик» (для скважин, где обводнение обусловлено неоднородностью разреза по проницаемости). Изменить взаимное расположения нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от структуры кровли продуктивного пласта. Применить ФОЖ на участках пласта, характеризующиеся мини-антиклиналью кровли, но не вскрытой скважиной.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ Монография

1. Дьячук, H.A. Разработка заводненных нефтяных пластов на завершающих стадиях: монография / H.A. Дьячук, Ю.В. Зейгман. - Казань: изд-во «Плутон», серия «Механизмы и физика нефтеизвлечения», 2015. - 274 с: ил.

Публикации в рекомендуемых журналах из списка ВАК

2. Анализ эффективности эксплуатации совместных скважин по пласту БСю Ма-монтовского месторождения / А.И. Сержанов и др. //Нефтепромысловое дело. - 1995. -№11-12.-С. 5-10.

3. Дьячук, И.А. Особенности заключительной стадии разработки при применении жёстко-водонапорнрго режима / H.A. Дьячук, Д.Е. Кардаш, A.A. Маланченко // Нефтепромысловое дело. — 1998. - № 4-5. - С. 17-23.

4. Дьячук, И.А. Применение форсированного режима эксплуатации на заключительной стадии разработки / H.A. Дьячук, Д.Е. Кардаш, A.A. Маланченко // Нефтепромысловое дело. - 1998. - № 4-5. - С. 23 - 29.

5. Ильясов, Б.Г. Системный подход к построению модели организации процесса разработки и эксплуатации нефтяного месторождения / Б.Г. Ильясов, Е.С. Шаньгин, И.А. Дьячук // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 5. С. 16-22.

6. Дьячук, И.А. Анализ временной остановки эксплуатационных скважин на завершающей стадии разработки и приблизительная оценка скорости накопления остаточной нефти/И.А. Дьячук, Е.В.Князева, Н.С. Кугуков//Георесурсы.-2013 .-№ 4. С.72-78.

7. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIidk Белебеевского нефтяного месторождения) / Дьячук И.А. и др. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. - № 4. С. 81-89.

8. Дьячук И.А. К вопросу о формировании иных условий разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения на завершающей стадии / Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. №1. С. 93-140. URL: http://ogbus.ru/issues/ 12015/ogbus_l_2015_р93-140_DyachukIA_ru.pdf

9. Дьячук, И.А. К вопросу о необходимости повышения точности построения структурных карт для условий заключительной стадии разработки нефтяного месторождения / Дьячук И.А. // Нефтегазовое дело. - 2015, т. 13. - № 1. С. 63-75.

10. Дьячук, И.А. К вопросу о переформирования нефтяных месторождений и пластов / Дьячук И .А. // Георесурсы. - 2015. - № 1. С. 39-45.

11. Дьячук, И.А. Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин/Дьячук И.А.//Георесурсы.-2015.-№ 1.С.66-74.

Патенты на изобретения

12. Способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации: пат.2116436 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 49/18, 43/20 / Дьячук И.А.; заявитель и патентообладатель И.А. Дьячук. № 96117806; заявл. 06.09.96; опубл. 27.07.1998 г., Бюл. № 21. - 19с: ил.

13. Способ разработки нефтяного месторождения на заключительной стадии с помощью установления форсированного режима отбора жидкости: пат.2120543 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 43/18 / Дьячук И.А.; заявитель и патентообладатель И.А. Дьячук. - № 96122362; заявл. 21.11.96; опубл. 20.10.1998 г., Бюл. № 29. - 18с: ил.

14. Способ исследования структурного строения кровли продуктивного нефтяного пласта: пат.2123592 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 49/00 / Дьячук И.А.; заявитель и патен-

тообладатель И.А. Дьячук. - 96122225; заявл. 21.11.96; опубл. 20.10.1998 г., Бюл. № 35. -14с: ил.

15. Способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин: пат.2161246 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 43/00 / Баграмов К.А., Дьячук И.А., Луценко A.A., Репин Д.Н., Тян. Н.С., Хасанов М.М.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 99111569/03; заявл. 01.06.1999; опубл.

27.12.2000 г., Бюл. № 35. - 12с: ил.

16. Забойный генератор виброакустических колебаний и способ восстановления коллекгорских свойств ПЗ скважины с его применением: пат.2176726 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 43/25 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Пестрецов Н.В., Репин Д.Н., Репин H.H., Хасанов М.М., Янкин Б.Д.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 2000109185/03; заявл. 12.04.2000; опубл.

10.12.2001 г., Бюл. № 35. - Юс: ил.

17. Способ обработки призабойных зон нефтяных скважин: пат.2197609 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 43/25 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин H.H., Репин Д.Н., Рязанцев В.М., Шадымухаметов С.А., Шаньгин Е.С.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Интерсино Инвестментс Лимитед (SC). - № 2001106832/03; заявл. 12.03.2001; опубл. 27.01.2003г., Бюл. № 32. - 12с: ил.

18. Система и способ восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения: пат.2238400 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 43/25 / Баграмов К.А., Буторин О.О., Дьячук И.А., Ерилин С.А., Репин Д.Н.; заявитель и патентообладатель Буторин О.О., Репин Д.Н.-№ 2003103260/03; заявл.03.02.2003; опубл.20.10.2004., Бюл. № 33.-14с: ил.

19. Каротажный подъемник: пат.2179636 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 47/01 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин H.H., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 2001102219/03; заявл. 24.01.2001; опубл. 20.02.2002 г., Бюл. № 5. - 10с: ил.

20. Укладчик каротажного кабеля: пат.2179634 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 47/01 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин H.H., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS).- № 2001102217/03; заявл. 24.01.2001; опубл. 20.02.2002 г., Бюл. № 5.-8с: ил.

21. Устройство для спуска и подъема скважинных приборов: пат.2179635 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 47/01 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин H.H., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 2001102218/03; заявл. 24.01.2001; опубл. 20.02.2002 г., Бюл. № 5. - 9с: ил.

Другие публикации

22. Гафаров, Ш.А. Исследование тиксотропных свойств аномально-вязких нефтей при фильтрации в карбонатных пористых средах / Ш.А. Гафаров, И.А. Дьячук; УНИ -Уфа, 1993. -45с. - Библиогр.: с. 45. - Деп. ВИНИТИ 1993, № 1291-В93.

23. Дьячук, И.А. Влияние гравитационного поля на процесс эксплуатации нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии разработки / И.А. Дьячук // Тезисы XX школы - семинара по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа. — Уфа: Транстэк, 1997. С. 25 - 26.

24. Дьячук, И.А. О применимости форсированного режима эксплуатации скважин на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения с учётом характера залегания кровли продуктивного пласта / И.А. Дьячук // Тезисы XX школы - семинара по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки

нефти и газа. - Уфа: Транстэк, 1997. С. 21 - 23.

25. Дьячук, И.А. К проблеме повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на заключительной стадии разработки / И.А. Дьячук; Уфимский нефтяной институт - Уфа, 1997.-23 с. -Библиогр.: с. 23. - Деп. ВИНИТИ 1997, № 1993-В97.

26. Дьячук, И.А. Установление оптимальных параметров форсированного режима эксплуатации скважин на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения с учётом геологического строения залежи / ИА. Дьячук; Уфимский нефтяной институт -Уфа, 1997.-22 с. - Библиогр.: с. 22. - Деп. ВИНИТИ 1997, № 1992-В97.

27. Дьячук, И.А. Влияние статического давления на процесс фильтрации аномально-вязкой нефти / И.А. Дьячук; Уфимский нефтяной институт - Уфа, 1997. - 16 с. -Библиогр.: с. 16. - Деп. ВИНИТИ 1997, № 1991-В97.

28. Дьячук, И.А. Пути совершенствования форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки / И.А. Дьячук, ША Гафаров // материалы международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России». - Уфа, 1998. С. 139-140.

29. Луценко, A.A. Экологический мониторинг нефтяных месторождений / A.A. Луценко, А.Г. Сергеев, К.А. Баграмов, И.А. Дьячук, Д.Н. Репин // материалы Ш научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». -Ханты-Мансийск, 2000. - С. 382 - 388.

30. Луценко, A.A. Критерии применимости форсированного отбора жидкости / A.A. Луценко, А.Г. Сергеев, Дьячук, АЛ. Маланченко // материалы Ш научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». -Ханты-Мансийск, 2000. - С. 389 - 399.

31. Дьячук, И.А. Экологический мониторинг нефтяных месторождений / И.А. Дьячук, Д.Н. Репин, К.А. Баграмов // материалы научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». - Тюмень, ООО «СибНИИНП», 2000. - С. 63 - 66.

32. Дьячук, И.А. Способ снижения обводнённости продукции нефтяных добывающих скважин / И.А. Дьячук, Д.Н. Репин, К.А. Баграмов//материалы научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке».-Тюмень, ООО «СибНИИНП», 2000.-С. 69-75.

33. Терегулова, Г.Р. Перспективы использования приводов ШГН на основе биро-тативного двигателя в добыче нефти / Г.Р. Терегулова, ИА. Дьячук, Н.Ю. Коробейников, Е.С. Шаньгин // материалы второго международного симпозиума углеводородных дисперсных систем./науч.тр.Т.2.-Уфа, 2000,С.142-144.

34. Лаптев, А.Б. Использование нового метода определения количественного и качественного состава механических примесей в сточной воде нефтяных промыслов / А.Б. Лаптев, И.А. Дьячук, И.А. Емельянов, Д.Н. Репин // Мировое сообщество: проблемы и пути решения. - 2006. - № 19. - С. 50-55.

35. Дьячук, И.А. Адаптационные подходы к разработке нефтяных месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки в условиях искуственного заводнения / И А. Дьячук // материалы расширенного заседания ЦКР «Роснедра» по УВС РФ "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии". - М.: изд-во «НП НАЭН», 2007. - С. 224-247.

36. Дьячук, И.А. Стратегия разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения / ИА. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков, М.А. Ро-манчев, В.В. Сильянов, Д.Г. Черных / материалы международной научно-практической конференции «увеличение нефтеотдачи — приоритетное направление воспроизводства

запасов углеводородного сырья», посвященная 100-летию со дня рождения академика A.A. Трофимука. - Казань: изд-во «ФЭН», 2011. - С. 189 - 197.

37. Дьячук, И.А. Необходимость учёта влияния гравитационного градиента давления при разработке нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения /НА. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков, МА. Романчев, В.В. Сильянов, Д.Г. Черных // материалы 1-й Научно практической конференции посвящённой памяти H.H. Лисовского «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений». - М: изд-во «НИИЦ "Недра - XXI", 2011 г. с. 178-209.

38. Дьячук, H.A. Общие принципы разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения на заключительной стадии разработки / И.А. Дьячук // Нефть. Газ. Новации.-2012.-№ 6. - С.63-70.

39. Дьячук, И.А. Анализ временной остановки эксплуатационных скважин на завершающей стадии разработки / И.А. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков // материалы международной научно-практической конференции «проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». - Казань: изд-во «ФЭН», 2013.-С. 186-191.

40. Дьячук, И.А. Повышение степени выработки освоенных нефтяных месторождений на заключительной стадии разработки - наиболее значимая задача для отрасли / НА. Дьячук// Нефть. Газ. Новации. -2015. - № 4. - С.48-51.

Подписано в печать 10.08.2015. Бумага офсетная. Формат 60x841116. Гарнитура «Тайме». Усл. печ. л. 3,0. Тнраж 90. Заказ 102. Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес издательства: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1