Геофизический контроль за выработкой запасов нефти в скважинах специальной конструкции

Дворкин, Владимир Исаакович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геофизический контроль за выработкой запасов нефти в скважинах специальной конструкции
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геофизический контроль за выработкой запасов нефти в скважинах специальной конструкции"

На правах рукописи

1 ДВОРКИН ВЛАДИМИР ИСААКОВИЧ

! ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

ЗА ВЫРАБОТКОЙ ЗАПАСОВ НЕФТИ В СКВАЖИНАХ СПЕЦИАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ

25.00.10 — Геофизика, геофизические методы поисков горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа - 2003

Работа выполнена в ОАО Научно-производственная фирма

*Геофизика»

Официальные оппоненты: Валиуллин Рим Абдуллович,

д-р техн. наук, профессор;

Дембицкий Станислав Иосифович, д-р техн. наук, профессор;

Еникеева Фаузия Хасановна, д-р техн. наук, ст.науч.сотр.

Ведущая организация: Татарский научно-исследовательский и

проектный институт нефти

Защита состоится « 20 » июня 2003 г. в 14 ч. на заседании диссертационного совета Д 520.024.01 при дочернем обществе с ограниченной ответственностью «Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти» ОАО АНК «Башнефть» (ДООО «БашНИПИнефть») по адресу: 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа -77, улЛенина, 86

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ДООО «БашНИПИнефть»

Автореферат разослан « 12 » мая 2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д-р хим. наук

Хисаева Д.А.

8оо2

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Основные крупные месторождения нефти находятся на поздней стадии разработки. В условиях падающей добычи нефти, высокой обводненности продукции скважин и ухудшающейся структуры остаточных запасов особенное значение приобретают методы геофизического контроля разработки. Основной объем исследований в действующих скважинах проводится с целью контроля за их техническим состоянием и оценки эксплуатационных характеристик пласта методами потокометрии. Измерения по определению насыщенности коллекторов выполняются нерегулярно и в отдельных скважинах, их доля не превышает 2 % от измерений, выполняемых в действующем фонде скважин. Геофизические исследования по контролю за вытеснением нефти в пласте проводятся нецеленаправленно и в ограниченном объеме из-за недостатка эффективных технологий, позволяющих получить информацию о состоянии выработки запасов нефти по толщине пласта. С другой стороны, отсутствует системный подход как к проведению исследований, так и к обобщению накопленных для данной залежи геофизических и промысловых данных. Считается, что наиболее важная информация о выработке запасов нефти может быть получена по результатам геофизических исследований добывающих скважин, фонд которых слабо исследуется. Не придается должного значения данным исследований нагнетательных скважин. Необходимо разработать новый подход к решению проблемы контроля за разработкой, который позволил бы объединить имеющиеся разрозненные данные о состоянии выработки запасов нефти.

Наиболее точная информация о текущей нефтенасыщенности пластов в процессе их разработки может быть получена по данным измерений методом электромагнитного каротажа в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ). Исследования в скважинах с СПХ позволяют предложить новые методики определения насыщения пластов, ряд которых может быть использован и в скважинах обычной конструкции со стальной колонной. Актуальность задачи обусловлена необходимостью разработки новых технологий контроля за выработкой запасов нефти геофизическими методами.

Цель работы. Повышение эффективности мониторинга разработки нефтяных месторождений путем создания новых геофизических технологий контроля за вытеснением нефти в пласте для получения комплексной геологической информации о состоянии выработки запасов нефти.

Основные задачи исследований. 1. Изучение закономерностей распределения нефтенасыщенности в прискважинной зоне пластов в наблюдательных, нагнетательных и добывающих скважинах.

2. Исследование возможностей и ограничений методов определения насыщенности коллекторов в обсаженных скважинах.

3. Разработка методики оценки минерализации воды в прискважинной зоне пласта в обсаженной скважине.

4. Разработка технологий определения текущей и остаточной нефтенасыщенности пласта по данным индукционного

5. Разработка технологии оперативной оценки эффективности воздействия на пласт новыми методами увеличения нефтеотдачи (МУН).

6. Разработка технологии оценки нефтенасыщения пластов по результатам измерений методом интегрального гамма-каротажа (ГК) радиогеохимических аномалий в очаге нагнетания.

7. Разработка новой концепции получения комплексной геологической информации о состоянии выработки запасов нефти.

8. Разработка технологии определения нефтенасыщения коллекторов по данным измерений ИК в открытом стволе боковых отводов при вскрытии их на «пресной» и высокоминерализованной промывочных жидкостях.

9. Определение области применения разработанных методик и техноло- , гий в различных геолого-технологических условиях.

10. Исследование особенностей и характеристик процесса вытеснения нефти при заводнении коллекторов закачиваемой водой и применении новых

МУН. ^

11. Широкое опробование и внедрение результатов исследований на многопластовых объектах разработки.

Методики исследований. Для решения поставленных задач проводились теоретические и экспериментальные исследования в лабораторных и полевых условиях, математическое моделирование и физические эксперименты с целью получения точностных и информационных характеристик разработанных технологий. Выполнялись: исследования по определению электрических параметров кернов и композиций, применяемых для повышения нефтеотдачи; экспериментальные исследования на скважинах; комплексный анализ и обобщение геологических, промысловых и геофизических данных, результатов опробования и эксплуатации скважин.

Достоверность научных выводов и рекомендаций устанавливалась путем сопоставления полученных экспериментальных и теоретических данных с результатами лабораторных исследований кернового материала и опробования скважин.

Научная новизна

1. В результате анализа процессов в призабойной зоне кварцевого про- ' дуктивного коллектора в обсаженных скважинах установлены закономерности распределения нефтенасыщенности в прискважинной зоне пластов в наблюдательных, добывающих и нагнетательных скважинах.

2. Обоснована концепция получения комплексной геологической информации о состоянии выработки продуктивных коллекторов:

- показано, что по результатам ГИС в нагнетательных скважинах может быть получена важная информация об обводнении пластов; предложено выделять пропластки, слабоохваченные заводнением, по результатам мониторинга радиогеохимических аномалий в очаге нагнетания методом интегрального ГК;

- установлены возможности и ограничения методов ИК, ВДК, ИНК, С/О, ЯМК на поздней стадии разработки, впервые предложен и опробован метод па-керной индукционной резистивиметрии; предложена и обоснована методика определения минерализации воды в пласте.

3. Разработаны научные основы новых технологий: количественной оценки параметров выработки пластов в скважинах с СПХ; оценки нефтена-сыщения коллекторов в боковых отводах бурящихся скважин.

4. Установлены особенности изменения нефтенасыщенности пластов при вытеснении нефти закачиваемой водой и применении новых МУН, определены параметры выработки терригенных и карбонатных коллекторов.

Основные защищаемые положения

1. Особенности изменения нефтенасыщенности кварцевых коллекторов в процессе разработки залежей, установленные по результатам измерений в обсаженных скважинах.

2. Возможности и ограничения контроля за нефтенасыщением пластов в обсаженных скважинах на поздней стадии разработки методами: ПК, ВДК, ЯМК, ИНК, С/О, пакерной резистивиметрии, и интегрального ГК при образовании радиогеохимических аномалий в очаге нагнетания.

3. Концепция получения комплексной информации о состоянии выработки запасов нефти путем сопоставления геологических, промысловых и гидродинамических данных и результатов анализа ГИС, полученных в скважинах стандартной и специальной конструкций.

Основные защищаемые результаты

1. Технологии количественного определения нефтенасыщенности пластов в скважинах с СПХ, технология определения нефтенасыщения коллекторов в боковых отводах бурящихся скважин.

2. Технология оценки нефтенасыщения пластов путем мониторинга в очаге нагнетания радиогеохимических аномалий методом интегрального ГК.

3. Параметры выработки терригенных и карбонатных пластов при заводнении их закачиваемой водой и применении новых МУН.

ложений на «пресной» и высокоминерализованной промывочных жидкостях с удельным электросопротивлением (УЭС) до 0,025 Ом м. Технология оценки нефтенасыщения пластов по результатам мониторинга методом ГК радиогеохимических аномалий в нагнетательных скважинах, позволяет выделить толщины пластов, слабоохваченные заводнением. Предложенный комплексный подход к изучению состояния заводнения коллекторов позволяет определить местоположение в разрезе месторождения текущих запасов нефти, выполнить анализ выработки запасов нефти и выбрать мероприятия по совершенствованию применяемой системы разработки.

Реализация в промышленности. Разработанные технологии, способы исследований и интерпретации внедрены в производство на нефтяных месторождениях Татарстана, Башкортостана, Пермской области, Шенлинской нефтяной компании (КНР), ТПП «Когалымнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз».

Для обеспечения внедрения результатов исследований подготовлены и переданы производственным предприятиям следующие методические руководства: «Методическое руководство по определению нефтенасыщенности перфорированных пластов по данным индукционного каротажа в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками», 1990 г.; «Методическое руководство по проведению измерений и интерпретации результатов исследований в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками», 1994 г.; «Методическое руководство по определению выработки продуктивных коллекторов и оперативной оценке методов повышения нефтеотдачи в скважинах специальной конструкции», 1996 г.; «Технология определения удельного электрического сопротивления и характера насыщения коллекторов в боковых отводах скважин», 2000 г, «Методическое руководство по определению текущей нефтенасыщенности продуктивных коллекторов, обсаженных стеклопластиковыми трубами», 2000 г.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы опубликованы в монографии «Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами» - Уфа: ГУП «Уфимский полиграф-комбинат», 2001 г. и в 41 печатных работах.

пятидесятилетию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, г. Лениногорск, 1998 г.; Республиканской научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых», г. Октябрьский, 1999 г.; научно-технических советах объединений «Татнефть» и «Башнефть», ТПП «Когалымнефтегаз», ПДДН «Лукойл-Пермь», заседаниях Ученого совета АО НПФ «Геофизика».

Объем работы. Диссертация объемом 283 стр. состоит из введения, восьми глав, объединенных в три раздела, заключения. Содержит 41 таблицу, 84 рисунка, библиография включает 191 наименование.

В диссертации представлены результаты исследований, выполненные за период работы в ОАО НПФ «Геофизика» с 1984 г. по 2001 г. Работы выполнялись в соответствии с тематическими планами ОАО НПФ «Геофизика». Постановка данного направления исследований была осуществлена В.Г. Дворецким, и в своей работе автор опирался на полученные им результаты. Большое положительное влияние на структуру и формирование диссертационной работы оказали творческие контакты с Б.М. Орлинским, а также с А.Т. Панариным, P.A. Валиуллиным, Л.Н. Воронковым, И.Р. Ведерниковым, Л.Е. Кнеллером, А.П. Потаповым, А.Г. Кнышенко, В.М.Теленковым и др. При решении задач диссертационной работы автор опирался также на результаты исследований М.Х. Хуснуллина, Р.Т.Хаматдинова, М.А. Токарева, К.С. Баймухаметова, Е.В. Лозина, Э.М. Тимашева и других ведущих специалистов в области геологии, геофизики и разработки. Внедрение разработанных методик было бы невозможно без помощи и поддержки Р.Х. Муслимова, P.C. Хисамова, А.Т. Панари-на, P.P. Ибатуллина, И.Г. Юсупова, М.Я. Маврина, Ф.Ф. Халиуллина, И.Ф. Ша-кирова, Р.И. Юсупова, В.А. Баженова, P.C. Мухамадеева, Р.Ш. Хайретдинова, Р.Б. Хисамова, Н.И. Зевакина, К.Х. Гайнуллина, B.C. Асмоловского, Г.М. Лукина, А.Я. Кузнецова, K.P. Ахметова, Л.И. Каменских, А.Д. Савича, A.B. Шумилова и др.

Автор выражает благодарность этим ученым и производственникам, а также многим другим специалистам, с которыми он был рад сотрудничать при проведении научных исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Предметом геофизического контроля за выработкой запасов нефти являются преимущественно многопластовые объекты, находящиеся на поздней стадии разработки. Нефть из залежей вытесняется как минерализованной сточной, так и пресной закачиваемой водой, однако на основной части площади коллекторы обводняются минерализованной водой. На различных месторождениях минерализация воды в пласте меняется в широких пределах от 1520 г/л до 240-280 г/л. Сложное геологическое строение залежей обусловливает разные темпы выработки запасов по отдельным пластам коллекторов, объединенных в общий объект разработки. Отстает выработка запасов низкопроницаемых пластов и коллекторов, насыщенных вязкой нефтью, расположенных в

водонефтяной части залежи.

Для достижения максимальной нефтеотдачи бурение скважин продолжается в течение всего периода разработки. В девяностых годах из-за низкой рентабельности бурения на обводненных участках залежей существенно сократилось количество новых скважин обычной конструкции и растут объемы бурения боковых отводов из старого фонда скважин.

Основные трудности при осуществлении геофизического контроля за выработкой запасов связаны с разработкой многопластовых объектов одной сеткой эксплуатационных скважин и отсутствием исследований в процессе работы скважин, оборудованных глубинными насосами. В то же время изучение особенностей заводнения коллекторов невозможно только на основании геолого-промысловых данных. В решении этих сложных задач используются углерод-кислородный каротаж, нейтронные методы, контроль за радиогеохимической аномалией методом ГК, термометрия и другие методы ГИС, несущие информацию об обводнении коллекторов.

Для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) применяются гидродинамические и третичные методы увеличения нефтеотдачи. Гидродинамические методы дают основной объем дополнительно добытой нефти за счет применения МУН. Новые физико-химические методы повышения нефтеотдачи включают две группы методов. Первая направлена на доотмыв остаточной нефти, рассеянной в заводненном объеме пласта, и увеличение коэффициента вытеснения. Другая группа предназначена для увеличения охвата заводнением продуктивных пластов и включает методы, увеличивающие вязкость закачиваемой воды. Наиболее эффективны из них - полимерное заводнение, закачка эфиров целлюлозы, полимер-дисперсных систем. Эффективность применения МУН в пластовых условиях оценивается балансовым методом или путем сравнения технологических показателей разработки опытного и контрольного участков. Опробование и внедрение новых МУН происходит при явно недостаточном информационном обеспечении из-за отсутствия эффективных технологий количественного определения нефтенасыщенности пластов в процессе их разработки.

В скважинах, обсаженных стальной колонной не существует надежных технологий количественного определения нефтенасыщенности пластов не вскрытых перфорацией. В пластах, вскрытых перфорацией, задача не решается и на качественном уровне. Вследствие этого, исследования по контролю за вытеснением нефти выполняются нерегулярно и лишь в отдельных скважинах для решения частных задач. Отсутствует системный подход к проведению измерений и обобщению результатов исследований по оценке насыщения коллекторов в обсаженных скважинах. С целью разработки технологий количественного определения нефтенасыщенности пластов в обсаженных скважинах нами выбрано новое направление - исследование скважин со стеклопластиковыми хвостовиками методами высокочастотной электрометрии.

Для решения поставленной проблемы нами проводились экспериментальные исследования в скважинах специальной конструкции по следующим пяти основным направлениям:

- изучались особенности распределения нефтенасыщенности в призабой-ной зоне коллекторов в нагнетательных, добывающих и наблюдательных скважин;

- исследовались возможности и ограничения геофизических методов по определению нефтенасыщения пластов в обсаженных скважинах на поздней стадии разработки;

- разрабатывались новые технологии и методики определения текущей и остаточной нефтенасыщенности пластов;

- опробовался новый комплексный подход к контролю за выработкой запасов нефти, обеспечивающий систематизацию и обобщение геофизических, промысловых и гидродинамических данных, накопленных в процессе разработки месторождений;

- изучались особенности процесса вытеснения нефти из коллекторов при заводнении закачиваемой водой и применении новых МУН.

ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПО ОЦЕНКЕ НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ В ОБСАЖЕННЫХ

СКВАЖИНАХ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ КОНТРОЛЯ

Второй раздел содержит результаты экспериментальных исследований, на основе которых разработаны новые технологии определения нефтенасыщения пластов. Анализ данных исследований позволил установить особенности распределения нефтенасыщения пластов в обсаженных скважинах и сформулировать возможности и ограничения ряда геофизических методов. Для решения поставленной задачи в скважинах специальной конструкции были разработаны четыре технологии, из них три предназначены для скважин с СПХ (рис.1).

Рис.1 Технологии контроля за выработкой запасов нефти

Исследования, выполненные в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками, позволили отработать методики, работающие и в скважинах, обсаженных стальной колонной. К ним относятся методики применения пакерной резистивиметрии, определения минерализации воды в пласте и технология оценки насыщения пластов по данным контроля методом ГК радиогеохимических аномалий, возникающих в процессе закачки минерализованной воды в очаге нагнетания. На основании выполненных исследований предложен новый комплексный подход, позволяющий организовать системный контроль за выработкой запасов нефти.

Для снижения влияния недостаточной разрешающей способности метода ИК по толщине пласта, а также для сопоставления параметров выработки коллекторов по различным объектам наблюдения, нами предложено, кроме текущей нефтенасыщенности пластов, определять коэффициент заводнения пласта по толщине, который рассчитывается по формуле:

п ш

ТУ- _^_

2X.-h.-P

где Кнн ,КИ - средние начальные и текущие значения нефтенасыщенности пропластков, Ьц - толщины пропластков, |3 - коэффициент вытеснения, определяемый по данным исследований керна.

Коэффициент заводнения показывает, какая часть толщины пласта полностью промыта закачиваемой водой.

Изучение закономерностей распределения нефтенасыщенности в призабойной зоне коллекторов

Анализ экспериментальных данных, полученных на опытных участках, где имелась сеть скважин специальной конструкции, позволил сделать выводы о закономерностях распределения нефтенасыщения в призабойной зоне пластов в различных категориях скважин (табл.1). Данные об изменении нефтенасыщенности пластов приведены в абсолютных значениях.

Отмеченные особенности распределения нефтенасыщения должны учитываться при интерпретации геофизических методов, применяемых для определения насыщения коллекторов в обсаженных скважинах.

Процессы расформирования зоны проникновения (ЗП) фильтрата промывочной жидкости в призабойной зоне пластов, не вскрытых перфорацией, без учета влияния гидродинамических сил, изучались Л.И.Орловым, А.В.Ручки-ным, Н.М.Свихнушиным, Б.М.Орлинским, В.И.Азаматовым, А.Я. Фельдманом, В.А.Юдиным, Н.Н.Михайловым и др. Теоретические исследования расформирования ЗП, под воздействием гидродинамических сил, проведенные Мациевским Н.С., Кудрявцевым Г.В., показали, что, после вытеснения фильтрата нефтью за счет действия капиллярных сил, остаточная водонасы-щенность в радиусе 30-40 см от стенки скважины составляет 40-55 %.

Табл.1

Распределение нефтеводонасыщеиия в прнскважинной зоне

продуктивных кварцевых коллекторов_

Объект исследований Условия измерения, следствие процесса Особенности насыщения призабойной зоны

Пласт не вскрыт перфорацией, охвачен фильтрацией нефти Вследствие проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) при бурении 30-40 % порового объема на расстоянии 15-20 см от стенки скважины насыщено фильтратом ПЖ

Работающий, частично заводненный пласт Вследствие промывки пласта при радиальном притоке воды Снижение нефтенасыщенности в продуктивной части пласта на 7 - 23 %. Увеличение заводненной доли пласта и рост Кзав на 0,1-0,3

Пласт вскрыт перфорацией, не работает Вследствие капиллярной пропитки пласта Снижение нефтенасыщенности на 5 -7 %

После «глушения» минерализованной водой Для вязких нефтей снижение нефтенасыщенности на 8-10 %, для маловязких нефтей нефтенасыщенность близка к остаточной

Принимает закачиваемую воду После закачки больших объемов воды Остаются слабо промытыми слои с ухудшенными фильтрационными свойствами: для маловязких нефтей -0,72<КИВ шах<0,90; для вязких нефтей -0,64<Кзав тах^0,78

Нами проводилось изучение процессов расформирования ЗП индукционным каротажем, импульсным нейтронным методом (ИНМ) в скважинах двух категорий. В первую из них входили скважины, призабойная зона которых перед цементированием стальной колонны была насыщена боросодержащим фильтратом ПЖ. Во вторую - скважины, обсаженные СПХ, где в интервалах продуктивных коллекторов наблюдалась понижающая ЗП. Анализ результатов исследований нейтронными методами (НМ) по 27 скважинам Ромашкинского месторождения показывает, что в нефтеносных интервалах разрабатываемых коллекторов в течение многих лет после проникновения боросодержащего фильтрата отмечается наличие его в виде аналога связанной воды, а в интервалах заводненных коллекторов фильтрат вытесняется полностью. Нами установлено, что в продуктивной части коллектора около 30-40 % порового объема в радиусе исследования НМ остается насыщенным фильтратом промывочной жидкости. Подобные результаты получены по данным ИК в контрольных скважинах Вятской площади Арланского месторождения. Исследования, выполненные в продуктивных и водоносных коллекторах Урало-Поволжья, показали, что расформирование ЗП в радиусе исследования геофизических методов происходит преимущественно в результате фильтрации жидкости по пласту и роль капиллярных сил при этом невелика.

Рост значений УЭС в нефтенасыщенных полимиктовых коллекторах был отмечен в процессе мониторинга в контрольных скважинах с СПХ, пробуренных на месторождениях Сургутского свода. Судя по динамике изменений геоэлектрических характеристик, расформирование ЗП нефтяного пласта происходит за счет действия капиллярных сил. И через несколько лет после выхода

скважин из бурения не наблюдается полного расформирования ЗП и в ближайшей прискважинной зоне продуктивного пласта водонасыщение выше, чем за пределами зоны проникновения. В интервалах коллекторов с подвижной водой отмечается снижение УЭС по сравнению с замером, выполненным в открытом стволе, за счет практически полного замещения фильтрата минерализованной пластовой водой. Таким образом, как в кварцевых коллекторах с промежуточной смачиваемостью, так и в полимиктовых гидрофильных пластах в результате действия сил поверхностного натяжения в продуктивном коллекторе фильтрат вытесняется не полностью. Наличие радиальной неоднородности по нефте-насыщенности в призабойной зоне создает существенные ограничения для контроля за изменением нефтенасыщенности пластов по данным методов, имеющих малый радиус исследования, таких как ИНМ, С/О, акустический каротаж. !

Исследования влияния проникновения воды из ствола скважины на неф-тенасыщенность в призабойной зоне продуктивного коллектора, вскрытого перфорацией, проводились в терригенных отложениях Волго-Урапьского ре- \

гиона. Нами показано, что если не было принудительной задавки соленой воды в пласт, по результатам исследований ИК можно успешно определить текущую нефтенасыщенность продуктивных пластов, вскрытых перфорацией. При этом, за счет влияния капиллярной пропитки продуктивного пласта высокоминерализованной водой из ствола скважины значения нефтенасыщенности будут ниже на 5-7 %. В скважинах, где при проведении периодических исследований проводилась принудительная задавка в пласт воды плотностью 1,18-1,3 г/см3, степень вытеснения зависит от вязкости нефти. Для пластов с маловязкой нефтью нефтенасыщенность в призабойной зоне находится на уровне остаточной и по результатам измерений часто невозможно разделить нефтенасыщенные и заводненные коллекторы. В этих условиях для оценки насыщенности пласта нами предложен и опробован метод пакерной индукционной резистивиметрии и показано, что его применение позволит выделить слабые притоки нефти с дебитом до 0,1 т/сут и, таким образом, оценить насыщение работающих коллекторов. Наиболее благоприятные условия для определения текущей нефтенасыщенности пластов, вскрытых перфорацией, наблюдаются в скважинах, пробуренных на залежах вязкой нефти. После «глушения» пласта отмечается снижение текущей нефтенасыщенности в радиусе исследования ИК на 8-10 %. В прискважинной зоне пластов, работающих в добывающих скважинах, за счет многократной промывки призабойной зоны водой в условиях радиального притока жидкости, наблюдается снижение текущей нефтенасыщенности в продуктивной части коллектора на 7-23 % и увеличение заводненной доли пласта на 0,10,3, по сравнению с охватом заводнения коллектора за пределом влияния скважины.

Исследования, выполненные на участках, где имелась сеть скважин с СПХ, показали, что несмотря на огромные объемы воды, прошедшей через прискважинную зону коллекторов, принимающих закачиваемую воду в очаге нагнетания, часть пропластков остаются неохваченными заводнением. Экспериментальные данные свидетельствуют о том, что доля заводненной толщины пласта меняется в терригенных коллекторах от 0,64 до 0,9, в высокопористых

карбонатных коллекторах от 0,6 до 0,7. При этом низкими значениями коэффициента заводнения 0,64-0,77 характеризуются заглинизированные пласты с вязкой нефтью. Сопоставление результатов, полученных в наблюдательных и нагнетательных скважинах 5 опытных участков, показывает, что пласты и слои, слабоохваченные заводнением в нагнетательной скважине остаются неохваченными заводнением вблизи очагов нагнетания. Во всех случаях, когда после заводнения закачиваемой водой применялись третичные МУН (ПАА и ОЭЦ), отмечалось увеличение Кзав сначала в нагнетательных, а затем в наблюдательных скважинах (табл.3). По данным измерений в нагнетательной скважине можно судить об особенностях заводнения залежи и прогнозировать процесс выработки пластов.

Разработка технологий контроля за выработкой пластов в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками

В первой части главы проведен анализ факторов, влияющих на точность определения текущей нефтенасыщенности по данным ПК. Оценка относительной погрешности определения нефтенасыщенности проводилась по дисперсионной формуле, при этом все переменные в уравнении Арчи-Дахнова считались независимыми и случайными величинами:

(2)

где - относительные ошибки определения УЭС коллектора и

Р„ Р.

воды соответственно, - ошибка определения пористости. К.

Минимальная абсолютная погрешность определения нефтенасыщенности на уровне 1,2-1,5 % характерна для начальной нефтенасыщенности. Абсолютная погрешность определения остаточной нефтенасыщенности в интервале значений от 20 до 40 % равна 5-6 %, если относительная ошибка определения УЭС пласта и воды в коллекторе не превышает ± 5 %. При этом наибольшее влияние на ошибку определения нефтенасыщенности оказывает неопределенность значений пористости и структурного коэффициента т. Если относительная погрешность определения УЭС пласта и насыщающей его воды равна 15 %, то погрешность определения нефтенасыщенности становится соизмеримой с влиянием неопределенности значений пористости и коэффициентов п и т, и абсолютная погрешность определения нефтенасыщенности удваивается. При относительной ошибке определения сопротивления воды в пласте выше 30 % количественные определения насыщенности теряют смысл.

С целью повышения точности определения нефтенасыщенности в условиях переменной минерализации воды в пласте нами предложена методика оценки минерализации, основанная на комплексном анализе промысловых данных и результатов исследований методами потокометрии, резистивиметрии и радиометрии. Для решения поставленной задачи в условиях заводнения пластов пресной закачиваемой водой или водой неизвестной минерализации, а

8КВ=±-п

Ра

+ |т-|Ч +(от-1пКп)2+(0п-1пК,)2

также когда УЭС пластов более 50 Ом-м рассмотрены возможности и методов ядерно-магнитного и диэлектрического каротажа.

Нами предложено для оценки минерализации воды в пласте, в обсаженных скважинах применять комплексный подход, включающий совместное использование промысловой информации о текущей минерализации добываемой из залежи воды, результаты исследований методами резистивиметрии, потоко-метрии, радиометрии и определение минерализации воды в пласте проводить на основании установленных нами особенностей процесса вытеснения нефти. Показано, что в слабоглинистых коллекторах, насыщенных маловязкой нефтью, охват заводнением пласта близок к 0,9. С достаточной для практических расчетов точностью можно считать, что прискважинная зона заводненных коллекторов насыщена закачиваемой водой. В терригенных отложениях, насыщенных вязкой нефтью, охват заводнением существенно меньше единицы и призабойная зона насыщена смесью пластовой и закачиваемой воды. Нами предложено минерализацию воды в заводняющихся интервалах пластов с маловязкой нефтью определять по данным временных замеров ИНМ или по результатам анализа проб воды, отобранных из ближайших добывающих скважин. Проведенные полевые исследования позволили отработать методику подхода к определению минерализации воды в заводненном пласте с маловязкой нефтью (рис. 2).

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ВОДЫ В ПЛАСТЕ

в очаге нагнетания не вскрытом перфорацией вскрытом перфорацией

Выделение интервалов поглощения поИК,РГА, потокометрнн

Г . >

Определение

УЭС воды

по ИР

Г >

Опенка Оценка

Минерала- минерала*

но ИНК зацнн воды

по НГК-С

к- .л

Выделение заводненных интервалов по ИК, ИНК, ГК и ГК-С

1 г

Определение

УЭС воды но

ИР и ПЛОТНО-

СТН ВОДЫ

Рис.2 Схема определения минерализации воды при заводнении пласта, насыщенного маловязкой нефтью

В пластах, вскрытых перфорацией, в нагнетательных скважинах сначала необходимо выделить интервалы поступления закачиваемой воды. Затем для контроля за качеством замера индукционным резистивиметром (ИР) проводится сопоставление данных ИР и расчетных значений УЭС воды, определенных по результатам измерений плотности проб закачиваемой воды. Убедившись в надежности результатов измерений ИР, УЭС воды в заводненных интервалах принимается равным показаниям резистивиметра в этом интервале. В пласте, вскрытом перфорацией, в добывающей скважине основополагающими являются данные об обводненности продукции и плотности добываемой воды, поскольку перед проведением исследований ствол может быть заполнен водой по минерализации отличной от добываемой. Затем проводится сопоставление данных ИР и расчета УЭС воды по плотности проб. Если они совпадают с относительной точностью до 15 % , то УЭС воды определяется по данным ИР, если не совпадают, то по результатам анализа проб. По результатам мониторинга РГА в добывающей скважине выделяются интервалы поступления сточных вод. Важная информация о минерализации воды в интервалах притока может быть получена по данным термометрии, термоэлектрической индикации притока и резистивиметрии в процессе возбуждения скважины компрессором.

При выходе скважины из бурения на залежах, находящихся на поздней стадии разработки, оценить минерализацию воды, в интервалах заводненных коллекторов, можно по диаграмме ПС. Используя данные, рассчитанные по смещению линии глин, дальнейший контроль за минерализацией воды в пласте, не вскрытом перфорацией, предложено осуществить по данным радиометрии. Учитывая достаточно слабую чувствительность метода ИНМ к изменению остаточной нефтенасыщенности, оценивать минерализацию в интервалах заводненных коллекторов можно при изменении её от 45 до 270 г/л. По данным НГК-спектрометрии можно оценивать минерализацию воды в пласте в диапазоне от 10 до 100 г/л. Сопоставление радиогеохимической аномалии в приза-бойной зоне пластов, вскрытых перфорацией, в добывающих скважинах и данных мониторинга РГА в очаге нагнетания с результатами исследований пластов, не вскрытых перфорацией, позволяет выделить интервалы коллектора, промытого закачиваемой водой, и оценить минерализацию этой воды. Использование спектрометрического гамма-каротажа обеспечивает выделение слабых РГА в пластах, не вскрытых перфорацией.

Учитывая, что процесс вытеснения вязкой нефти закачиваемой водой является длительным, для оценки минерализации воды в пластах, не вскрытых перфорацией, предлагается следующий подход. На начальной стадии обводнения (Кзав < 0,2) минерализация воды принимается равной пластовой. При 0,2 < Кзаа < 0,6 УЭС воды в интервале заводнения залежи может быть принято равным среднему значению между значениями УЭС пластовой и закачиваемой воды. Для заводненных интервалов, в которых текущая нефтенасыщенность близка к остаточной УЭС воды может быть принято по данным анализа проб воды, отобранных из скважин с обводненностью продукции более 90 %.

В.Г.Дворецким было показано, что по данным волнового диэлектрического каротажа (ВДК) можно оценить охват заводнением пласта, не вскрытого

перфорацией, пресной или низкоминерализованной водой. Выполненные нами исследования показали, что наиболее благоприятными условиями для применения ВДК является заводнение терригенных пластов с маловязкой нефтью водой минерализацией 5-20 г/л. При этом УЭС коллекторов должно быть выше 10 Ом м, а сопротивление жидкости в стволе скважины - более 0,5 Омм. Нами показано, что ВДК можно успешно применять при заводнении терригенных коллекторов с вязкой и высоковязкой нефтью высокоминерализованной водой. При обводнении высокоомного коллектора по данным ВДК уверенно выделяются пропластки, по которым начинается вытеснение нефти. Наиболее ярко преимущества метода проявляются при контроле за нефтенасыщенностью вы-сокоомных карбонатных коллекторов со смешанным типом пористости. Поскольку обводнение таких коллекторов происходит по пропласткам малой » толщины, УЭС интервалов заводнения продолжает оставаться высоким. В подобных условиях ВДК является основным методом контроля за выработкой запасов карбонатных пластов. Если по данным ИК можно оценить характер на- ^ сыщения коллекторов с гранулярной пористостью 6 % и выше, то по данным ВДК можно определить нефтенасыщение коллектора, начиная с пористости 2%.

С целью изучения возможностей оценки нефтенасыщения пластов в обсаженных скважинах методом ЯМК нами совместно с В.Д. Чухвичевым были проведены исследования в скважинах, модельные и лабораторные работы с макетным образцом аппаратуры ЯМК диаметром 100 мм. Установлено, что глубина исследования прибором ЯМК-100 не превышает 7-8 см от стенки скважины, прибор обеспечивает регистрацию сигналов свободной прецессии в интервале пластов-коллекторов, но величина сигналов в два раза меньше, чем для прибора ЯМК-130. Поэтому количественное определение эффективной пористости возможно для пластов с эффективной пористостью выше 11%. Экспериментальные исследования проводились в контрольных скважинах. Для подавления сигнала от жидкости в стволе скважины в интервале СПХ ствол за- , поднялся слабым водным раствором парамагнетика МпС12 с концентрацией от 300 до 500 мг/л. Временные замеры ЯМК выполнялись одновременно с измерениями ИК и ИНМ. Осуществлялись непрерывная запись сигнала свободной , прецессии и измерения времени продольной релаксации (Т]) по точкам при временах поляризации от 0,4 до 9 сек. Результаты исследований методами ЯМК и ИК показали, что ни по величине сигнала свободной прецессии, ни по значениям времени Т1 не удается разделить пласты по их водонефтенасыще-нию. Следовательно, в радиусе 7-8 см от стенки обсадной колонны коллектор, как заводненный, так и нефтенасыщенный, имеют характеристику заводненного. Для дифференциации коллекторов на нефтеносные и заводненные требуется существенно увеличить радиус исследования методом ЯМК.

Установленные в результате проведенных исследований возможности и ограничения методов ИК, ВДК и ЯМК для оценки нефтенасыщения пластов приведены в табл. 2. Погрешности определения нефтенасыщения по данным ИК оценивались с учетом особенностей распределения нефтенасыщенности в призабойной зоне коллекторов.

Табл.2

Возможности в ограничения геофизических методов по оценке нефтенасыщения пластов в скважинах с СПХ

Метод Объект исследований Условия измерений Возможности и ограничения

ИК Нагнетательная скважина, кварцевый коллектор После закачки воды с минерализацией Св>50 г/л В пластах с К„>12% и Н„л>1 м остаточная нефтенасыщенность определяется с абсолютной точностью 5-6 %, при любой Св в коллекторе

Добывающая скважина, кварцевый, карбонатный коллекторы В остановленной скважине, С„ известно. Капиллярная пропитка водой В пластах с К„£18% и Н„л>2 м текущая нефтенасыщенность определяется с погрешностью 11-16%

После «глушения» минерализованной водой В пластах с вязкой нефтью погрешность определения текущей нефтенасыщенности равна 15-21 %, для маловязких нефтей нефтенасыщенность близка к остаточной

Наблюдательная скважина, кварцевый, карбонатный и полимиктовый коллекторы Минерализация известна, С„>5 г/л В пластах с К„>18% и Нш>2м нефтенасыщенность определяется с погрешностью 5-6 %

Св неизвестно Определяется характер насыщения пласта, если Н11Л>1 м, 6%<К„<12%

вдк Наблюдательная скважина, кварцевый, полимиктовый коллекторы УЭС жидкости в стволе скважины ¿0,5 Ом м Насыщенность определяется на качественном уровне, для пластов с УЭС>10 Ом-м и при С,=5-20 г/л

Карбонатный коллектор Насыщенность определяется для пластов К„>2%, С »>200 г/л

ЯМК Наблюдательная скважина, кварцевый коллектор с маловязкой нефтью Ствол скважины заполнен раствором парамагнетика Насыщенность не определяется, оценивается ИСФ и К„ эфф

При заводнении пластов низкоминерализованной водой или водой, минерализация которой неизвестна, количественная оценка нефтенасыщенности становится малодостоверной. В этих условиях наиболее высокой точностью определения остаточной нефтенасыщенности обладает технология, основанная на реализации схемы «каротаж-нагнетание-каротаж». Нами выполнялись экспериментальные исследования по разработке технологии проведения измерений, оценки влияния минерализации, величины объемов и температуры закачиваемой воды на УЭС пласта. Исследования показали, что темп и полнота вытеснения флюида, а, следовательно, и объёмы закачки зависят не только от толщины коллектора и соотношения проницаемостей различных его интервалов, а также от гидродинамической ситуации на участке расположения скважины. Наиболее надежным способом определения полноты вытеснения пластово-

го флюида закачиваемой водой является проведение закачки до достижения стабилизации показаний ИК. Комплекс промыслово-геофизических методов при определении остаточной нефтенасыщенности путем закачки воды постоянной минерализации в перфорированные пласты включает два основных метода - индукционный каротаж и индукционную резистивиметрию, и два дополнительных метода - термометрию и механическую расходометрию. Для насыщения прискважинной зоны наряду с пластовой может быть использована и сточная вода, УЭС которой не более чем в три раза превышает удельное сопротивление пластовой воды. Исследования по технологии «каротаж-закачка-каротаж» позволяют: определить остаточную нефтенасыщенность в заводненном коллекторе, соотношение подвижной и остаточной нефти в продуктивном пласте, предельные значения коэффициента охвата заводнением коллектора по толщине. (

Результаты многократных определений остаточной нефтенасыщенности I

по схеме «каротаж-закачка-каротаж» показали, что воспроизводимость значе- ^

ний остаточной нефтенасыщенности находится на уровне 1-2 %, поэтому эта технология была принята за основу для оперативной оценки эффективности воздействия МУН. Для изучения возможности использования зависимости вида Р„ = 1ХКВ) при расчете остаточной нефтенасыщенности после обработки пласта МУН исследовалось влияние добавок химреагентов на УЭС кернов. Сравнение результатов исследований электрическим и ядерно-магнитным методами показали, что, после обработки кернов 10 % водной дисперсии ПАВ и сорбировании на скелете породы 10-14 % углеводородов из поверхностно-активного вещества, смачиваемость скелета породы не изменилась. Следовательно, при определении остаточной нефтенасыщенности после закачки МУН можно пользоваться формулами Арчи-Дахнова, параметры которых установлены на стадии подсчета запасов нефти. Нами разработана и опробована технология оперативной оценки эффективности воздействия МУН, которая включает четыре технологических цикла воздействия на призабойную зону пласта и геофизических исследований. Первый цикл включает закачку воды постоянной минерализации в объеме 7-10 м3 на погонный метр толщины коллектора для определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности Кно1. На втором цикле, по результатам геофизических исследований, оценивается охват пласта воздействием при обработке реагентом. В процессе третьего цикла определяется значение остаточной нефтенасыщенности сразу после закачки реагента (Кно2). Четвертый цикл исследований для определения Кноз проводится после закачки нескольких тысяч кубометров сточной воды в скважину или после длительного (в течение 4-6 месяцев) простоя скважины. Если после обработки призабойной зоны средняя остаточная нефтенасыщенность снижается более чем на 3-4 %, то реагент может быть рекомендован для дальнейших испытаний.

Для выделения интервалов слабоохваченных заводнением нами предложено использовать результаты мониторинга радиогеохимических аномалий (РГА), возникающих в процессе закачки минерализованной воды в коллектор. В скв.№20403 выполнено 11 циклов исследований методом ГК (рис.3).

Рис.3 Влияние объемов закачки воды в ckbJ04Q3 на величину р&дио|«о химическом аномалии

В начальный период закачки (при объемах закачки до 100 тыс.м3) рост относительной аномалии ГК в пласте «в», в инт. 1, 2 связан с объемом закачиваемой воды. В пределах участка нижняя часть пласта «в» (соответствует инт.2) характеризуется как преимущественно заводненная. По данным исследований 4 наблюдательных скважин от 1,6 до 2,2 м в верхней части пласта (соответствует инт.1) остаются нефтенасыщенными. Далее в верхней части пласта «в» аномалия стабилизировалась, а в нижней части продолжала расти. После закачки ОЭЦ отмечается резкий рост относительной аномалии ГК. По результатам исследований наблюдательных скважин величина Кзав в пласте «в» на участке увеличилась с 0,69 до 0,8. В табл.3 проведено сопоставление значений К^ по наблюдательным скважинам с величинами, которые определялись по данным мониторинга за РГА в нагнетательных скважинах Hn^/H^ . Сопоставление значений Нпром/Нпл с величинами К^ в наблюдательных скважинах показывает, что эти величины достаточно хорошо согласуются (табл.3). Анализ результатов периодических замеров ГК в 50 нагнетательных скважинах Миннибаевской площади со стальной колонной показал, что в интервалах поступления сточной и пластовой воды величина радиогеохимической аномалии растет с увеличением объемов воды, закачиваемых в скважину. Это свидетельствует о накоплении радиобарита в призабойной зоне коллектора и об имеющейся динамической пористости в месте его скопления, что присуще пористому пространству пласта, т. к. открытая пористость в цементе отсутствует.

Табл. 3

Сопоставление данных об охвате пластов заводнением и результатов мониторинга радиогеохимических аномалий

Характеристики пластов

В нагнетательных скважинах На опытных участках

Индекс пласта Площадь, № скв. Ни, м Вытесняют, агент НпроМ^Нпл, дол.ед. ^зав-» дол.ед. Нпл» М Кол-во контр, скважин, шт. Кзав», дол.ед.

«в» 5,2 Вода 0,63 0,90 5,35 4 0,69

Миннибаев- ОЭЦ 0,82 1,00 0,80

«Г2+Э» ская 20403 6,0 Вода 0,67 0,44 5,18 4 0,80

ОЭЦ 1,00 0,64 0,88

«Г|» Зеленогорская 4,6 Вода 0,35 0,73 2,70 3 0,41

«г2+з» 3711д 3,2 Вода 0,53 0,80 2,90 3 0,58

Залежь №8 17441а Вода 0,46 0,64 0,37

С1вв13+С1ввп 8,4 ПАА 0,55 0,85 7,60 1 0,47

ОЭЦ 0,70 0,98 0,59

С-У Наратовская 320 4,4 Вода 0,68 0,77 3,40 1 0,64

С1ВВ[3 Залежь №5 4,8 Вода 0,43 0,70 4,40 1 0,36

26896а ОЭЦ 0,58 0,80 0,53

Примечание: Нпром - толщина пласта, промытого закачиваемой водой, Н пл—толщина пласта

В результате выполненных исследований нами разработана технология оценки насыщения пластов по результатам мониторинга РГА в очаге нагнетания методом интегрального ГК (рис.4). Технология включает проведение вре-

Рис. 4 Оценка насыщения пластов по результатам мониторинга радиогеохимической аномалии

менных замеров ГК, термометрии, расходометрии и сопоставление данных ГИС с объемами закачки. При обработке результатов исследований вычисляются аномалии ГК-А1 относительно замера в открытом стволе. При этом исключаются «ложные» аномалии, не связанные с закачкой радиоактивных вод в пласты. Проводится анализ как меняется относительная аномалия от объема закачки воды в скважину. Если удельный объем закачки превышает 10 тыс. м3 воды на погонный метр толщины пласта, то в интервалах промываемых закачиваемой водой наблюдается медленный, постепенный рост ДГ. В этом случае можно определить толщины пластов, промытые водой Нпром/Нпл и выделить слои слабо промытые водой. В начальный период закачки в принимающих интервалах наблюдается рост Д1 пропорционально объемам закачки и кроме величины Нпром/Нзав можно оценить приемистость пластов. Сопоставляя результаты исследований по нагнетательным скважинам с данными геофизических измерений или динамикой изменения обводненности продукции в добывающих скважинах, можно судить о закономерностях выработки пластов по площади и разрезу залежи.

Нами разработана технология контроля за выработкой запасов нефти путем проведения периодических исследований в скважинах, обсаженных стек-лопластиковыми хвостовиками. Схема реализации технологии мониторинга насыщения продуктивных коллекторов приведена на рис. 5.

Рис.5 Контроль за нефтенасыщением пластов во времени

Основным методом контроля за выработкой терригенных пластов является двойной ИК. Диэлектрический каротаж проводится при обсадке СПХ карбонатных коллекторов с УЭС более 20 Ом м или при обводнении терригенных пластов водой с минерализацией менее 20 г/л. Анализ результатов исследований высокоомных карбонатных коллекторов показывает, что периодические замеры БК обеспечивают контроль за выработкой запасов низкопористых пластов с УЭС более 100 Ом м в интервале пластов, вскрытых перфорацией. Опробование и внедрение технологии осуществлялось на нефтяных месторождениях основных нефтедобывающих регионов России. На месторождениях Татарстана исследовано около трехсот специальных скважин для контроля за выработкой запасов нефти терригенных отложений девона и нижнего карбона, а также карбонатных отложений турнейского и башкирского возраста. На месторождениях Башкортостана имеется 112 объектов контроля, в Западной Сибири было исследовано около 50 скважин. В конце девяностых годов осуществлено внедрение методики с целью контроля выработки карбонатных залежей Пермской области (10 скважин). В 1996-1997 г.г. сооружено 7 специальных объектов контроля на участках опробования новых МУН на месторождении Шенли в Китайской Народной Республике. Достаточно большой фонд скважин специальной конструкции позволил провести широкое опытно-промышленное опробование технологии в различных нефтяных регионах страны и оценить ее возможности и ограничения, а также определить область применения технологии и сформулировать круг решаемых геологических задач.

Основным назначением технологии является изучение особенностей процесса заводнения при применении для вытеснения нефти закачиваемой воды и новых МУН. Важным преимуществом технологии является возможность количественного определения изменения текущей нефтенасыщенности коллекторов в процессе разработки залежей. Объемы исследований и периодичность измерений в скважинах с СПХ зависят от типа коллектора, свойств насыщающей его нефти, стадии разработки и назначения скважины. Количество скважин с СПХ, необходимых для обеспечения контроля, зависит от сложности геологического строения залежи, применяемой системы разработки и поставленной геологической задачи. При изучении основных закономерностей и особенностей вытеснения нефти необходимый фонд наблюдательных скважин колеблется от 1 до 4 %. Для решения задачи контроля за количественным изменением нефтенасыщенности пластов во времени и построения карт текущей нефтенасыщенности необходимо, чтобы практически весь фонд скважин был обсажен стеклопластиковыми трубами. Наиболее полная геологическая информация может быть получена на опытных участках, где имеется группа (от 2 до 7) скважин со стеклопластиковыми хвостовиками. В этом случае также достаточно просто провести сопоставление результатов периодических исследований с геологическими и промысловыми данными.

Изучение возможностей геофизических методов по контролю за неф-тенасыщением пластов в скважинах, обсаженных стальной колонной

Мониторинг скважин со стеклопласгиковой колонной методом ИК вме-

сте с изучением процесса вытеснения нефти закачиваемой водой позволяет оценить возможности различных геофизических методов по оценке нефтена-сыщения коллекторов в скважинах, обсаженных стальной колонной. Для этого в программу исследований по скважинам, наряду с методом ИК, включаются другие геофизические методы. При этом изменение насыщенности продуктивных коллекторов контролируется по данным ИК. Такой подход позволяет существенно сократить затраты и время на проведение экспериментальных исследований и путем проведения мониторинга на 3-4 скважинах оценить реальные возможности разных методов.

Нами проведены исследования по определению возможностей и ограничений методов ИНМ, С/О, пакерной резистивиметрии и интегрального ГК при контроле за радиогеохимическими аномалиями (табл. 4).

Табл. 4

Возможности н ограничения геофизических методов по контролю за насыщением пластов на поздней стадии разработки в скважинах со стальной колонной

Метод Объект исследований Условия измерений Возможности и ограничения

ИНК Наблюдательная скважина, кварцевый коллектор, маловязкие нефти Пласт не вскрыт перфорацией Выделяются заводненные толщины, при С,>100 г/л

Вязкие и высоковязкие нефти Оценивается толщина пластов, охваченная заводнением. Нельзя судить о характере процесса заводнения

С/О Наблюдательная скважина, кварцевый, полимиктовый коллекторы Пласт не вскрыт перфорацией При С,>5 г/л выделяются заводненные интервалы. Абсолютная погрешность определения нефтенасыщенности достигает +1525 %. Возможно разделение коллекторов на 3-4 градации по их нефтенасыщению

Пакерная резнстивнмет-рия Добывающая скважина В процессе работы пласта Выделяются слабые притоки нефти с дебитом до 0,1 т/суг

Интегральный ГК при РГА Нагнетательная скважина Пласт принимает закачиваемую воду По динамике изменения радиогеохимической аномалии оценивается охват пластов заводнением

Исследования, выполненные в наблюдательных скважинах Миннибаев-ской площади показали, что по данным ИНМ до начала закачки в очаговые нагнетательные скважины четко выделяется ВНК в заводненных пластах (плотность закачиваемой воды 1,04-1,05 г/см3). После начала закачки в нефтяной надконтактной части пласта «в» по данным ИК отмечается начальная стадия обводнения за счет продвижения воды по узким высокопроницаемым пропла-сткам и снижение значений нефтенасыщенности с 87 до 73-74 %. По данным ИНМ значения времени жизни тепловых нейтронов в нефтяной и заводненной

части пласта практически совпадают. Отсутствие дифференциации по измеряемому параметру между нефтяными и обводненными интервалами объясняется влиянием на показания ИНМ зоны проникновения пресного фильтрата промывочной жидкости, проникшего в пласт при проходке ствола скважины. Минерализованная закачиваемая вода, пройдя по узким каналам от нагнетательной скважины до призабойной зоны контрольной скважины, вытесняет пресный фильтрат вблизи стенки скважины, что и отмечается по результатам |

исследований ИНМ. Полученные данные показывают, что на поздней стадии разработки для надежного выделения заводненных интервалов в пластах, насыщенных маловязкой нефтью, минерализация закачиваемой воды должна быть выше 100 г/л. В коллекторах, насыщенных вязкой и высоковязкой неф- 1

тью, когда обводнение пласта идет по пропласткам небольшой толщины, нельзя судить о характере вытеснения нефти по данным ИНМ. По результатам ИК в таких пластах наблюдается медленное, постепенное снижение нефтенасыщен-ности. По данным исследований ИНМ наблюдается практически поршневое :

вытеснение. Эти различия связаны с разной глубинностью методов. Если дан- |

ные ИК характеризуют процесс вытеснения нефти в пласте закачиваемой водой, то из-за малой глубинности показания ИНМ в значительной мере определяются процессом вытеснения в прискважинной зоне коллектора фильтрата промывочной жидкости закачиваемой водой. !

Проведенный нами анализ результатов временных измерений С/О- '

каротажем в контрольных скважинах с СПХ показывает, что зарубежная аппаратура позволяет надежно разделить коллекторы по их насыщению, выделять 3-4 градации коллекторов по их добывным возможностям. Абсолютная точность определения нефтенасыщенности достаточно низкая и составляет + 1525 %. Позднее аналогичные данные по оценке точности определения нефтенасыщенности методом С/О (+0,2 абсолютной величины) получены В.М.Телен-ковым на основании обобщения результатов исследований 200 скважин Нижневартовского района. Анализ данных измерений ИК, ИНМ и отечественной > аппаратурой С/О-каротажа показывает, что дифференциация коллекторов по насыщению аппаратурой С/О-каротажа имеется по отношению 81/Са, т.е. обусловлена различным содержанием хлора в призабойной зоне нефтеносного и I водоносного коллекторов.

Установленные особенности применения геофизических методов позволили нам обосновать новый подход к получению комплексной информации о состоянии разработки. При этом определена роль скважин со стеклопластико-вой колонной в системе получения информации. Предложенная концепция получения комплесной геологической информации базируется на анализе геологических, промысловых данных и результатах исследований в скважинах обычной и специальной конструкции (рис.6).

В прямоугольных блоках указаны источники информации, в овальных и круглых блоках геологические задачи, решаемые по результатам исследований, соответственно, в скважинах обычной и специальной конструкции (СПХ). В шестиугольных блоках выделены задачи, которые решаются по результатам комплексного анализа геолого-промысловых и геофизических данных. Соглас-

Рис. б Схема получения информации о выработке пластов

но предлагаемой методике изучение характера вытеснения нефти закачиваемой водой и количественные определения текущей и остаточной нефтенасыщенно-сти пластов в процессе их разработки проводятся по результатам измерений ИК в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками. В них также осуществляется изучение возможностей геофизических методов по оценке нефтенасы-щения коллекторов в обсаженных скважинах. Заводненные толщины коллекторов определяются по данным исследований ИНМ после корреляции этих данных с результатами мониторинга РГА гамма-методом в нагнетательных скважинах, если плотность закачиваемой воды выше 1,07 г/см3, а если - 1,01-1,07 г/см3, то для этой цели может быть использован С/О каротаж. При отсутствии данных ИНМ и С/О каротажа оценка толщин промытых интервалов проводится по результатам корреляции мониторинга РГА методом ГК в нагнетательных и добывающих скважинах. Площадь пластов, охваченная заводнением, оценивается по результатам исследований методами потокометрии добывающих скважин, а также по обводненности продукции добывающих скважин.

Разработка технологии определения нефтенасыщения коллекторов в боковых отводах бурящихся скважин

В последние годы на завершающей стадии разработки залежей проводит-

ся бурение боковых отводов из стволов старого фонда обсаженных скважин. Исследования в них часто выполняются через буровой инструмент с проходным диаметром 50 мм. Нами разработана технология определения нефтенасы-щения пластов, основанная на проведении исследований малогабаритной аппаратурой ИК-42К. Аппаратура содержит два индукционных зонда с базой 0,5 и 1,0 м, датчик индукционного резистивиметра и канал ПС. По измерениям ИК-42К при вскрытии коллекторов на «пресных» растворах удается с приемлемой точностью определить УЭС пластов при значениях до 10-12. При вскрытии на «соленых» растворах с УЭС менее 0,1 Ом м и понижающем проникновении глубинность исследования зондами ИК-42К уменьшается на 30 %. В скважинах, бурящихся на высокоминерализованных растворах, точность определения УЭС по данным ИК снижается. Для повышения точности определения УЭС пластов предложено учитывать влияние скважины, вводя поправку в данные измерений прибором ИК. При этом геометрический фактор скважины для каждого прибора должен определяется экспериментальным путем при проведении измерений в стеклопластиковых трубах различного диаметра, заполненных «соленым» раствором.

Обработка результатов измерений аппаратурой ИК-42К проводится в два этапа. На первом этапе проводится оценка качества измерений, фильтрация кривых, устраняются аппаратурные и методические помехи.. На основном этапе определяются электрические параметры пласта и зоны проникновения, с использованием известной программы ЕЬЕБТЯ (Кнеллер Л.Е., Потапов Л.П.), включенной в систему ПРАЙМ Ремеевым И.С., в непрерывно-попластовом варианте. Алгоритм программы ЕЬЕБТК основан на подборе такой модели геологической среды (сопротивление пласта, параметры зоны проникновения) с заданными границами коллекторов, для которой решение прямой задачи ИК совпадает с измеренными в скважине кривыми проводимости малым и большим зондами аппаратуры ИК-42К. Методом итераций минимизируется функция отличия исходных кривых ИК от теоретических, т.е. рассчитанных по результата решения прямых задач ИК, с учетом погрешностей измерения ИК:

(3)

где Стизм- измеренное значение ИК; ау -рассчитанное значение; е-относительная погрешность измерения; 5- абсолютная погрешность измерения.

При этом теоретические значения <7,т для пачки пластов в плоскослоистом разрезе определяется по формуле Кауфмана:

о.т(2)=(о,п-оп)СзП(0)+о°(г), (4)

где озп - УЭП зоны проникновения, стп - УЭП пласта, СЗП(В) - геометрический фактор зоны проникновения, а°(г) - кажущаяся УЭП в плоско-слоистом разрезе.

Начальными значениями для расчета прямой задачи ИК являются: для удельной электрической проводимости пласта - экстремальные отсчеты в пластах по большому зонду, для удельной электрической проводимости ЗП - экс-

тремальные отсчеты в пластах по малому зонду, для диаметра ЗП - заданные значения Б в метрах. Меняя начальные значения в ту или другую сторону, находится минимум указанной функции. За искомые электрические параметры среды принимаются такие значения оп и озп, при которых достигнут этот минимум.

Результаты исследований показывают, что при вскрытии карбонатных и терригенных отложений с УЭС до 50 Ом-м на «пресных» растворах точность определения сопротивления пласта по двум зондам ИК выше, чем по комплексу ИК, БК. Анализ результатов исследований и обработки данных ИК-42К в боковых отводах 30 скважин, пробуренных на месторождениях Сургутского свода на растворах с сопротивлением от 0,05 до 0,025 Ом-м, показывает, что диаметр зоны проникновения в коллекторах пачки АС и БС не превышает 0,8-■ 1,0 м, УЭС зоны проникновения в интервалах продуктивных коллекторов ме-

няется от 1 до 2 Ом-м. При бурении на «соленых» растворах относительная ошибка определения УЭС коллекторов до 20 Ом-м не превышает 15 %, а при 20<р„< 40 Ом-м - колеблется от 15 до 30 %. Для определения характера насыщения терригенных коллекторов пластов этой точности достаточно. Применяемый комплекс обеспечивает разделение продуктивных и водоносных коллекторов при вскрытии их на растворах с УЭС менее 0,1 Ом-м, если диаметр зоны проникновения не превышает 1,4-1,6 м.

ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССОВ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДОЙ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

В третьем разделе рассмотрены результаты применения разработанной технологии для изучения механизма и особенностей заводнения продуктивных коллекторов закачиваемой водой и различными МУН. Изучались характери-* стики и физические процессы заводнения терригенных и карбонатных пластов,

насыщенных нефтью различной вязкости. Ценность полученной информации о состоянии заводнения коллекторов заключается в том, что она на количествен-V ном уровне отражает комплексное влияние особенностей геологического

строения, применяемых систем разработки и методов увеличения нефтеотдачи на выработку запасов. В табл.5 приведены параметры заводнения пластов различных объектов разработки Ромашкинского, Арланского и Ново-Суксинского месторождений. Данные получены в результате многолетних наблюдений, выполненных в 37 скважинах с СПХ. Экспериментальные исследования позволили также установить ряд особенностей изменения нефтенасыщенности пластов в процессе их разработки (табл.6).

Изучение процесса вытеснения нефти закачиваемой водой

Мониторинг заводнения пластов с маловязкой нефтью осуществлялся на опытных участках Миннибаевской и Зеленогорской площадей Ромашкинского месторождения. Слабоглинистые коллекторы «б3», «в», «г2+з» на опытном участке центральной Миннибаевской площади характеризуются средневзвешен-' ной толщиной от 2,7 до 5,5 м, пористостью 18-23 %, проницаемостью 1 мкм2,

начальной нефтенасыщенностью 75-87 %. К моменту начала исследований средний коэффициент заводнения на участке равен 0,48. В нагнетательной скважине перфорацией вскрыта обсадная колонна в интервалах пластов «в» и «г2+з»- В период с января 1992 г. по июнь1995 г. в скв. №20403 закачано около 225000 м3 сточной воды. Измерения показали, что часть интервалов в приза-бойной зоне нагнетательной скважины остаются неохваченными заводнением. В заводненных интервалах остаточная нефтенасыщенность колеблется от 30 до 38 %.

Табл. 5

Параметры выработки различных объектов разработки при заводнении их

закачиваемой водой н реагентами для повышения нефтеотдачи

Категория скважин Горизонт, индекс пласта Кол-во скважин Вытесняющий агент Нефтенасыщенность, % Кзав дол.ед.

начальная текущая

Ромашкинское месторождение шиМиннибаевская

Нагнетательные Д 1> "в" 1 Вода 87,0 29,0 0,90

ОЭЦ 23,0 1,00

Контрольные 4 Вода 87,0 44,0 0,68

ОЭЦ 37,6 0,78

плЗеленогорская

Нагнетательные Д1,"гм" 1 Вода 85,0 37,0 0,80

Добывающие 4 Вода 85,0 40,0 0,77

Контрольные 3 Вода 85,0 50,0 0,60

Залежи Л°5,8

Нагнетательные СгЬЬ,3+С,ЬЬп 3 Вода 72,0-78,0 43,0-48,0 0,64-0,78

1 ПАА 72,0 35,6 0,85

2 ОЭЦ 72,0-74,0 30,0-36,0 0,86-0,98

Контрольные 3 Вода 70,0-77,0 55,0-60,0 0,34-0,37

1 ПАА 71,0 51,0 0,47

2 ОЭЦ 71,0-77,0 46,0-55,0 0,53-0,59

Залежь №221

Нагнетательные Тг, Кзл 2 Вода 73,0-78,0 61,6-63 0,32-0,36

1 ОЭЦ 73,0 60,0 0,40

Ново-Суксинское месторождение

Контрольные С^ЪЬДСаЬЬЛ СаЬЬЛЮ^ЬЬ" 3 Вода 86,0-92,0 55,0-72,0 0,43-0,81

Арланское месторождение

Нагнетательные С-У, С-У1 1 Вода 70,0 35,0 0,77

Добывающие 3 Вода 86,0-90,0 42,0-50,0 0,64-0,80

Контрольные 2 Вода 74,0-87,0 43,0-47,0 0,64-0,70

Добывающие П-Ш 4 Вода 62,0-69,0 38,0-42,0 0,67-0,70

Контрольные 2 Вода 73,0-79,0 47,0-52,0 0,57-0,60

Нагнетательные 2 Вода 62,0-70,0 32,0-39,0 0,60-0,67

Добывающие К-1 2 Вода 52,0-62,0 38,0-46,0 0,35-0,57

Контрольные 3 Вода 70,0-73,0 58,0-66,0 0,27-0,48

Табл. 6

Особенности изменения нефтенасыщенностн пластов _в процессе и» заводнения_

Характеристика процесса заводнения Особенности заводнения

Неоднородности охвата по объему залежи Слои, плохо промытые в нагнетательной скважине слабо охвачены заводнением по толщине и площади пласта в радиусе воздействия очага нагнетания

Вытеснения маловязкой нефти водой Нефтенасыщенность, после подхода фронта вытеснения, в заводненной части снижается сразу до уровня -30 %. Частично заводненный пласт состоит из двух разных час-тей:нефтяной и заводненной

Вытеснения вязкой нефти водой Нефтенасыщенность разрабатываемого пласта постепенно снижается с увеличением объема воды прошедшей по коллектору. В зонах активной промывки К», на 0,12-0,15, в остальных зонах на 0,3-0,4 ниже, чем в очаге нагнетания

Циклического воздействия В период закачки между нагнетательными и добывающими скважинами образуются "языки обводнения", где Кзав на 0,1-0,3 выше. При остановке закачки вода из заводненных пропластков вытесняется нефтью и выравнивается охват заводнением по площади пласта

При закачке реагентов загустителей ПАА и ОЭЦ После закачки оторочки реагента отмечается увеличение К^ на 0,12-0,21 в очаге нагнетания и затем развитие заводнения по площади пласта

Исследования в контрольных скважинах показали, что остаточная нефте-насыщенносгь в заводненных интервалах пласта «в» меняется от 27,4 % до 37,3 % и в среднем составляет 31,8 %. Отметим при этом, что остаточная неф-тенасыщенность в призабойной зоне нагнетательной скважины практически такая же, как и в контрольных. После прохождения фронта заводнения нефте-насыщенность снижается практически сразу до уровня остаточной. После начала закачки отмечена начальная фаза обводнения пласта «в» в нефтяной надконтактной части и снижение нефтенасыщенностн с 86-88 % до 73-75 % за счет прорыва закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам при создании высокой репрессии на пласт. В период ограничения и прекращения закачки в кровельной части пласта отмечен рост нефтенасыщенностн с 73-75 % до 76-81 % за счет вытеснения воды нефтью. Результаты исследований в контрольных скважинах подтверждаются промысловыми данными.

Исследования показали, что зональная неоднородность заводнения высокопроницаемых пластов с глинистостью ниже 0,3 % связана с влиянием гидродинамических потоков и воздействием системы разработки на залежь нефти. В период активной закачки наблюдается опережающее обводнение залежи по пропласткам с аномальной проницаемостью и увеличение охвата заводнением в зонах активной фильтрации флюидов. При остановке закачки и снижении давления в заводненных пропластках отмечается вытеснение воды нефтью, поступившей из застойных зон пласта. В результате выравнивается охват заводнением по толщине и площади пласта, а также происходит ограничение попутно добываемой воды. Для высокопроницаемых слабоглинистых пластов коэф-

фициент заводнения по толщине пласта равен 0,87- 0,90.

Пористость коллекторов «а+61», «в», «п», «г2+3» на опытном участке Зе-леногорской площади 16-22,6 %, начальная нефтенасыщенность 70-83 %. Объемная глинистость пластов «а+61», «в», «п» меняется от 0,7 до 8,8 %, пласта «г2+з» от 0,3 до 2,2 %. Средняя толщина пластов меняется от 1 до 2,8 м. В нагнетательной скв. № 3711д (рис. 7) перфорацией вскрыты пласты «п» и «г2+3», в добывающих - пласт «г2+3». После закачки воды в скв. № 3711д среднее значение текущей нефтенасыщенности пластов «Г]», «г2+з» составило 36 - 37 %, максимальный коэффициент заводнения пластов равен 0,7-0,8.

1 /Лш. .к» //у? » о/ ' ьти 1и15/ . уу «5 »// "Я1 // ®И11 / / 74 .шг (Ь " 2 , / #гш« 1 Дрм 0 И 100 и

¿мел "ЧЙГ ат я

«) «) ») ▼ -1 • -2 О-З ИИ-4

РисЛ Карты текущей нефтевасыщенвостн пластов а) "1+6,**, б) в) итмяопытвоп> участка Зелсногорскон олощади но состоянию на 1) 06.1992 г, 2) 04.1993 г., 3) ШОООг.

Условные обозначения: 1 -нагнетательная скважина, 2-добывающая скважина, 3 - шшроньная скважина; 4 - область заводнения

По результатам анализа геофизических и промысловых данных построены карты текущей нефтенасыщенности пластов на опытном участке по состоянию на начало закачки - 06.1992 г., начало обводнения пласта «Г[» - 04.1993 г. и конец -2000 г. (рис. 7). Только пласт «г2+з» охвачен заводнением по всей площади опытного участка. Пласты «а»+«б)» и «Г[» заводнены на 55,0-65,0 % площади. Не охвачены заводнением как ухудшенные по своей проницаемости, заглинизированные части участка, так и зоны с начальной нефтенасыщенно-стью 71,0-78,0 % и толщиной 0,8-1,0 м (см. скв. № 3710д на рис. 76). Минимальные значения нефтенасыщенности пластов получены в нагнетательной и добывающих скважинах, при практически бесконечной кратности промывки пористого пространства водой. Для наблюдательных скважин средние значения нефтенасыщенности на 20 - 30 % выше, чем в добывающих.

Проведенные исследования показали, что в пластах с объемной глинистостью от 0,7 до 2,0 % и проницаемостью менее 0,5 мкм2 предельные значения Коэффициента заводнения в добывающих и нагнетательной скважинах равны

0,7- 0,80. По результатам исследований контрольных скважин отмечается снижение коэффициента заводнения до 0,62-0,65. Наблюдается существенная зональная неоднородность заводнения пластов с глинистостью выше 2,0 % и проницаемостью менее 0,3 мкм2.

Изучение характеристик вытеснения нефти водой из отложений бобри-ковского горизонта проводилось в скважинах, расположенных на различных площадях Арланского и Ромашкинского месторождений. Исследования показывают, что после начала обводнения в продуктивном коллекторе наблюдается длительный период двухфазной фильтрации воды и нефти с постепенным снижением коэффициента текущей нефтенасыщенности. Анализ результатов исследований в нагнетательных, добывающих и контрольных скважинах (табл.5) показывает, что параметры выработки пластов, насыщенных вязкой нефтью, зависят от объемов промывки пласта закачиваемой водой в наблюдаемой точке залежи. Наиболее высокие значения коэффициента заводнения наблюдаются в нагнетательных скважинах. Уменьшение объемов промывки коллектора в условиях линейной фильтрации флюидов приводит к снижению значений коэффициента заводнения по сравнению с очагом нагнетания и точками отбора флюидов. При этом на параметры заводнения совместно влияют зональная неоднородность пластов и применяемая система разработки. В зонах активной промывки водой коэффициент заводнения достигает 0,64-0,65 (на 12-15 % ниже, чем в нагнетательной скважине). В остальных зонах коэффициент заводнения на 30-40 % ниже, чем в очаге нагнетания.

Особенности вытеснения высоковязкой нефти закачиваемой водой изучались в контрольных скважинах Ново-Суксинского месторождения. Для залежей характерны толщина продуктивных отложений до 30 м, средняя пористость 25 %, начальная нефтенасыщенность до 95 %, средняя проницаемость 2,0 мкм2. Вязкость пластовой нефти меняется от 33 до 76,3 мПа-с. Наблюдается неравномерное заводнение коллектора, опережающее продвижение закачиваемой воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам толщиной до 0,4 -0,8 м, в результате чего происходит постепенное снижение нефтенасыщенности пласта во времени. Для высокопроницаемых коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью, остаточная нефтенасыщенность равна 45-48 %. Скорость (темп) вытеснения высоковязкой нефти водой в 4-5 раза ниже, чем вязких неф-тей Арланского месторождения.

Оценка параметров заводнения продуктивных коллекторов турнейского яруса проводилась на одной из крупнейших залежей в карбонатных отложениях Ромашкинского месторождения. Продуктивные коллекторы кизиловского горизонта характеризуются: средней пористостью - 12,1 %, проницаемостью -0,029-10'3 мкм2, эффективной толщиной от 3 до 5 м. Ниже расположены водоносные коллекторы, толщина которых в несколько раз выше. Исследования на экстрагированном керне, выполненные в ТатНИПИнефти Е.А. Юдинцевым, Р.З. Мухаметшиным, показали, что, если принять охват заводнением близким к 0,5, то конечное значение КИН при заводнении равно 0,2. По результатам измерений в нагнетательных скважинах обводнение продуктивной части пласта происходит по трещиноватым пропласткам, при этом предельные значения ко-

эффициента заводнения пласта по толщине равны 0,34 - 0,36. По данным исследований процесса заводнения также отмечается поступление закачиваемой воды в водоносную часть карбонатных отложений в нагнетательных скважинах и обводнение продукции добывающих скважин за счет подъема воды в водоносной части по вертикальным трещинам по призабойной зоне пласта.

Особенности выработки запасов нефти карбонатных пластов каширо-подольских отложений изучались на опытном участке Вятской площади Ар-ланского месторождения. Продуктивные пачки пластов П-Ш и К-1 характеризуются эффективной толщиной от 1,6 до 2,4 м, пористостью от 20 до 27 %, нефтенасыщенность от 60 до 80 %. Промысловый эксперимент на опытном участке включал две стадии. В течение 1991-1995 г.г. осуществлялась эксплуатация объекта разработки при плотности сетки 8 га/скв. При этом закачка проводилась в нагнетательную скв. № 13440 (рис. 8-1). Начиная с марта 1996 г. на-

1) 1) (У --да«

2) о« О^ О» , /т&вС,

а) б)

" • контр. СКВ с СПХ О© • доб скв с СПХ ^^ • наг» ска нагн схн с СПХ . область заводнения

Рис. 8 Карты -текущей нефтенасьпценности пластов а) 11-3 б) К"-1 (с) Вятской площади по состоянию на: 1) 1 квартал 1996 г. 2) IV квартал 2000 г

чалась вторая стадия эксперимента с раздельной закачкой воды и одновременным уплотнением сетки до 4 га/скв. По результатам мониторинга на первой стадии эксперимента охват заводнением площади пласта П-Ш составил 6 % (рис. 8-1 а). За период 1996-2000 г.г. площадь, охваченная заводнением, увеличилась до 22 % (рис.8-2а). По пласту К-1 на первой стадии охвачено заводнением 30 % от площади участка (рис. 8-2а). К 2001 г. площадь, охваченная заводнением, увеличилась до 52 % (рис.8-2б). По состоянию на март 2001 г. отобра-

но 38,8 % извлекаемых запасов нефти опытного участка. По сравнению с первой стадией эксперимента наблюдается рост пластовых давлений на опытном участке. По промысловым данным добыча нефти увеличилась в 1,37 раза, жидкости в 1,68 раза, при этом объем закачки сократился в 1,6 раза. Было показано, что при раздельной закачке и плотности сетки скважин 4 га/скв, увеличивается охват заводнением по площади и могут быть достигнуты предельные значения Кзав для пласта П-Ш - 0,55, для пласта К-1 - 0,43.

Исследование процесса заводнения пластов при применении новых методов увеличения нефтеотдачи

Исследования по оперативной оценке эффективности воздействия новых МУН путем обработки призабойной зоны реагентом и определения коэффициента нефтенасыщенности пласта до (Кно1) и после (Кно2) закачки проводились нами с двумя группами реагентов. Среди первой группы реагентов, предназначенных для «доотмыва» остаточной нефти, испытывались различные виды ПАВ, мицеллярная дисперсия на водной основе СНПХ-95, сульфированный «тощий» абсорбент-СТАН. В условиях заводненных пластов девонского возраста Ромашкинского месторождения реагенты, предназначенные для «доотмыва» остаточной нефти, не обеспечивают дополнительного вытеснения. При закачке высококонцентрированных композиций наблюдалась обратная реакция - после обработки призабойной зоны и последующей продавки реагентов в пласт водной оторочкой объемом 10-20 м3 на погонный метр перфорированной толщины коллектора фиксируется увеличение кажущейся нефтенасыщенности на 7-15 % за счет сорбирования на породе углеводородных компонентов, входящих в состав испытуемых композиций. В последующем, за счет закачки сотен и тысяч кубометров воды или под воздействием линейной фильтрации воды по пласту в течение 6-12 месяцев наблюдается восстановление первоначальных значений остаточной нефтенасыщенности (К„о3), достигнутых на стадии первичного заводнения.

Испытания группы реагентов увеличения нефтеотдачи, обеспечивающих снижение подвижности закачиваемой воды в заводненных интервалах и увеличение охвата заводнением пласта, показали их высокую эффективность (табл.7).

Изучение процесса вытеснения вязкой нефти реагентами проводилось на опытных участках залежей № 5,8 Ромашкинского месторождения (табл.5). На опытном участке залежи № 8 нефтенасыщенность пласта толщиной 8 м последовательно определялась после закачки воды, полимерной оторочки (ПАА) и оторочки, загущенной эфирами целлюлозы (ОЭЦ) в нагнетательной и контрольной скважинах. После закачки ПАА наблюдается развитие заводнения в нижней части пласта. Закачка ОЭЦ привела к существенной активизации выработки коллекторов путем заводнения глинистого интервала в призабойной зоне нагнетательной скважины и развития заводнения по участку залежи. Закачка ОЭЦ проводилась в январе 1996 г. Промысловые данные показывают, что начиная с мая 1996 г. отмечается увеличение дебита нефти по ближайшим добывающим скважинам. По состоянию на мар^

ИЯ96. ИДад««вад*ин/ДР}юлнительно бИБЛИвТЕКА С Петербург I 09 300 акт I

добыто 24612 т нефти. Анализ выполненных исследований показывает, что в результате закачки водной оторочки, загущенной полимерами и ОЭЦ, за счет снижения подвижности воды в обводненных интервалах происходит выработка нефтяных пропластков, оставшихся после прохождения воды в призабойной зоне нагнетательной скважины и увеличения коэффициента заводнения в очаге нагнетания на 0,12-0,21 и, затем развитие заводнения от нагнетательной скважины по площади залежи.

Табл. 7

Результаты определения остаточной нефтенасыщенности

№ п/п № СКВ. Химреагент Концентрация углеводородов, % Объем композиции, мэ Объем закачанной воды, м3 Остаточная нефтенасыщенность, %

V, У2 Уз Кно1 Кно2 КноЗ

1. 23450 СНПХ-95 5 80 88 134 168 21,0 35,0 21,0

2. 23450 ПАВ АФ9-6 10 80 168 1300 21,0 - 33,0

3. 23419 СТАН 100 71 70 100 32,0 43,0 29,0

4. 23419 ПАВ АФ9-2 10 60 360 420 360 29,0 36,0 31,0

5. 1072 ПАВМЛ-76 0,5 180 60 110 1000 0 48,0 48,0 48,0

6. 20403 ОЭЦ 1.0 2043 222500 5000 2100 0 29,0 23,0 23,0

7. 17441а ПАА 0,1 1500 35600 - 6400 0 44,6 - 35,6

8. 17441а ОЭЦ 1,0 2000 - - 1550 0 35,6 30,0 30,0

9. 26896а ОЭЦ 1,0 1500 40000 2100 2500 0 40,0 36,0 36,0

Изучение механизма воздействия ОЭЦ на истощенную залежь с маловязкой нефтью проводилось на опытном участке Миннибаевской площади. После закачки в июне 1995 г. в нагнетательную скважину 20 т реагента коэффициент заводнения в очаге нагнетания увеличился в пласте «в» на 0,1, в пласте «г2+з» на 0,2, в пласте «дв» на 0,13, в пласте «д„» на 0,08. Отметим, что заводнились ухудшенные по своим коллекторским свойствам интервалы продуктивных коллекторов - заглинизированные, уплотненные, приуроченные к кровельной части пластов. По данным ЯМК они характеризуются пониженными величинами ИСФ по сравнению с ранее заводненными частями рассматриваемых пластов. После закачки ОЭЦ в пласте «в» нефтенасыщенность снизилась с 29 до 24 % и значения остаточной нефтенасыщенности пласта по данным ИК практически совпали со значениями, полученными по керну. Исследования, выполненные в течение полутора лет после закачки ОЭЦ в четырех наблюдательных скважинах, позволили проследить развитие процесса заводнения и оценить его эффективность. Анализ показывает, что первичная закачка ОЭЦ увеличила охват заводнением пластов «в» и «г2+з» в юго-восточной части опытного участка. Это объясняется преимущественным направлением гидродинамических потоков с северо-востока на юго-запад. Всего по данным ГИС за счет закачки ОЭЦ

в пределах опытного участка дополнительно извлечено около 10070 т нефти.

В декабре 1998 г. на участке была проведена повторная закачка ОЭЦ. По исследованиям, выполненным в 1999-2001 г.г., не отмечено существенной динамики заводнения пластов в наблюдательных скважинах. По промысловым данным после повторной закачки ОЭЦ по скв. № 10891, 9504д, 9405 получено дополнительно 10316 т нефти. На основании комплексного анализа результатов геофизического мониторинга и промысловых данных построены карты нефтенасыщенных толщин пластов «в» и «г2+з» по состоянию на 06.1995 г. и 10.2000 г. (рис.9). Следовательно, закачка ОЭЦ обеспечивает также существенное снижение подвижности закачиваемой воды в наиболее промытых зонах участка и ограничение ее притока к забоям добывающих скважин, в результате обеспечивается отбор нефти из зон с повышенной нефтенасыщенностью.

100 м о 1оо гоои 2Л ||р[ 1|>|||| 100^^^10^200 и ^•'-"у/ГУ^

1 ( ____-»V - * •15" 100м 0 100 200м

■) «)

▼ -1 »-2 О-3 Рис.9 Карта нефтенасыщенных толщин пластов (а) "в" н (б) "гм" по состоянию на: I - 06.95 г., П - 10.2000 г.

Условные обозначения: 1 - нагнетательная скважина, 2 - добывающая скважина, 3 - контрольная скважина.

В сентябре, октябре 1996 г. на опытном участке Зеленогорской площади для активизации жизнедеятельности микрофлоры на забое нагнетательной скважины закачаны растворенные в сточной воде соли диамонийфосфата с добавками. По исследованиям в нагнетательной скважине отмечено снижение текущей нефтенасыщенности в интервалах трех пластов, которые имеют высокую глинистость 3,2-8,5 %. Следовательно, после применения реагента увеличился охват заводнением ухудшенных коллекторов в нагнетательной скважине.

Исследования, выполненные в наблюдательных и добывающих скважинах, отметили активную динамику заводнения пласта «в», имеющего худшую характеристику в разрезе нагнетательной скважины. По данным ГИС из пласта «в» с августа 1996 г. по сентябрь 1997 г. вытеснено 1143 т нефти. По промысловым данным за это время дополнительно добыто 927 т нефти.

Применение микробиологического МУН увеличивает охват заводнением пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами. Исследования показывают, что хотя дополнительная добыча нефти на порядок ниже, чем от закачки ОЭЦ, разрешающей способности применяемого метода контроля достаточно, чтобы уверенно выделить интервалы пластов, реагирующие на закачку реагента и провести оценку технологической эффективности МУН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате исследований по теме диссертационной работы получены следующие основные выводы и результаты: ч»

1. Установлено: в призабойной зоне кварцевых продуктивных коллекторов в обсаженных скважинах, в пластах, не вскрытых перфорацией, в радиусе 15-20 см от стенки скважины коллектор содержит 30-40 % фильтрата промывочной жидкости, проникшего в пласт при проходке ствола; в неработающих пластах, вскрытых перфорацией, за счет влияния капиллярной пропитки при-скважинной зоны продуктивного коллектора водой из ствола скважины, отмечается снижение нефтенасыщенности в радиусе исследований метода ИК на 5-7 %; при промывке ствола скважины с задавкой в коллектор минерализованной воды, степень вытеснения нефти зависит от ее вязкости; в работающих заводняющихся пластах за счет многократной промывки пористого пространства водой наблюдается увеличение коэффициента заводнения пласта на 0,1-0,3 по сравнению с охватом заводнением коллектора по толщине пласта за пределами влияния скважины.

2. Установлено, что при выработке запасов нефти слои, не заводняющие- ' ся в призабойной зоне нагнетательных скважин и имеющие в них ухудшенные коллекторские свойства, остаются не охваченными заводнением вблизи очагов нагнетания. Показано, что для всех типов коллекторов в период активной за- 1 качки наблюдается опережающее продвижение воды по высокопроницаемым пропласткам и рост охвата заводнением пласта в зонах активной фильтрации флюидов. При ограничении и остановке закачки отмечается вытеснение воды нефтью из заводненных пропластков и выравнивание охвата заводнением по толщине и площади пласта.

3. Установлено, что в результате закачки сточной и пластовой воды в призабойной зоне образуется радиогеохимическая аномалия, величина которой, особенно в начальный период закачки, связана с объемом воды, прошедшей в залежь через данный слой. Предложено по результатам мониторинга методом ГК радиогеохимической аномалии в очаге нагнетания выделять слои и пропластки, в которые поступает основной объем закачиваемой воды, а также оценивать охват пластов заводнением. Показано, что по данным измерений в

нагнетательных скважинах может быть получена важная информация о процессе вытеснения нефти и сделан прогноз обводнения залежи.

4. Установлены возможности и ограничения геофизических методов на поздней стадии разработки и показано, что:

-при применении разработанных технологий по данным ИК обеспечивается количественное определение текущей и остаточной нефтенасыщенности пластов с пористостью выше 12 % и толщиной от 2 м, когда минерализация воды выше 5 г/л, с абсолютной погрешностью 5-6 %;

- ВДК можно успешно применять для выделения интервалов обводнения высокоминерализованной водой в терригенных коллекторах с высоковязкой нефтью и в высокоомных карбонатных пластах со смешанным типом пустотного пространства;

- показания ИНМ в значительной мере определяются процессом вытеснения в прискважинной зоне коллектора фильтрата промывочной жидкости закачиваемой водой, поэтому для выделения заводненных интервалов в пластах с маловязкой нефтью необходимо, чтобы минерализация закачиваемой воды была выше 100 г/л;

- по данным измерений отечественной аппаратурой С/О-каротажа удается успешно разделять пласты по характеру их насыщения за счет высокой чувствительности к содержанию хлора.

5. Впервые предложен и опробован метод пакерной индукционной рези-стивиметрии, применение пакерного расходомера-резистивиметра для исследований низкодебитных высокообводненных скважин позволяет выделять слабые притоки нефти с дебитами до 0,1 т/сут.

6. Предложена методика определения минерализации сточной воды в коллекторе.

7. В результате проведенных исследований разработаны технологии:

- количественного определения параметров заводнения пластов в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками, включающая определение остаточной нефтенасыщенности по схеме «каротаж-воздействие-каротаж», оперативную оценку эффективности воздействия новыми МУН, мониторинг заводнения пластов в процессе разработки;

- выделения нефтенасыщенных коллекторов по результатам исследований малогабаритной аппаратурой ИК-42К путем проведения измерений через буровой инструмент с проходным диаметром 50 мм в открытом стволе бурящихся боковых отводов скважин.

8. Предложен новый подход к контролю выработки запасов нефти многопластовых объектов разработки, основанный на комплексном анализе геологических, промысловых данных и сопоставлении результатов ГИС, полученных по нагнетательным, добывающим и наблюдательным скважинам.

9. По данным ГИС исследованы особенности заводнения и определены параметры выработки терригенных и карбонатных коллекторов Волго-Уральского региона:

- для высокопроницаемого коллектора с маловязкой нефтью максимальное значение коэффициента заводнения равно 0,9; в пластах с глинистостью от

0,7 до 2 % и проницаемостью менее 0,5 мкм2 за счет снижения охвата заводнением по толщине пласта значения коэффициента заводнения снижаются на 0,10,2, в коллекторах с глинистостью свыше 2 % наблюдается значительная неоднородность заводнения по площади пласта;

- наблюдается значительная послойная неоднородность выработки тер-ригенных пластов с вязкой нефтью, обусловленная существенным отличием по проницаемости отдельных пропластков коллектора, вследствие этого коэффициент заводнения пласта в нагнетательной скважине не превышает 0,7-0,8; уменьшение объемов промывки в условиях линейной фильтрации флюидов приводит к снижению значений коэффициента заводнения коллектора по сравнению с очагом нагнетания в зонах активной промывки водой на 0,12-0,15 в остальных зонах на 0,3-0,4;

- из-за неполного охвата заводнением по толщине пласта остаточная нефтенасыщенность терригенных пластов с высоковязкой нефтью на 30-40 % выше, чем для пластов с вязкой нефтью;

- коэффициент заводнения по толщине трещинных коллекторов турней-ского возраста не превышает 0,34-0,36, для порово-трещинных пластов каши-ро-подольских отложений - в 1,6-1,7 раза выше.

10. В результате изучения процессов заводнения коллекторов при применении новых МУН показано, что:

- закачка химреагентов, предназначенных для снижения межфазного натяжения, не обеспечивает дополнительного вытеснения остаточной нефти из заводненных пластов горизонта Д-1 Ромашкинского месторождения;

- после закачки в терригенные пласты водной оторочки, загущенной по-лиакриламидом или ОЭЦ, за счет снижения подвижности воды в заводненных пропластках отмечается увеличение коэффициента заводнения в точке нагнетания на 0,12-0,21 и затем развитие процесса заводнения от нагнетательной скважины по площади залежи; также наблюдается ограничение притока воды к забоям добывающих скважин и обеспечивается отбор нефти из зон с повышенной нефтенасыщенностью.

- при применении микробиологического МУН отмечено увеличение охвата заводнением пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных трудах:

Монография

1. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами. - Уфа: ГУП «Уфимский поли-графкомбинат», 2001. - 200 с.

Научные статьи

2. Орлинский Б.М., Дворкин В.И., Муслимов Р.Х. Контроль нейтронными методами за обводнением залежей нефти на разных стадиях разработки // Геология нефти и газа-1987-№ 9. -С.50-54.

3. Определение характера насыщения продуктивных пластов нейтронными методами на поздней стадии разработки / В.И. Дворкин, К.Р. Ахметов, Б.М.

Орлинский и др.// Оценка выработки и качества вскрытия пластов методами ГИС. - Куйбышев, 1988. - Вып.18. - С.13-20. - (Тр. ВНИИнефтепромгеофизи-ки).

4. Булгаков Р.Б., Дворкин В.И. Влияние дебитов и состава извлекаемой жидкости на температуру в нефтяной скважине // Нефтяное хозяйство. - 1989. -№4.-С. 39-41.

5. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов K.P. Контроль за выработкой терригенных пластов, насыщенных вязкой нефтью, методами индукционного и импульсного нейтронного каротажа. - М., 1989. - Деп. в ВНИИОЭНГ, 1989, № 1770 нр-89.

6. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов K.P.. Определение параметров выработки продуктивных коллекторов в скважинах специальной конструкции при произвольной солености пластовых вод. — М„ 1989. - Деп. в ВНИИОЭНГ, 1989, № 1771нг-89.

7. Экспресс-оценка эффективности третичных методов повышения нефтеотдачи пластов геофизическими методами в скважинах специальной конструкции / В.Г. Дворецкий, В.И. Дворкин, K.P. Ахметов, Р.Х. Муслимов, В.А. Горюнов. // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов: Крат. тез. докл. Всесоюзное совещание. - Бугульма, 1989. - С.94-95.

8. Новая технология геофизического контроля за динамикой заводнения и выработкой нефтяных пластов в скважинах специальной конструкции /

B.Г. Дворецкий, В.И. Дворкин, K.P. Ахметов и др. // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов: Крат. тез. докл. Всесоюзное совещание. - Бугульма, 1989. - С.162—163.

9. Оценка эффективности третичных методов повышения нефтеотдачи по данным индукционного каротажа в скважинах, обсаженных стекло пластиковыми хвостовиками / В.Г. Дворецкий, В.И. Дворкин, Р.Х. Муслимов, В.А. Горюнов // Геофизические исследования в нефтяных скважинах: Тр. ин-та / ВНИИнефтепромгеофизика. - Уфа, 1990. - Вып.20. - С.67-77.

10. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов K.P. Определение остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов по данным индукционного каротажа в скважинах специальной конструкции // Нефтяное хозяйство.-1992.- №1,-

C.25-27.

11. Изучение особенностей заводнения терригенных пластов, насыщенных вязкой нефтью / В.Г. Дворецкий, В.И. Дворкин, Р.Х. Муслимов, А.Т. Па-нарин // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 7. - С. 25-27.

12. Особенности вытеснения вязкой и высоковязкой нефти из терригенных коллекторов / Р.З. Мухаметшин, А.Т. Панарин, В.И. Дворкин, Л.И. Воронков, И.Р. Ведерников // Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка). В 6 т.: Сб.докл. Междунар. конф. - Казань, 1994. - Т.З. - С.1044-1050.

13. Определение параметров выработки продуктивных коллекторов и оперативная оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи в пластовых условиях / В.Г. Дворецкий, В.И. Дворкин, Р.Х. Муслимов, А.Т. Панарин // НТВ «Каротажник». - Тверь: АИСД996. - № 25. - С. 50-56.

14. Application of Induction Log for Monitoring Bed Waterflood in Cased Wells / V.I. Dvorkin, V.G. Dvoretsky, A.T. Panarin, R.KH. Muslimov // Transactions of 96 International Symposium on Wells Logging Techniques for Oilfield Development under Waterflooding 17-21 Sept. 1996.- Beijing, 1996, p.p. 612-627.

15. Применение индукционной резистивиметрии для выделения слабых притоков нефти в высокообводненных скважинах / В.Г. Дворецкий, В.И. Двор-кии, В.И. Метелкин, А.П. Яковлев, А.А. Царегородцев // НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 1996. - № 25. - С. 96-101.

16. Дворкин В.И. Методика оперативной оценки методов повышения нефтеотдачи по данным индукционного каротажа// Тез. докл. XIX Губкинские чтения,-М., 1996,- С.114-115.

17. Дворкин В.И. Изучение процесса вытеснения вязкой нефти закачиваемой водой // Тез. докл. XIX Губкинские чтения. — М., 1996 .-С. 115.

18. Белышев Г.А., Дворкин В.И. Методико-технологические приёмы промыслово-геофизических исследований добывающих горизонтальных сква- 1 • жин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений,- 1996.- №

4. - С. 38-41.

19. Дворкин В.И. Определение охвата заводнением в обсаженных скважинах геофизическими методами // Тез. докл. Международная геофизическая конференция и выставка 1997 г. - М., 1997. - С.37.

20. Дворкин В.И., Дворецкий В.Г. Контроль за разработкой месторождений через скважины специальной конструкции // Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных наклонных и горизонтальных скважин: Тез. докл. Международный симпозиум. - Уфа, 1997. -С.30-31.

21. Дворкин В.И. Геофизическая технология контроля за выработкой нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами // Геофизические технологии контроля разработки, технического состояния скважин и интенсификации добычи на нефтегазовых месторождениях: Тез. докл. Международный 1 симпозиум. - Уфа, 1998. - С.5-7.

22. Дворкин В.И. Оперативная оценка эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по данным ГИС // Геофизические технологии контроля разработки, технического состояния скважин и интенсификации добычи на нефтегазовых месторождениях: Тез. докл. Международный симпозиум. - Уфа, 1998.- С.33-34.

23. Контроль текущей нефтенасыщенности методами ГИС на поздней стадии разработки / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, Р.И. Юсупов, JI.H. Воронков, И.Р. Ведерников, В.И. Дворкин // Сб.докл. Научно-практическая конференция, посвященная пятидесятилетию открытия девонской нефти Ромаш-кинского месторождения. - Казань: Новое знание, 1998. - С. 159-168.

24. Дворкин В.И. Технология контроля за выработкой запасов нефти в скважинах специальной конструкции // Новые высокие информационные геофизические технологии для нефтегазовой промышленности: Тез. докл. Международный симпозиум. - Уфа, 1999- С. 23-25.

25. Новая комплексная малогабаритная аппаратура индукционного каротажа ИК-42К / В.И. Дворкин, В.И. Метелкин, P.M. Зиннуров, A.A. Царегород-цев, А.П. Яковлев, Д.И. Ганичев // Новые высокие информационные геофизические технологии для нефтегазовой промышленности: Тез. докл. Международный симпозиум. - Уфа, 1999.- С.39.

26. Дворкин В.И. Технология контроля за выработкой продуктивных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами // Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых: Сб. докл. Республиканская научно-практическая конференция. - Октябрьский, 1999 - С.235-241.

27. Контроль за нефтенасыщением обсаженных коллекторов методом индукционного каротажа в Западной Сибири / В.И. Дворкин, Д.И. Ганичев, М.Я. Маврин, K.P. Ахметов // НТВ «Каротажник». - Тверь: АИС, 2000.- № 72. - С. 57-59.

28. Технология определения характера насыщения коллекторов в боковых отводах скважин / В.И. Дворкин, В.И. Метелкин, А.П. Яковлев, Е.А. Морозова, Д.И. Ганичев // Геофизика.- 2000,- Спец. вып.- С.13-17.

29. Дворкин В.И. Геофизический контроль за заводнением нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами // Геофизика - 2000. - С. 1924.

30. Дворкин В.И., Орлинский Б.М. Оценка те^щих запасов нефти многопластовых объектов разработки // Сб. докл. Российско-китайский симпозиум по промысловой геофизике.-Уфа, 2000,- С.77-91.

31. Выделение и оценка характера насыщения коллекторов в скважинах специальной конструкции / В.И. Дворкин, В.И. Метелкин, JI.E. Кнеллер, А.П. Потапов, H.A. Исхаков, Н.З. Гибадуллин // Сб. докл. Российско-китайский симпозиум по промысловой геофизике. - Уфа, 2000 - С. 178-184.

' 32. Дворкин В.И., Орлинский Б.М. Технология контроля за выработкой

запасов многопластовых залежей нефти // Новые технологии в геофизике: Тез. докл. Научный симпозиум. - Уфа, 2001. - С. 9 -10. к 33. Контроль за выработкой продуктивных пластов в Западной Сибири /

В.И. Дворкин, Д.И. Ганичев, A.A. Булгаков, В.Я. Маврин // Новые технологии в геофизике: Тез. докл. Научный симпозиум. - Уфа, 2001. - С.89.

34. Дворкин В.И. Использование радиогеохимического эффекта в очаге нагнетания для оценки заводнённой толщины пласта // НТВ "Каротажник ".Тверь: АИС, 2001. - № 85. - С. 45-54.

35. Дворкин В.И., Ганичев Д.И., Маврин М.Я. Методика контроля за выработкой нефтяных пластов в Западной Сибири // НТВ "Каротажник". - Тверь: АИС, 2001. - № 85. - С. 56-57.

36. Детальное изучение вытеснения нефти в пластовых условиях / Р.З. Мухаметшин, А.Т. Панарин, В.И. Дворкин и др. // Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа. Материалы научно-практической конференции. - М., - 2002 - С. 140-143.

37. Дворкин В.И., Дворецкий В.Г., Габитов Г.Х. Мониторинг нефтена-сыщенности пластов Арланского месторождения // Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан. Реальность и перспективы // Сб. докладов. Республиканская научно-практическая конференция: - Уфа, 2002 - С.341-356.

38. Дворкин В.И. Контроль за нефтенасыщенностью пластов в обсаженных скважинах // Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности: Тез. докл. Научный симпозиум. - Уфа, 2002. - С. 47-49.

39. Дворкин В.И., Ганичев Д.И., Маврин М.Я. Результаты контроля за заводнением полимиктовых коллекторов // Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности: Тез. докл. Научный симпозиум - Уфа, 2002.-С. 75-76.

40. Дворкин В.И., Панарин А.Т. Геофизический мониторинг выработки запасов нефти на поздней стадии разработки пластов заводнением // Сб.докладов Российско-Китайский симпозиум по промысловой геофизике.-Шанхай, 2002. -С.124-137.

41. Дворкин В.И. Особенности распределения нефтенасыщения в при-скважинной зоне продуктивных пластов // Геофизический вестник. - 2002,-№10-С.8-10.

42. Дворкин В.И. Методика контроля за выработкой запасов нефти //Геофизический вестник - 2002.-№11 .-С.8-11.

Методические разработки

43. Методические рекомендации по определению нефтенасыщенности перфорированных пластов по данным индукционного каротажа в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками. /Дворкин В.И., Дворецкий В.Г., Рогожин В.Г., Воронков Л.Н. //ВНИИнефтепромгеофизика.- Уфа.- 1990.- 57 с.

44. Методическое руководство по проведению измерений и интерпретации результатов исследований в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками. /Дворкин В.И., Дворецкий В.Г., Труфанова Л.Д. //ВНИИнефтепромгеофизика- Уфа.- 1994.- 77 с.

45. Методическое руководство по определению параметров выработки продуктивных коллекторов и оперативной оценке методов повышения нефтеотдачи в скважинах специальной конструкции. /Дворкин В.И., Дворецкий В.Г., Труфанова Л.Д. //ВНИИнефтепромгеофизика.- Уфа.- 1996.- 108 с.

46. Технология определения удельного электрического сопротивления и характера насыщения коллекторов в боковых отводах скважин. /Дворкин В.И., Труфанова Л.Д., Морозова Е.А. //Инструкция по проведению исследований и интерпретации.- ОАО НПФ «Геофизика». Уфа - 2000 - 99 с.

47. Методическое руководство по определению текущей нефтенасыщенности продуктивных коллекторов, обсаженных стеклопластиковыми трубами / Дворкин В.И. // ОАО НПФ «Геофизика». - Уфа.- 2000.-87 с.

Издат. лиц. № Б 848344 от 15.05.00. Формат 60x84'/,6. Бумага офс. № 1. Объём 2,5 п. л. Тираж 110 экз. Заказ № 6093. Отпечатано методом ризографии на Уфимском полиграфкомбинате. 450001, г. Уфа, пр. Октября, 2.

* 8002

gooe

Содержание диссертации, доктора технических наук, Дворкин, Владимир Исаакович

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

I. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

1. Залежи нефти.

1.1. Геологическое строение залежей, условия залегания и характеристика коллекторов.

1.2. Свойства пластовых флюидов и характеристики вытеснения нефти водой.

2. Методы повышения нефтеотдачи и задачи геофизического мониторинга выработки запасов нефти.

2.1. Методы повышения нефтеотдачи.

2.2. Задачи геофизического контроля за вытеснением нефти в пласте.

Выводы.

И. ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

ПО ОЦЕНКЕ НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ КОНТРОЛЯ.

3. Изучение закономерностей распределения нефтенасыщенности в призабойной зоне коллекторов.

3.1. Исследование процессов расформирования зоны проникновения в продуктивных пластах, не вскрытых перфорацией.

3.2. Анализ измерений нефтенасыщенности пластов, вскрытых перфорацией в добывающих скважинах.

3.2.1. Данные исследований коллекторов, насыщенных маловязкой нефтью.

3.2.2. Результаты исследований пластов, насыщенных вязкой нефтью.

3.3. Особенности нефтенасыщения пластов в нагнетательных скважинах.

4. Разработка технологий контроля за выработкой пластов в скважинах со стеклопластиковыми хвостовиками.

4.1. Анализ факторов, влияющих на точность определения нефтенасыщенности по данным индукционного каротажа.

4.2. Оценка минерализации воды в пласте.

4.3 Изучение возможностей ядерно-магнитного каротажа при исследовании пластов в обсаженных скважинах.

4.4. Оценка нефтенасыщенности коллекторов по данным диэлектрического каротажа.

4.5. Определение остаточной нефтенасыщенности по технологии «каротаж-закачка-каротаж».

4.6. Оценка нефтенасыщения пластов по результатам исследований в очаге нагнетания методом интегрального ГК.

4.7. Технология мониторинга текущей нефтенасыщенности.

4.8. Контроль за выработкой запасов нефти на опытных участках.

5. Изучение возможностей геофизических методов по контролю за нефтена-сыщением пластов в скважинах, обсаженных стальной колонной.

5.1. Контроль за обводнением продуктивных коллекторов по данным импульсного нейтронного каротажа.

5.2. Сопоставление данных исследований индукционным и углерод-кислородным каротажем.

5.3. Контроль за выработкой запасов многопластовых объектов разработки.

6. Разработка технологии определения нефтенасыщения коллекторов в боковых отводах бурящихся скважин.

Выводы.

III. ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССОВ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДОЙ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.

7. Изучение процесса вытеснения нефти закачиваемой водой.

7.1. Определение параметров выработки пластов, насыщенных маловязкой нефтью.

7.1.1. Результаты исследований на опытном участке

Миннибаевской площади.

7.1.2. Результаты мониторинга за заводнением пластов на опытном участке Зеленогорской площади.

7.2. Особенности процесса вытеснения вязкой нефти из терригенных отложений.

7.2.1. Определение параметров заводнения пластов с вязкой нефтью.

7.2.2. Контроль за выработкой запасов высоковязкой нефти.

7.3. Оценка параметров заводнения карбонатных коллекторов.

7.3.1. Изучение особенностей заводнения коллекторов турнейского возраста.

7.3.2. Анализ выработки запасов нефти кашироподольских отложений.

8. Исследование процесса заводнения пластов при применении новых методов увеличения нефтеотдачи.

• 8.1. Оперативная оценка эффективности воздействия на залежь методами увеличения нефтеотдачи.

8.2. Изучение процесса вытеснения вязкой нефти загущенной водой.

8.3. Исследование механизма вытеснения маловязкой нефти водой, загущенной оксиэтилцеллюлозой.

8.4. Оценка эффективности микробиологического воздействия.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геофизический контроль за выработкой запасов нефти в скважинах специальной конструкции"

3. Разработка методики оценки минерализации воды в прискважинной зоне пласта в обсаженной скважине.

4. Разработка технологий определения текущей и остаточной нефтенасыщенности пласта по данным индукционного каротажа (ИК).

9. Определение области применения разработанных методик и технологий в различных геолого-технологических условиях.

10. Исследование особенностей и характеристик процесса вытеснения нефти при заводнении коллекторов закачиваемой водой и применении новых МУН.

11. Широкое опробование и внедрение результатов исследований на многопластовых объектах разработки.

Научная новизна

1. В результате анализа процессов в призабойной зоне кварцевого продуктивного коллектора в обсаженных скважинах установлены закономерности распределения нефтенасыщенности в прискважинной зоне пластов в наблюдательных, добывающих и нагнетательных скважинах.

- установлены возможности и ограничения методов ИК, ВДК, ИНК, С/О, ЯМК на поздней стадии разработки, впервые предложен и опробован метод пакерной индукционной резистивиметрии; предложена и обоснована методика определения минерализации воды в пласте.

Основные защищаемые положения

2. Возможности и ограничения контроля за нефтенасыщением пластов в обсаженных скважинах на поздней стадии разработки методами: ИК, ВДК, ЯМК, ИНК, С/О, пакерной резистивиметрии, и интегрального ГК при образовании радиогеохимических аномалий в очаге нагнетания.

Основные защищаемые результаты

Практическая ценность. Результаты исследований составляют методическую основу для изучения процессов заводнения коллекторов в скважинах специальной и обычной конструкции. Выполненные исследования позволили повысить точность и достоверность интерпретации геофизических измерений, планировать производственные измерения с учетом новых данных о рациональной области применения различных методов промысловой геофизики. Применение технологии контроля за выработкой запасов нефти в скважинах с СПХ позволяет получить количественную информацию об изменении текущей нефтенасыщенности пластов в процессе их разработки. Методика определения остаточной нефтенасыщенности перфорированных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами, позволяет повысить точность определения остаточной нефтенасыщенности и обеспечивает воспроизводимость значений остаточной нефтенасыщенности на уровне 1-2 %. Разработанная методика оперативной оценки МУН позволяет оценить эффективность воздействия на залежь новым методом увеличения нефтеотдачи, путем обработки призабойной зоны коллектора и определения нефтенасыщенности пласта до и после закачки реагента. Технология определения нефтенасыщения пластов в боковых отводах обеспечивает решение поставленной задачи, при вскрытии продуктивных отложений на «пресной» и высокоминерализованной промывочных жидкостях с удельным электросопротивлением (УЭС) до 0,025 Омм. Технология оценки нефтенасыщения пластов по результатам мониторинга методом ГК радиогеохимических аномалий в нагнетательных скважинах, позволяет выделить толщины пластов, слабоохваченные заводнением. Предложенный комплексный подход к изучению состояния заводнения коллекторов позволяет определить местоположение в разрезе месторождения текущих запасов нефти, выполнить анализ выработки запасов нефти и выбрать мероприятия по совершенствованию применяемой системы разработки.

Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на Международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов», г. Казань, 1994 г.; Международном симпозиуме по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением, г. Пекин, 1996 г.; Международном симпозиуме «Новая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах», г. Уфа, 1997 г.; Международной геофизической конференции и выставке, г. Москва, 1997 г.; Международном симпозиуме «Геофизические технологии контроля разработки, технического состояния скважин и интенсификации добычи нефти на нефтегазовых месторождениях», г. Уфа, 1998 г.; Международном симпозиуме «Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности», г. Уфа, 1999 г.; 1, II Российско-Китайском симпозиумах по промысловой геофизике, г. Уфа, 2000 г., г. Шанхай, 2002 г.; научно-практической конференции, посвященной пятидесятилетию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, г. Лениногорск, 1998 г.; Республиканской научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых», г. Октябрьский, 1999 г.; научно-технических советах объединений «Татнефть» и «Башнефть», ТПП «Когалымнефтегаз», ПДДН «Лукойл-Пермь», заседаниях Ученого совета АО НПФ «Геофизика».

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Дворкин, Владимир Исаакович

Выводы

1. Процесс вытеснения девонской нефти происходит путем послойного заводнения и близок к поршневому, нефтенасыщенность интервала после подхода фронта заводнения снижается сразу практически до уровня остаточной.

Для слабоглинистого пласта с пористостью выше 20 % остаточная нефтенасыщенность близка к 30 %. Частично заводненный девонский коллектор, по существу, представляет два различных объекта разработки. В нем можно выделить нефтяную часть пласта, в которой мала проницаемость для воды, и заводненную часть, где близка к нулю проницаемость для нефти.

2. В заводненной зоне пласта девонского возраста находятся пропластки с текущей нефтенасыщенностью выше остаточной, толщина и количество этих прослоев зависит от глинистости пласта, изменчивости коллекторских свойств и его неоднородности по толщине. Наличие таких пропластков приводит к систематическому завышению значений остаточной нефтенасыщенности, определяемых по результатам ГИС, по сравнению с данными исследований керна.

3. При выработке запасов нефти часть нефтенасыщенных интервалов залежи остается не охваченными заводнением. В первую очередь это интервалы, которые не охвачены заводнением в призабойной зоне ближайших нагнетательных скважин и имеют в них ухудшенные коллекторские и фильтрационные свойства - заглинизированные, уплотненные, находящиеся в прикровельной части пластов. Для всех типов коллекторов в период активной закачки наблюдается опережающее продвижение воды по высокопроницаемым пропласткам и рост охвата заводнением пласта в зонах активной фильтрации флюидов. При ограничении и остановке закачки отмечается обратный процесс вытеснения воды нефтью из заводненных прослоев и выравнивание охвата заводнением по толщине и простиранию пласта.

4. Для высокопроницаемого терригенного пласта с маловязкой нефтью, с пористостью выше 20 %, глинистостью менее 0,3 % максимальное значение коэффициента заводнения равно 0,87-0,9. В пластах с глинистостью от 0,7 до 2 % и проницаемостью менее 0,5 мкм за счет снижения охвата заводнением по толщине пласта, предельные значения коэффициента заводнения равны 0,720,8. В пластах с глинистостью свыше 2 % наблюдается значительная зональная неоднородность заводнения.

5. Наблюдается значительная послойная неоднородность выработки тер-ригенных отложений нижнего карбона, обусловленная существенным отличием по проницаемости отдельных слоев и пропластков по толщине коллектора, вследствие этого охват заводнением пласта, насыщенного вязкой нефтью, уже в призабойной зоне нагнетательной скважины не превышает 0,7-0,8. Уменьшение объемов промывки продуктивных интервалов в условиях линейной фильтрации воды в межскважинном пространстве приводит к снижению значений коэффициента заводнения по сравнению с очагом нагнетания. При этом наблюдается совместное влияние зональной неоднородности пластов и применяемой системы разработки на параметры заводнения. В зонах активной промывки водой коэффициент заводнения на 0,12-0,15 ниже, чем в нагнетательных скважинах. В остальных зонах коэффициент заводнения на 0,3-0,4 ниже, чем в очаге нагнетания.

6. Для терригенных коллекторов Ново-Суксинской площади с высоковязкой нефтью показано, что наблюдается существенная неоднородность заводнения пласта и опережающее продвижение закачиваемой воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам толщиной до 0,4 - 0,8 м. В результате наблюдается медленное, постепенное снижение нефтенасыщенности пласта во времени. В заводняющихся интервалах отмечается радиальная неоднородность по нефтенасыщенности в призабойной зоне, значения нефтенасыщенности по данным короткого зонда ЗИ-0,5 на 6-13 % ниже, чем по данным длинного зонда ЗИ-1,0. Однако из-за неполного охвата заводнением и наличия нефтяных пропластков в обводненной части высокопроницаемого коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью, остаточная нефтенасыщенность равна 45-48 %. Скорость (темп) вытеснения высоковязкой нефти водой в 4-4,5 раза ниже, чем вязких нефтей Арланского месторождения.

7. По результатам измерений в нагнетательных скважинах обводнение продуктивной части коллекторов турнейского возраста происходит по пропласткам малой толщины- «трещинам», при этом предельные значения коэффициента заводнения пласта равны 0,34 - 0,36. Также отмечается поступление закачиваемой воды в водоносную часть карбонатных отложений в нагнетательных скважинах и обводнение продукции добывающих скважин за счет подъема воды в водоносной части по вертикальным трещинам в ближней прискважинной зоне пласта.

8. Показано, что для высокопористых коллекторов каширо-подольских отложений Арланского месторождения при раздельной закачке в пласты каширского и подольского горизонта и плотности сетки 4 га/скв. могут быть достигнуты значения Кзав для пласта П-Ш - 0,55-0,58, для пласта K-I - 0,43-0,45; при совместной закачке воды и плотности сетки 8 га/скв. эксплуатация пласта П-Ш ведется на режиме истощения.

9. Промысловые испытания нефтевытесняющих композиций СНПХ-95, СТАН, 10 % водного раствора ПАВ АФ9-12, 10 % водной дисперсии ПАВ АФ9-6, предназначенных для снижения межфазного натяжения и «доотмыва» остаточной нефти, показали, что в условиях заводненных пластов Д-I Ромашкинского месторождения с остаточной нефтенасыщенностью порядка 20-30 % данные химреагенты не обеспечивают дополнительного вытеснения остаточной нефти. После обработки призабойной зоны и последующей продавки реагентов в глубину пласта водой отмечается увеличение кажущегося остаточного углеводородосодержания на 7-15 % за счет сорбирования на матрице породы углеводородных компонентов. В последующем, за счет прокачки больших объемов воды через обработанную призабойную зону или под воздействием фильтрации жидкости по пласту со стороны ближайших нагнетательных скважин, в течение 6-12 месяцев наблюдается восстановление первоначальных значений остаточной нефтенасыщенности, достигнутых на стадии первичного заводнения.

10. Показано, что в результате закачки водной оторочки, загущенной полимерами и ОЭЦ, за счет снижения подвижности воды в обводненных интервалах происходит выработка нефтяных пропластков, оставшихся после прохождения воды в призабойной зоне нагнетательной скважины и увеличения коэффициента заводнения в очаге нагнетания на 0,12-0,21, и затем развитие заводнения от нагнетательной скважины по площади залежи. Результаты исследований на опытном участке залежи № 8 показали, что снижение подвижности воды в наиболее промытых зонах участка обеспечивает ее отбор из зон с повышенной нефтенасыщенностью.

11. После закачки 1,5 т солей диамоний-фосфата на опытном участке Зе-леногорской площади отмечено увеличение охвата заводнением пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами. По результатам геофизического мониторинга эффективность применения метода составляет 1143 т нефти на одну обработку.

12. Эффект от применения третичного заводнения с ОЭЦ в пластах с маловязкой нефтью состоит в заводнении ухудшенных по коллекторским свойствам нефтяных интервалов в призабойной зоне нагнетательной скважины и затем развитии заводнения от нагнетательной скважины по площади залежи. В пределах опытного участка отмечено увеличение охвата заводнением пласта «в» — на 0,6 м, пласта «г2+з» - на 0,4 м, пласта «дв» - на 0,36 м, пласта «дн» — на 0,28 м. Также за счет снижения подвижности воды в наиболее промытых зонах участка и ограничения ее притока к забоям добывающих скважин обеспечивается отбор нефти из зон с повышенной нефтенасыщенностью.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате исследований по теме диссертационной работы получены следующие основные выводы и результаты:

1. Установлено: в призабойной зоне кварцевых продуктивных коллекторов в обсаженных скважинах, в пластах, не вскрытых перфорацией, в радиусе 15-20 см от стенки скважины коллектор содержит 30-40 % фильтрата промывочной жидкости, проникшего в пласт при проходке ствола; в неработающих пластах, вскрытых перфорацией, за счет влияния капиллярной пропитки прискважинной зоны продуктивного коллектора водой из ствола скважины, отмечается снижение нефтенасыщенности в радиусе исследований метода ИК на 57 %; при промывке ствола скважины с задавкой в коллектор минерализованной воды, степень вытеснения нефти зависит от ее вязкости; в работающих заводняющихся пластах за счет многократной промывки пористого пространства водой наблюдается увеличение коэффициента заводнения пласта на 0,1-0,3 по сравнению с охватом заводнением коллектора по толщине пласта за пределами влияния скважины.

2. Установлено, что при выработке запасов нефти слои, не заводняющиеся в призабойной зоне нагнетательных скважин и имеющие в них ухудшенные коллекторские свойства, остаются не охваченными заводнением вблизи очагов нагнетания. Показано, что для всех типов коллекторов в период активной закачки наблюдается опережающее продвижение воды по высокопроницаемым пропласткам и рост охвата заводнением пласта в зонах активной фильтрации флюидов. При ограничении и остановке закачки отмечается вытеснение воды нефтью из заводненных пропластков и выравнивание охвата заводнением по толщине и площади пласта.

3. Установлено, что в результате закачки сточной и пластовой воды в призабойной зоне образуется радиогеохимическая аномалия, величина которой, особенно в начальный период закачки, связана с объемом воды, прошедшей в залежь через данный слой. Предложено по результатам мониторинга мегодом ГК радиогеохимической аномалии в очаге нагнетания выделять слои и пропластки, в которые поступает основной объем закачиваемой воды, а также оценивать охват пластов заводнением. Показано, что по данным измерений в нагнетательных скважинах может быть получена важная информация о процессе вытеснения нефти и сделан прогноз обводнения залежи.

4. Установлены возможности и ограничения геофизических методов на поздней стадии разработки и показано, что:

5. Впервые предложен и опробован метод пакерной индукционной резистивиметрии, применение пакерного расходомера-резистивиметра для исследований низкодебитных высокообводненных скважин позволяет выделять слабые притоки нефти с дебитами до 0,1 т/сут.

6. Предложена методика определения минерализации сточной воды в Коллекторе.

7. В результате проведенных исследований разработаны технологии:

- для высокопроницаемого коллектора с маловязкой нефтью максимальное значение коэффициента заводнения равно 0,9; в пластах с глинистостью от л

0,7 до 2 % и проницаемостью менее 0,5 мкм за счет снижения охвата заводнением по толщине пласта значения коэффициента заводнения снижаются на 0,10,2, в коллекторах с глинистостью свыше 2 % наблюдается значительная неоднородность заводнения по площади пласта;

- наблюдается значительная послойная неоднородность выработки терригенных пластов с вязкой нефтью, обусловленная существенным отличием по проницаемости отдельных пропластков коллектора, вследствие этого коэффициент заводнения пласта в нагнетательной скважине не превышает 0,7-0,8; уменьшение объемов промывки в условиях линейной фильтрации флюидов приводит к снижению значений коэффициента заводнения коллектора по сравнению с очагом нагнетания в зонах активной промывки водой на 0,12-0,15 в остальных зонах на 0,3-0,4;

- из-за неполного охвата заводнением по толщине пласта остаточная нефтенасыщенность терригенных пластов с высоко вязкой нефтью на 30-40 % выше, чем для пластов с вязкой нефтью;

- коэффициент заводнения по толщине трещинных коллекторов турнейского возраста не превышает 0,34-0,36, для порово-трещинных пластов каши-ро-подольских отложений - в 1,6-1,7 раза выше.

10. В результате изучения процессов заводнения коллекторов при применении новых МУН показано, что:

- закачка химреагентов, предназначенных для снижения межфазного натяжения, не обеспечивает дополнительного вытеснения остаточной нефти из заводненных пластов горизонта Д-I Ромашкинского месторождения;

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Дворкин, Владимир Исаакович, Уфа

1. Авчан Г.Н., Матвеенко А.А.,. Стефанкевич З.Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. - М.: Недра, 1979. - 144 с.

2. Азаматов В.И., Глумов И.Ф. Коэффициент вытеснения нефти водой в условиях Ромашкинского месторождения // Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физика пласта:Тр. ин-та/ТатНИИ.- 1964. Вып. 6.- С.273—281.

3. Аксельрод С.М., Неретин В.Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. — М.: Недра, 1990. — 192 с.

4. Акустический метод контроля за обводнением продуктивных пластов/ O.JL Кузнецов, JI.3. Цлав, JI.A. Сергеев и др. // Нефтегазовая геология и геофизика.- 1970. № 2. - С.36—40.

5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. — М.: Гостоптех-издат, 1962. — 572 с.

6. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-200 с.

7. Баймухаметов К.С. Динамика водонефтяного фактора на длительно разрабатываемых месторождениях // Нефтяное хозяйство. — 1992. — № 2. — С. 10-12.

8. Белышев Г.А., Дворкин В.И. Методико-технологические приемы промысло-во-геофизических исследований добывающих горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1996. № 4.-С.38-41.

9. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. -М: Недра, 1971. 175 с.

10. П.Брылкин Ю.Л., Дубман Л.И. О диэлектрической проницаемости влажных песчаных пород // Тр. СО АН СССР. -Новосибирск: Наука, 1979- Вып. 442.- С.233-242.

11. Булгаков Р.Б., Дворкин В.И. Влияние дебитов и состава извлекаемых жидкости на температуру в нефтяной скважине // Нефтяное хозяйство. 1989. -№ 4. - С.39—41.

12. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. -Уфа: БашГУ, 1992. — 168 с.

13. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. — М.: Недра, 1978. — 318 с.

14. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А. Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимова и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. — 275 с.

15. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности.-М.: Недра, 1979 340 с.

16. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

17. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - 351 с.

18. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России: В 2 т./ Под ред. В.Е. Гавуры. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.— Т.1: / Р.Т. Абдулмазитов, К.С.Баймухаметов., В.Д. Викторин и др. 280 с.

19. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России: В 2 т. / Под. ред. В.Е. Гавуры. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2: /А.К. Багаутдинов, C.JT. Барков, Г.К. Белевич и др. — 352 с.

20. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения: В 2 т./ Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995. -Т.1 492 е., Т.2 - 286 с.

21. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, В.Р. Еникеев, А.Ш. Сыртланов, Ф.М. Якупов. — Уфа, 1993.-280 с.

22. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982.-311 с.

23. Давыдова Р.И. Взаимосвязь технологических и электрических свойств буровых растворов, ее использование для контроля их качества и развития петрофизических моделей: Дис. канд.техн.наук. — Уфа, 1985. — 179 с.

24. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов К.Р. Контроль за выработкой терригенных пластов, насыщенных вязкой нефтью, методами индукционного и импульсного нейтронного каротажа. М., 1989.-Деп. в ВНИИИОЭНГ, 1989, № 1770 нг-89.

25. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов К.Р. Определение остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов по данным индукционного каротажа в скважинах специальной конструкции // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 1.-С.25-27.

26. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов К.Р. Определение параметров выработки продуктивных коллекторов в скважинах специальной конструкции при произвольной солености пластовых вод. М., 1989. - Деп. в ВНИИИОЭНГ, 1989, № 1771нг-89.

27. Дворкин В.И. Изучение процесса вытеснения вязкой нефти закачиваемой водой // Тез. докл. XIX Губкинские чтения. М., 1996. - С.115.

28. Дворкин В.И. Методика оперативной оценки методов повышения нефтеотдачи по данным индукционного каротажа // Тез. докл. XIX Губкинские чтения.-М., 1996,-С.114-115.

29. Дворкин В.И. Определение охвата заводнением в обсаженных скважинах геофизическими методами // Тез. докл. Международная геофизическая конференция и выставка 1997 г. М., 1997. - С.37.

30. Дворкин В.И. Технология контроля за выработкой запасов нефти в скважинах специальной конструкции // Новые высокие информационные геофизические технологии для нефтегазовой промышленности: Тез. докл. Международный симпозиум. Уфа, 1999 - С.23-25.

31. Дворкин В.И. Геофизический контроль за заводнением нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами/УГеофизика. 2000 - Спец. вып-С.19-24.

32. Дворкин В.И., Орлинский Б.М. Оценка текущих запасов нефти многопластовых объектов разработки // Сб. докл. Российско-китайский симпозиум по промысловой геофизике. Уфа, 2000 - С.77-91.

33. Дворкин В.И. Методическое руководство по определению текущей и остаточной нефтенасышенности продуктивных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами / ОАО НПФ "Геофизика". Уфа, 2000. - 88 с.

34. Дворкин В.И., Орлинский Б.М. Технология контроля за выработкой запасов многопластовых залежей нефти // Новые технологии в геофизике: Тез. докл. Научный симпозиум. -Уфа, 2001. С.9-10.

35. Дворкин В.И. Использование радиогеохимического эффекта в очаге нагнетания для оценки заводненной толщины пласта // НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2001. № 85. - С.45-54.

36. Дворкин В.И., Ганичев Д.И., Маврин М.Я. Методика контроля за выработкой нефтяных пластов в Западной Сибири // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2001. - № 85. - С.56-57.

37. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами.- Уфа: ГУП «Уфимский поли-графкомбинат», 2001. 198 с.

40. Дворкин В.И., Панарин А.Т. Геофизический мониторинг выработки запасов нефти на поздней стадии разработки пластов заводнением // Сб. до кладов II

41. Российско-Китайский симпозиум по промысловой геофизике.- Шанхай, 2002. -С. 124-137.

42. Дворкин В.И. Особенности распределения нефтенасыщения в прискважинной зоне продуктивных пластов // Геофизический вестник. 2002.- №10-С. 8-10.5 4. Дворкин В.И. Методика контроля за выработкой запасов нефти //Геофизический вестник 2002.-№11.-С.8-11.

43. Дембицкий С.И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах М.: Недра, 1991. - 204 с.

44. Изучение и контроль текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пород с помощью импульсных интегральных и спектрометрических нейтронных методов: Методическое руководство / НПЦ «Тверьгеофизика».- Тверь, 1998.-41 с.

45. Иванова М.М., Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т. Динамика основных показателей разработки залежей вязкой и высоковязкой нефти (на примере месторождений Татарстана) // Нефтяное хозяйство.— 1994 — № 11/12.-С.64—70.

46. Иванова М.М., Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т. Динамика показателей разработки залежей вязкой нефти (на примере месторождений Татарстана).// Информационный бюллетень Российского геологического общества.—1993. — № 7.- С.44.

47. Иванова М.М., Панарин А.Т. Предварительные результаты заводнения залежей высоковязкой нефти в НГДУ "Нурлатнефть"// Нефтяное хозяйство. — 1986-№ 12 — С.30—36.

48. Иванова М.М., Хахаева Т.Б. Влияние изученности нефтяных залежей на прогноз коэффициента охвата//Нефтепромысловое дело. -1982.- № 5.- С.2-4.

49. Изучение особенностей заводнения терригенных пластов, насыщенных вязкой нефтью / В.Г. Дворецкий, В.И. Дворкин, Р.Х. Муслимов, А.Т. Панарин // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 7. - С.25—27.

50. Изучение теплообмена выше интервала перфорации в длительно работающих скважинах / В.И. Дворкин, И.Т. Иламанова, И.Я. Ладыжинский и др. // Физико-химическая гидродинамика. Уфа: БашГУ, 1985. - С.108-112.

51. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. - 215 с.

52. Киселенко Б.Е., Анохина Н.В., Ступоченко В.Е. Классификация пластовых нефтей по вязкости с учетом особенностей механизма вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа. 1987. - № 10. - С.28-30.

53. Кашик А.С. Российская нефтяная геофизика. Некоторые мысли накануне третьего тысячелетия // Геофизика. 2000. - № 3. - С.3-13.

54. Ковалев О.В., Козлов Т.А. Состав остаточных нефтей Салымского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1987.- № 9. - С.57.

55. Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Технология и программное обеспечение для определения удельного электрического сопротивления в тонкослоистом разрезе // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1996. - № 24. - С.101-105.

56. Контроль за нефтенасыщением обсаженных коллекторов методом индукционного каротажа в Западной Сибири /В.И. Дворкин, Д.И. Ганичев, М.Я. Маврин, К.Р. Ахметов // НТВ «Каротажник».- Тверь: АИС, 2000-№ 12.- С.50-57.

57. Контроль за выработкой продуктивных пластов в Западной Сибири/ В.И. Дворкин, Д.И. Ганичев, А.А. Булгаков, В.Я. Маврин // Новые технологии в геофизике: Тез. докл. Научный симпозиум. Уфа, 2001. - С.89.

58. Корженевский А.Г. Корженевский А.А. Развитие работ по строительству и геофизическому сопровождению горизонтальных скважин в России // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1997,- № 40.- С.70-81.

59. Кошляк В.А., Ильясов О.И., Давыдова Р.И. Оценка нефтенасыщенности коллекторов в зависимости от минерализации насыщающих их жидкостей // Нефтегазовая геология и геофизика. 1983. - № 4. - С. 19-21.

60. Крепление нефтяных скважин стеклопластиковыми трубами / И.Г. Юсупов,

61. B.Г. Голышкин, Р.Х. Ибатуллин и др.// Нефтяное хозяйство. -1981. № 6.1. C.19-22.

62. Крепление нефтяных скважин стеклопластиковыми трубами / В.Г. Голышкин, И.Г. Юсупов, В.Г. Дворецкий и др.// Нефтяное хозяйство. 1987. - № 2. - С.72-76.

63. Лавренчик В.Н. Постановка физического эксперимента и статистическая обработка его результатов. М.: Энергоатомиздат, 1986. — 272 с.

64. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1986. 121 с.

65. Лукьянов Э. Е. Пути решения задач геонавигации и мониторинга при разработке месторождений горизонтальными скважинами // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2001,- № 85. - С.10 - 29.

66. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа.: Башкнигоиздат, 1987. — 152 с.

67. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. - 534 с.

68. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1977.-214 с.

69. Мациевский Н.С. Исследование процесса расформирования зоны проникновения в нефтеносном пласте на основе теории двухфазной фильтрации // Тез.докл. XVII научно—техн. конф. молодых ученых и специалистов / Тат-НИПИнефть,- Бугульма, 1981. С. 15.

70. Мациевский Н.С. Разработка методики контроля обводнения нефтяных месторождений неминерализованной водой по данным нейтронометрии скважин: Дис.канд.техн.наук: 4.00.12 / МИНХ и ГП. — Бугульма, 1982. 165 с.

71. Мациевский Н.С. Теоретические исследования расформирования зоны проникновения в нефтеносном и заводненном коллекторах под влиянием градиента давления. М., 1982. - Деп. в ВНИИОЭНГ, 1982, № 898hi^82.

72. Мациевский Н.С., Кудрявцев Г.В., Орлинский Б.М. Теоретическое исследование остаточной водонасыщенности в процессе расформирования зоны проникновения. М., 1982. - Деп. в ВНИИОЭНГ, 1982, № 899нг-Д82.

73. Методы изучения неоднородности продуктивных пластов, разрабатываемых с применением заводнения / М.М. Иванова, И.П.Чоловский, И.С.Гутман, Ю.И. Брагин // Обзор, инф. Сер. Нефтепромысловое дело М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -48 с.

74. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околосква-жинных зонах. -М.: Недра, 1987. 152 с.

75. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. — М.: Недра, 1992.-272 с.

76. Михайлов Н.Н., Глазова В.Н., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного насыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону // Обзор, инф. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1983. -72 с.

77. Мочалов Е.Ю., Мухаметшин Р.З. Эффективность применения заводнениядля разработки небольших месторождений высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 3. - С.29-33.

78. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения.- Казань: КГУ, 1979.212 с.

79. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекае-мыми запасами нефти на месторождениях Татарии. М.: НТО НГП им. И.Н. Губкина, 1983.- 112 с.

80. Муслимов Р.Х. Состояние и основные направления совершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии: Проблемы совершенствования разработки нефтяных месторождений. Альметьевск: ПО "Татнефть", 1983. -С.6-23.

81. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань: Татарское книжное изд-во, 1989. - 136 с.

82. О возможности выявления прорывов пресных вод с помощью диэлектрического каротажа / Д.С. Даев, С.Б. Денисов, Р.Т. Озолин и др.// Нефтегазовая геология и геофизика. 1971. - № 6. - С.41—44.

83. Оптимизация плотности сетки скважин / П.Д. Алексеев, В.Е. Гавура, В.З. Лапидус, В.Е. Лещенко, Е.И. Семин. М.: Центр "Светоч", 1993. -137 с.

84. Опытно-промышленные работы по разработке высоковязких нефтей / Н.И. Киясова, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Панарин, Ш.Я. Гилязов // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 2. - С.46-49.

85. Орлинский Б.М., Мациевский Н.С., Муслимов Р.Х. Выделение нефтеносных и водоносных коллекторов по скорости расформирования зоны проникновения // Геология нефти и газа. 1980. - № 8. - С.1— 6.

86. Орлинский Б.М., Арбузов В.М. Контроль за обводнением продуктивных пластов методами промысловой геофизики. — М.: Недра, 1971. — 153 с.

87. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. — М.: Недра, 1977. 239 с.

88. Орлинский Б.М., Дворкин В.И., Муслимов Р.Х. Контроль нейтронными методами за обводнением залежей нефти на разных стадиях разработки // Геология нефти и газа. 1987. - № 9. - С.50-54.

89. Опыт применения волнового акустического каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности пластов // В.М. Добрынин, А.В. Городнов,

90. B.А. Черноглазов и др./ НТВ «Каротажник».- Тверь: АИС, 2000 № 711. C.60-68.

91. Опыт промышленного применения С/О-каротажа. Проблема оценки достоверности получаемых данных /Ф.Х.Еникеева, Б.К.Журавлев, А.Н.Тропин, В.Г.Череменский // НТВ «Каротажник». -Тверь:АИС, 2002.-№100.-С.224-236.

92. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1976. -89 с.

93. Орлов Л.И., Карпов Е.Н., Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1987. — 216 с.

94. Основы импульсных нейтронных методов каротажа: Методическое пособие / А.И. Кедров, В.А. Новогородцев, А.Л. Поляченко и др. — М.: Ротапринт ОНТИ ВНИИЯГГ, 1969. 261 с.

95. Остаточные нефти и проблемы повышения нефтеотдачи пласта/ Г.П. Курбский, Г.В. Романов, В.В. Абушева и др./ Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов: Крат. тез. докл. Всесоюзное совещание. Бу-гульма, 1989. - С. 143-145.

96. Оценка достоверности определения параметров выработки пластов геофизическими методами / М.Х. Хуснуллин, Э.П. Халабуда, Л.Н. Воронков и др. // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 7.- С.30-34.

97. Панарин А.Т. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на базе энергосберегающей технологии // Нефтяное хозяйство. — 1992. № 2. — С.8-9.

98. Панарин А.Т., Закиров А.Ф. Совершенствование метода циклического воздействия на пласт // Геология и разработка нефтяных месторождений: Тез. докл. Научно-практическая конференция, посвященная 50—летию Татарской нефти. — Альметьевск, 1993. — С.87-90.

99. Панарин А.Т. Стратегия разработки месторождений // Нефтяник. — 1993. № 2. - С.27—29.

100. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения.-М.: Гостоптехиздат, 1959. 213 с.

101. Плюснин М.И. Индукционный каротаж. — М.: Недра, 1968. — 142 с.

102. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии / Р.Т. Булгаков, Р.Х. Муслимов, Ф.М. Хамадеев и др. Казань: Таткнигоиздат, 1974. -120 с.

103. Потапов А.П., Кнеллер Л.Е. Определение УЭС пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1998.- № 52. - С.62-67.

104. Применение индукционной резистивиметрии для выделения слабых притоков нефти в высокообводненных скважинах / В.И. Дворкин, В.И. Метел-кин и др. // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1996. - № 25. - С.96-101.

105. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин и др. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.- 184 с.

106. Применение технологии исследования скважин стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском месторождении / Е.В. Лозин, И.Г. Шарафутди-нов, В.Г. Дворецкий, С.А. Попов // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 1.- С.76-77.

107. Радиоволновая геоинтроскопия РВГИ межскважинного пространства на месторождениях нефти / В.А. Истратов, М.Г. Лысов, И.В. Чибиркин и др. // Геофизика: Спецвыпуск, посвященный 50-летию «Пермнефтегеофизика».-М.: ЕАГО, 2000.- С.90 93.

108. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин. Уфа: Китап, 1994.- 180 с.

109. Разработка нефтяных месторождений: В 4 т. / Под ред. Н.И. Хисамутди-нова и Г.З. Ибрагимова. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- Т.1. 240 с.

110. Ревенко В.М. Проблемы разработки месторождений Западной Сибири и пути их решения // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещания. Альметьевск, сентябрь 1995 г. М., 1996. - С.92-103.

111. Регламент по определению текущей и остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами, в процессе их разработки / В.И. Дворкин, В.Г. Дворецкий и др. Уфа: ВНИИнеф-тепромгеофизика, 1996. - 54 с.

112. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки месторождений при водонапорном режиме. — М.: Недра, 1973. — 238 с.

113. Султанов С.А, Свихнушин Н.М. Использование методов промысловой геофизики для изучения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1967. - 115 с.

114. Султанов С.А., Зайцев В.И., Антонов Г.П. О некоторых закономерностях движения меченной жидкости по пласту // Перспективы открытия новых месторождений Татарии и особенности их разработки. Бугульма, 1980.-С.65-70.

115. Султанов С.А., Вахитов Г.Г. Опыт разработки Бавлинского нефтяного месторождения. — Казань: Таткнигоиздат, 1961. — 163 с.

116. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 308 с.

117. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1968. 159 с.

118. Сургучев М.Л., Цынкова О.Э. О нестационарных режимах заводнения нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1983. - № 7. - С.26-28.

119. Сургучев M.JI., Шевцов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1977. — 175 с.

120. Технология геофизического контроля разработки нефтяных месторождений / В.Г. Дворецкий, Б.М. Орлинский, В.В. Труфанов и др. // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 8. - С.21-24.

121. Технология определения характера насыщения коллекторов в боковых отводах скважин / В.И. Дворкин, В.И. Метелкин, А.П. Яковлев, Е.А. Морозова, Д.И. Ганичев // Геофизика.- 2000. Спец. вып. - С. 13-17.

122. Теленков В.М. Технология определения текущей нефтенасыщенности-коллекторов при контроле разработки нефтегазовых месторождений Нижневартовского района // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2002.- №98. -С.72-94.

123. Техника каротажных исследований и интерпретации Schlumberger: Конференция в Москве. М., 1986. - 326 с.

124. Титов В.И., Жданов С.А. Особенности состава и свойства остаточных нефтей // Нефтяное хозяйство. — 1989. № 4. — С.28—32.

125. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. — М.: Недра, 1990. — 267 с.

126. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1979.-255 с.

127. Фельдман А.Я., Юдин В.А. Теоретическое исследование капиллярного расформирования зоны проникновения // Скважинные ядерно-геофизические исследования на месторождениях нефти, газа и твердых ископаемых. -М.: ВНИИЯГГ, 1978. С.40-45.

128. Халимов Э.М., Иванова М.М. Детальная корреляция продуктивных пластов и ее значение при разработке месторождений нефти и газа // НТС. Сер. Нефтепромысловая геология и геофизика. — М.: ВНИИОЭНГ, 1980. — № 1.- С.3-6.

129. Хуснуллин М.Х., Глазова В.М. Геофизические методы контроля нефте-извлечения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Обзор. инф. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ, 1989. 44 с.

130. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. - 190 с.

131. Циклическое заводнение нефтяных пластов / А.Т. Горбунов, С.А. Мыхта-рянц, В.И. Сафронов и др.// Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело.— М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 65 с.

132. Цынкова О.Э., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. — М.: Недра, 1993. — 158 с.

133. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1977. — 208 с.

134. Шарбатова И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. — М.: Недра, 1988. — 120 с.

135. Щелкачев В.Н. Анализ разработки крупнейших нефтяных месторождений СНГ И США. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - 76 с.

136. Шумилов А. В. Контроль качества цементирования и технического состояния стеклопластиковых обсадных труб методами ГИС // НТВ «Каро-тажник». Тверь: АИС, 2001. - № 85. - С.83 - 98.

137. Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1988. — 199 с.

138. Юсупов М.З. Разработка методики выделения нефтенасыщенных и обводненных нагнетаемой пресной водой пластов по данным опробования пластов приборами на кабеле: Дис. .канд. геол—мин.наук: 4.00.12. — Уфа, 1973. 134 с.

139. Ядерные магнитные методы исследования скважин / С.М. Аксельрод, В.И. Даневич, В.М. Запорожец и др. М.: Недра, 1976. - 126 с.

140. Albright J.C. Use of Well Logs to Characterize Fluid Flow in the Maljanar CO Pilot // JPT, 1986, v.38, № 9, p.p. 883-890.

141. Application of Induction Log for Monitoring Bed Waterflood in Cased Wells / V.I. Dvorkin, V.G. Dvoretsky, A.T. Panarin, R.KH. Muslimov // Transactions of

142. International Symposium on Well Logging Techniques for Oilfield Development under Waterflooding 17-21 Sept., Beijing, 1996, p.p. 612-627.

143. Anderson W.G. Wettability literature survey part 1: rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability // Journal of Petroleum Technology. - 1986, v.38, № 10, p.p.l 125-1114.

144. Anderson W.G. Wettability literature survey part 3: the effects of wettability on the electrical properties of porous media // Journal of Petroleum Technology. — 1986, v.38, № 12, p.p. 1371-1378.

145. Felder R.D., Hoyer W.A. The Use of Well Logs to Monitoring a Surfactant Flood Pilot Test // Journal of Petroleum Technology. -1984, v.36, № 8, p.p. 1379-1391.

146. Richardson J.E. Monitoring Flood Profiles with Induction Logs // Journal of Petroleum Technology. 1979, v.31, № 1, p.p. 19-24.

147. Thomas E.C., Richardson J.E., Shannon M.T., Williams M.R. The scope perspective of ROS measurement and flood monitoring // Journal of Petroleum Technology. 1987, v.39, № 11, p.p. 1398-1405.

Информация о работе

Дворкин, Владимир Исаакович
доктора технических наук
Уфа, 2002
ВАК 25.00.10

Диссертация

Геофизический контроль за выработкой запасов нефти в скважинах специальной конструкции - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы