Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологические основы повышения эффективности разработки и нефтеотдачи нефтяных и нефтегазовых месторождений

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологические основы повышения эффективности разработки и нефтеотдачи нефтяных и нефтегазовых месторождений"

ОАО НК "Роснефть" Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова

РГб он

На правах рукописи

1 ] щ ^ УДК [553.98+622.276.1/4:55]

Гавура Вилен Евдокимович

Геологические основы повышения эффективности разработки и нефтеотдачи нефтяных и нефтегазовых месторождений

Специальность-04.00.17 - Геология, поиск и разведка нефтяных и

газовых месторождений

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва-1996

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН Халимов Э.М.

доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик АГНРФ Аксенов А.А.

доктор технических наук, профессор, академик АГНРФ Мухарский Э.Д.

Ведущая организация - Институт геологии и разработки

горючих ископаемых (ИГиРГИ)

Защита состоится 15 ноября 1996 г. в 10 часов на заседании

диссертационного Совета Д 104.02.01 ВАК России при Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте . (ВНИИнефть) по адресу: 125422, Москва, Дмитровский проезд, д.10

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке ВНИИнефть.

Диссертация в виде научного доклада разослана 01.10.1996г. 1996 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, к.г.-м.н., старший научный сотрудник

. О^иЛы . М.М.Максимов

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходило на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высоким обводнением,, а также открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к коллекторам с высокой геологической неоднородностью, карбонатным породам со сложным характером пустотного пространства, газонефтяным залежам, залежам с высоковязкими нефтями и аномальными условиями залегания.

Все устойчивее проявляет себя тенденция увеличения доли запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах ( с 29% в 1980 г. до 75% в 1995 г.) с неблагоприятными геолого-физическими условиями ее извлечения на месторождениях, расположенных на труднодоступных территориях, требующих существенного увеличения капитальных вложений на их освоение, а также применения новых технологий и технических средств.

Другой особенностью современного этапа является все возрастающий объем запасов, находящихся на поздней стадии разработки, с резким изменением их структуры. Выработанность активных запасов достигла величины 65,5% , трудноизвлекаемых -23%.

Более того, значительные ресурсы углеводородного сырья рассосредоточены на отдаленных от промышленных центров труднодоступных территориях страны с экстремальными природно-климатическими условиями, с высокой экологической восприимчивостью к технологическому воздействию, включая континентальный шельф.

В этих условиях исключительно важное значение для развития отрасли на ближайшую и более отдаленную перспективу приобретают вопросы дальнейшего совершенствования проектирования разработки нефтянкгх •месторождений, повышения эффективности прииеняемътх систем разработки, создания _ новых технологических процессов и методов эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов и увеличения нефтеотдачи пластов.

Проблема рациональной разработки месторождений, находящихся в III и IV заключительных стадиях, превратилась в одну из самых актуальных задач, от решения которой зависит стабилизация

добычи нефти по отдельным месторождениям, либо замедление темпов ее падения.

В условиях высокой выработки запасов все большее значение приобретают методы геологического и геофизического контроля за разработкой продуктивных пластов.

Кроме .послойной корреляции разреза, позволяющей решать ряд вопросов, связанных с выделением зон замещения или выклинивания прослоев в различных плоскостях важным является получение пространственной картины строения продуктивного пласта.

В этой связи возникла необходимость в объемной корреляции продуктивных пластов, включающей в себя и общую, зональную и послойную корреляцию с привлечением всей информации, полученной по петрофизическим, гидродинамическим, гидрогеологическим, физико-химическим методам исследования, а также с использованием высокоточной термометрии и дебитометрии скважин, а в последнее время томографии пластов.

В сложившихся условиях особую роль приобретает совершенствование систем разработки месторождений, разрабатываемых с заводнением, так как этот метод воздействия в ближайшие 10 - 15 лет будет оставаться превалирующим, а свои возможности по нефтеотдачи 45-50 % он практически исчерпал.

В этих условиях для повышения эффективности систем заводнения особо важное место в последние годы занимает одна из разновидностей поддержания пластового давления - нестационарное заводнение, позволяющее увеличить охват пластов воздействием при учете геологической неоднородности и расчлененности объектов, что позволяет значительно повысить эффективность метода заводнения, расширив его границы на залежи с повышенной вязкостью нефти.

Метод нашел широкое развитие в Урало-Поволжье, на Северном Кавказе, в Западной Сибири и других районах.

Совершенствование циклического метода воздействия и метода изменения направления фильтрационных потоков и комплексирования их с физико-химическими методами позволит повысить эффективность разработки месторождений в начальной и поздней стадии.

Другим путем совершенствования систем заводнения является повышение качества закачиваемой воды путем ее загущения, что позволяет резко увеличить охват воздействием продуктивных пластов. Эта задача решается с помощью полимерного заводнения, нашедшего развитие на месторождениях Самарской области, Татарстана, Удмуртии и других регионах.

Особое значение приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений и создание новых систем разработки, учитывающих качественную характеристику запасов нефти. Здесь следует отметить месторождения с трудноизвлекаемыми

запасами нефти, приуроченным» к низкопроницаемым коллекторам, газонефтяным залежам с обширными подгазовыми зонами, высоковязким нефтям, залежам, залегающим на больших глубинах и с аномальными свойствами нефтей.

В связи с ухудшением качественной структуры сырьевой базы дальнейшее развитие получат методы повышения нефтеотдачи пластов и новые технологии, которые приобретают стратегическое значение для будущего развития народного хозяйства России.

Все большее значение приобретают месторождения с карбонатными коллекторами, особенности разработки которых требуют специфических решений.

Выбор оптимальной плотности сетки скважин является одним из центральных вопросов теории и практики разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений и имеет исключительно важное значение.

Роль и влияние основных природных, геологических и технологических факторов на процесс разработки и нефтеотдачу пластов огромны. Результаты опытно-промышленных экспериментов по оценке влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу по Покровскому, Бавлинскому и Ново-Хазинскому участку Арланского месторождения показали, что в реальных неоднородных пластах оптимизация плотности сетки обеспечивает вовлечение в активную разработку недренируемых и слабодренируемых зон пласта, оказывая сущестленнае^влиян11е.на.ктффициентлзвленения.нефта..

Выбор оптимальных сеток скважин требует наличия информационных систем с современным компьютерным обеспечением, а также создания постоянно действующих адресных геолого-физических моделей месторождений, с помощью которых можно выявить слабодренируемые и застойные зоны продуктивных пластов и определить пути вовлечения их в активную разработку.

Все большую роль в развитии нефтедобычи приобретают нефтегазовые месторождения, запасы нефти которых заключены в обширных и низкопродуктивных подгазовых зонах с незначительной нефтенасыщенной толщиной продуктивных пластов.

Наиболее эффективными оказались системы с применением барьерного и внутриконтурного заводнений, применяемые в Западной Сибири. Закачка воды в барьерный или внутренний ряд скважин позволила изолировать газонасыщенную часть пласта от нефтенасыщенной и осуществить их самостоятельную' разработку. Вследствие этого улучшились условия выработки запасов в подгазовой зоне, существенно возросли дебиты скважин, темпы отбора нефти и газа, конечная нефтеотдача.

Цель работы

На базе проведения и обобщения результатов научных, экспериментальных и промысловых исследований эффективности разработки продуктивных пластов нефтяных и нефтегазовых месторождений, приуроченных к терригенным . и карбонатным коллекторам с высокой геологической неоднородностью и расчлененностью решаются проблемы адаптации современных систем разработки к различным геологическим условиям, обосновывается развитие новых высокоэффективных технологий и современных методов повышения нефтеотдачи, способствующих повышению эффективности разработки на различных стадиях.

Основные задачи исследований

1. Исследовать эффективность системы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами, разрабатываемых с заводнением.

2. Изучить влияние геологической неоднородности и расчлененности продуктивных горизонтов на эффективность их разработки.

3. Разработать критерии применяемости методов нестационарного и полимерного заводнения для различного типа коллекторов, поровых, трещиновато-поровых и др.

4. Разработать методику обработки материалов гидродинамических исследований пластов и екважин, позволяющую повысить достоверность данных о геологическом строении продуктивных пластов, определить тип залежи и оценить степень охвата пластов заводнением.

5. Обосновать целесообразность развития работ по применению трассирующих индикаторов и метода фотокалориметрии нефтей для решения вопросов регулирования разработки.

6. Исследовать величину начальной нефтеводонасыщенности в карбонатных коллекторах при вскрытии продуктивных пластов на известково-битумных растворах с целью уточнения подсчетных параметров.

7. Разработать требования к исследованиям пластов и скважин для подсчета запасов нефти и проектирования разработки.

8. Изучить эффективность работ в различных регионах по оптимизации сеток скважин, проанализировать эффективность уплотняющего бурения с учетом влияния природных геологических и технологических факторов.

9. Исследовать эффективность разработки продуктивных нефтяных пластов, представленных терригенными и карбонатными

породами на позднем стадии и разработать меры повышения ее эффективности, особо рассмотрев вопрос оптимизации систем заводнения в различных геолого-промысловых условиях.

10. Разработать классификацию систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления с целью их совершенствования.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались автором в процессе проведения научно-исследовательских работ, выполнения анализа практических данных по месторождениям, разрабатываемых с применением различных систем воздействия.

В. постановке конкретных задач по внедрению новых технологических методов повышения нефтеотдачи с применением нестационарного и полимерного заводнения на месторождениях Самарской области, Татарстана, Западной Сибири и других регионах.

По проведению анализа эффективности промышленных испытаний циклического метода воздействия и метода изменений фильтрационных потоков , которые нашли широкое применение во многих регионах страны.

По конкретным исследованиям кернового материала, позволившим разработать рекомендации по решению вопросов определения параметров карбонатных пород, необходимых при подсчете запасов нефти.

Участие в разработке руководящих документов, утвержденных Миннефтегазпромом СССР и документах, рассмотренных на Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений Минтопэнерго России.

К ним относятся регламенты составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений 1980,1986, 1996 годы).

Регламент на проектирование разработки месторождений с применением методов повышения нефтеотдачи. (1979г.)

Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений ( 1977 г.).

Регламент проведения текущего геолого-промыслового анализа разработки нефтяных месторождений. 1980 г.

Регламент составления авторских надзоров. 1990 г.

Методическое руководство по гидродинамическим и промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. 1991г.

В руководщих документах, разработанных с участием автора, сформулированы основные принципы и требования на современном

- О -

этапе к проектированию разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, разрабатываемых как с традиционными методами, так и с современными методами повышения нефтеотдачи.

Внедряемые в отрасли руководящие документы позволили повысить качество проектирования за счёт расширения работ по более детальному изучению геологического строения продуктивных пластов, путём привлечения промыслово-геофизических, гидродинамических и физико - химических исследований пластов и скважин.

Научная новизна

Диссертационная работа является обобщением многолетних результатов научных и промысловых исследований, посвящена внедрению новых методов и технологий повышения нефтеотдачи и развитию и совершенствованию традиционных методов разработки. В работе получены следующие научные результаты:

1. Впервые в стране на месторождениях Самарской области теоретически обосновано и практически внедрено нестационарное и полимерное заводнение, нашедшее в последующие годы широкое развитие на месторождениях страны. Разработаны критерии выбора объектов для реализации этих методов и определена область рентабельного их применения.

2. Разработаны комплексные методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений путем комплексирования дебитометрии, закачки трассирующих индикаторов, гидропрослушивания скважин.

3. Получены новые данные при исследовании кернов, отобранных при бурении скважин на нефильтрующихся растворах, позволившие уточнить параметры для подсчета запасов нефти в карбонатных коллекторах.

4. Разработана методика обработки результатов исследований скважин глубинными дебитомерами и расходомерами. Гистограмма определения перфорированной и действующей толщины позволяет изучать слоистую неоднородность, выявить возможные зоны трещиноватости продуктивного пласта, решить вопрос о типе залежи продуктивного пласта, об оптимизации плотности сетки скважин.

5. Впервые на месторождении Самарской области проведены комплексные исследования по применению метода фотокалориметрии нефтей с целью изучения геологической неоднородности продуктивных пластов. Полученные результаты позволили изучить направление движения потоков, определить источник поступления воды и осуществить прогноз обводнения

6. Поставлена задача и получены первые результаты по сейсмоакустическому межскважинному прозвучиванию ( томография пласта), позволяющему контролировать во времени текущую нефтенасыщенность в объеме пласта и тем самым способствовать решению вопросов вовлечения в разработку недренируемых прослоев, тупиковых и застойных зон.

7. Показано на опыте разработки Бавлинского, Покровского и Ново-Хазинского участка Арланского месторождения значительное влияние плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу.

8. Сформулированы основные принципы и требования к разработке и контролю за выработкой запасов нефтегазовых залежей; комплексность решений по извлечению нефти из подгазовой зоны и газа из газовой шапки, поддержание постоянного положения ГНК, проведения мер, не допускающих образования газовых и водяных конусов в добывающих скважинах и прорывам газа из газовой шапки.

Показана важность развития работ по вовлечению в активную разработку обширных подгазовых зон с небольшой нефтенасыщенной толщиной, низкой проницаемостью и высокой неоднородностью продуктивных пластов.

9. Сформулированы принципы разработки карбонатных и терригенных коллекторов, имеющих аномально - высокие пластовые давления с позиций поддержания пластовых давлений. .

10. Проанализирован фактический материал по состоянию разработки продуктивных пластов с поддержанием пластового давления, превышающим начальные пластовые, показавший отрицательные последствия, как в части уменьшения нефтеотдачи, так и в части засорения призабойных зон пласта в процессе глушения

-скважин.

11. Предложено использовать гидрогеологические методы при поисках и разведке локальных участков месторождений в Урало -Поволжье, используя для этой цели региональные гидрогеологические и палеогидрогеологические исследования.

Показано на примерах многих месторождений Самарской области целесообразность в процессе эксплуатационного бурения для доразведки месторождений использование гидрогеологического метода разведки.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

I. Применение гидродинамических методов воздействия -циклического метода заводнения и метода изменения направления фильтрационных потоков на Покровском месторождении Самарской

области ( карбонатный и терригенный коллектора) позволило определить критерии применимости метода, величину проведения циклов во времени и пределы снижения давления в пласте.

Результаты зтих работ были использованы при составлении проектных документов с применением циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков на Якушкинском, Козловском, Кулешовском, Дмитровском, Сосновском и др. месторождениях Самарской области. Опыт разработки этих месторождений получил широкое распространение практически во всех нефтяных районах нашей страны. Нашел применение на Ново-Елховском и Ромашкинском месторождениях Татарстана, Мартымья Тетеровском в Тюменской области, Зимняя ставка, Величаевско-Колодезном, Правобережном и Восточном Ставропольского края и др.

Количество объектов, охваченных воздействием этими методами достигло 215, в том числе по Самарской области 39, по Западной Сибири 37. Дополнительно по Самарской области за 1975 -1989 г.г. извлечено 7,8 млн. т. нефти с экономическим эффектом SO,7 млн.руб. (цены 1989 г.).

По Татарстану развитие этих работ позволило увеличить дополнительно добычу нефти с 97 тыс.т. в 1973 году до 1,8 млн.т в 1994 году.

Разработанный метод повышения нефтеотдачи с применением полимерного заводнения реализован при:

-составлении технологической схемы разработки с применением закачки полиакриламида на Орлянском, Сосновском, Радаевском и Яблоневском месторождениях Самарской области.

Дополнительно извлечено по Орлянскому месторождению 747 тыс.т нефти с экономическим эффектом 5,9 млн.руб. ( цены 1977 г.) . Текущая нефтеотдача составила 32,5 % при расчётной 26%.

Эффективность метода по отдельным месторождениям Самарской области в период 1977 - 1993 г.г. составила 1,2 млн. т дополнительной нефти.

Разработанные критерии выбора объектов, пригодных для полимерного заводнения и определенная область рентабельного применения этого метода позволила развивать их на месторождениях Удмуртии, Татарстана и других районах.

Наиболее крупным объектом, разрабатываемым с полимерным воздействием является месторождение Каламкас в Казахстане.

3. Результаты практических работ, выполненных на Мухановском, Кулешовском и Сосновском месторождениях Самарской области по первичному вскрытию продуктивных пластов на нефильтрующихся нефтяных растворах дали возможность разработать рекомендации по расширению этих работ, что позволило

при вскрытии обеспечить сохранение естественной проницаемости пласта.

4. Разработанная методика изучения слоистой неоднородности, геологического строения карбонатных коллекторов и выработки запасов на основе дебитометрирования и расходометрирования скважин с привлечением трассирующих индикаторов использована для уточнения типа залежей и выяснения зон повышенной трещиноватости в пластах Кулешовского, Алекаевского, Сосновского и Дерюжевского нефтяных месторождениях Самарской области., что позволило сделать важные практические выводы, относящиеся к совершенствованию системы воздействия и бурение дополнительных скважин, что и было реализовано при разработке продуктивных пластов.

5. Постановка исследовательских задач по изучению геологической неоднородности и расчлененности, а также выработанное™ запасов нефти во времени и построение при проведении анализа блок-схем по Алакаевскому, Хилковскому, Козловскому, Сосновскому, Дерюжевскому и Орлянскому месторождениям Самарской области позволило внести коррективы при решении вопросов дополнительного бурения добывающих скважин, создание очагов заводнения, оптимизации систем разработки.

6. Поставлены работы по созданию метода внутрипластовой томографии, основанной на межскважинных геофизических исследованиях путем проведения сейсмоакустического воздействия на пласты волновым полем.

Первые опытные испытания новой технологии проведены на Анастасиевско - Троицком месторождении, показавшие возможность получить представление о плотности распределения запасов в межскважинном пространстве.

Ведутся подготовительные работы по межскважинному прозвучиванию пластов группы А Самотлорского месторождения

7. При участии автора разработаны и утверждены Миннефтепромом ряд руководящих документов:

- Регламенты составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

РД 39-9-452-80, РД 30-0147035-207-86

- Регламент составления проектов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов.

РД 39-9-135-79

- Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

1987 г.

- Отраслевая программа работ по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений на 1986 - 1990 годы, утвержденная коллегией Министерства. ( 1985 г.)

Регламент по проведению текущего геолого-промыслового анализа разработки нефтяных месторождений и проведению авторского надзора.

РД - 39-9-500-8 и РД - 39-9-490-80

Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений.

РД -39-100-91

- Регламент составления проектных технологических документов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, рассмотренный на ЦКР Минтопэнерго РФ в апреле 1996 г.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались : 1. "На областных и всесоюзных семинарах по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин.

г.Ивано-Франковск, 1962 г., г. Гомель, 1967 г., г. Куйбышев, 1968 г., 1971, 1976, 1978, г.Отрадный 1975 г., г.Нефтегорск, 1977 .

2. На выездном заседании НТС Миннефтепрома, ЦКР по разработке месторождений, ЦП НТО НГП по проблеме:

" Влияние плотности сетки скважин и их размещение на нефтеотдачу пластов"

г. Минск, 1967 .

3. На всесоюзном совещании по проблеме :

" Состояние и основные задачи совершенствования разработки нефтяных месторождений в поздней стадии".

г. Москва, 1968 .

4. На Губкинских чтениях, посвященных 100 летию со дня рождения академика И.М.Губкина.

г. Москва, 1972.

5. На всесоюзном совещании по проблеме " Пути дальнейшего совершенствования систем разработки нефтяных месторождений с заводнением.

г. Альметьевск, 1973.

6. На всесоюзном заседании научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР по проблеме:

"Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей" г.Краснодар, 1974.

7. На всесоюзной сессии научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и НТС Миннефтепрома по проблеме:

"Методы оптимального планирования добычи нефти". г.Тюмень, 1976.

8. На выездной сессии НТС по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и ЦКР по разработке по проблеме:

"Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений с заводнением".

г.Москва, 1972.

9. На всесоюзном совещании по проблеме:

"Развитие методов проектирования, анализа и контроля за разработкой нефтяных месторождений". г.Бугульма, 1982.

10. На всесоюзном совещании по проблеме:

"Обобщение опыта совершенствования разработки нефтяных и газовых месторождений". г.Уфа, 1983. "

11. На всесоюзном совещании, проведенном Миннефтепромом совместно с ЦКР по разработке и ЦП НТО НГП по проблеме:

"Повышение эффективности разработки месторождений Западной Сибири на основе ускоренного внедрения достижений научно-технического прогресса". г.Тюмень, 1986.

12. На выездном заседании НТС Миннефтегазпрома СССР по проблеме:

"Принципы размещения скважин и пути повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений". г.Нижневартовск, 1983.

13. На выездном заседании НТС Миннефтепрома СССР, ЦКР. научного совета по проблемам разработки АН СССР и ЦП НТО НГП по проблеме:

"Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов". г.Бугульма, 1989.

14. На заседании научно-технического совета Миннефтегазпрома СССР по проблеме:

"Комплексность выработки запасов нефти и газа при разработке нефтегазовых залежей". г.Краснодар, 1990.

15. На заседании научно-технического совета по проблеме:

"Фундаментальные поисковые исследования механизма вытеснения нефтей различными агентами и создание технологии разработки трудноизвлекаемых запасов".

г.Альметьевск, 1991.

16. На всероссийской конференции НТО НГП, посвященной проблемам и перспективам развития нефтегазового комплекса" .

г. Москва, 1994.

17. На всероссийском совещании по проблеме :

" Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения".

г.Альметьевск, 1995.

18. На советско-французско-румынском симпозиуме по разработке нефтяных месторождений и методам увеличения нефтеотдачи.

г. Москва, 1977.

19. На международном симпозиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами.

Варна. Болгария, 1990.

20. На VII Европейском симпозиуме по проблеме повышения нефтеотдачи пластов.

г. Москва, 1993.

21. На Международной Хедбергской научной конференции по проблеме:

" Аномальное давление в нефтегазоносных районах".

г.Денвер. (Голден), Колорадо, США, 1994 г.

22. На VIII Европейском симпозиуме по проблемам повышения нефтеотдачи.

г.Вена, Австрия, 1995.

Структура и объем работ

Диссертационная работа выполнена в форме научного доклада, изложенного по материалам опубликованных работ и на основе практических результатов, полученных при внедрении новых методов и технологий. При подготовке доклада широко была использована монография " Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений", опубликованная в 1995 году, а также другие публикации по теме диссертации.

Публикации

По теме диссертации соискателем опубликованы 100 печатных работ, включая три обзора, посвященные вопросам совершенствования разработки нефтяных месторождений, три книги и монография.

Кроме того, опубликованы руководящие документы Миннефтегазпрома СССР.

На протяжении многих лет автор проводил совместные исследования с учеными различных научно-исследовательских и производственных организации.

Автор приносит благодарность И.М.Аметову, К.Б.Аширову, А.А.Боксерману, Б.Т.Баишеву, И.П.Васильеву, А.Р.Гарушеву,

A.Т.Горбунову, Р.Н.Дияшеву, С.А.Жданову, Ю.П.Желтову, Ю.В.Желтову, М.М.Ивановой, В.В.Исайчеву, В.Г.Лейбсону,

B.Е.Лещенко, В.Д.Лысенко, Е.В.Лозину, В.С.Ковалеву, В.И.Колганову,

A.К.Курбанову, М.М.Максимову, Ю.В.Маслянцеву, Р.Х.Муслимову, Э.Д.Мухарскому, П.А.Палию, Н.К.Праведникову, Б.Ф. Сазонову, М.М.Саттарову, Е.И.Семину. Н.Е.Стадниковой, Э.М.Халимову, Е.И.Чипас, И.П.Чоловскому, Г.Ю.Шовкринскому, И.А.Швецову,

B.Н.Щелкачеву - сотрудничество с которыми позволило решить ряд научных и производственных задач, что дало возможность повысить эффективность разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений в различных регионах.

Автор с благодарностью вспоминает ученых и производственников, ушедших из жизни, оказавших большое влияние на формирование научных взглядов автора - Ф.А. Бегишева, Ю.П.Борисова, Г.И.Григоращенко, А.И.Губанова, А.П.Крылова, М.И.Максимова,

C.А.Султанова, М.Л. Сургучева, В.Ю.Филановского, В.Г.Оганджанянца, И.Д.Амелина, В.С.Мелик-Пашаева, В.П.Меркулова, А.В.Сафронова, Г.П.Ованесова, И.Л.Ханина, Ф.Г.Аржанова, В.П.Оноприенко, Е.П.Ефремова, И.Д.Умрихина.

Автор благодарит своих коллег из НК "Роснефть"

A.А.Джавадяна, М.П.Гудырина, В.З.Лапидуса, В.И.Сафронова,

B.В.Стасенкова, С.Н.Волкова, Н.А.Поповкину и из Минтопэнерго РФ Н.Н.Лисовского, П.Ф.Храмова, С.В.Князева, В.Ф.Базива, А.И.Кулакова,

C.Ф.Морикову за помощь при выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. ВЛИЯНИЕ ПРИРОДНЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ПРОЦЕСС РАЗРАБОТКИ И НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ

На процесс разработки нефтяного месторождения и коэффициент извлечения нефти (нефтеотдачу пластов) одновременно влияет очень большое число факторов - как природных, обусловленных геолого-физическими особенностями эксплуатационных объектов, так и технологических, определяемых условиями (методами, способами, системами) разработки. Количественно оценить влияние каждого из действующих факторов на нефтеотдачу - сложная задача. Результаты таких оценок, несмотря на использование современных методов исследований, не всегда можно считать достаточно надежными и распространять на другие объекты и месторождения.

Этой проблеме - оценке влияния различных факторов на технологические показатели разработки и нефтеотдачу пластов посвящено значительное количество работ. Однако многие вопросы остаются невыясненными и интерес к проблеме и ее актуальность остаются высокими [11, 12, 27,51,82].

Несмотря на использование различных методов исследований, включая анализ промыслового опыта, результаты количественных оценок в большинстве случаев оказываются недостаточно надежными.

Основными причинами, обуславливающими трудности в изучении влияния различных природных и технологических факторов на процесс разработки и нефтеотдачу пластов, являются следующие:

- многообразие природных условий, в которых находятся скопления нефти (различия в геолого-физической характеристике пластов, характере и степени их неоднородности, свойствах насыщающих пласты флюидов и др.);

- одновременное влияние на процесс разработки большого числа факторов (как природных, так и зависящих от выбранной системы разработки и проводимых мероприятий по ее совершенствованию). Роль и влияние некоторых факторов качественно, а иногда и количественно удается установить и учесть при проектировании и анализе разработки, влияние многих других недостаточно ясно, хотя и предполагается на основании теоретических и экспериментальных исследований;

- изменения (иногда весьма существенные) в процессе разработки большинства параметров, характеризующих объект. По мере выработки запасов сокращается площадь нефтеносности, уменьшается неф-тенасыщенная толщина, претерпевают изменения фильтрационные характеристики коллекторов, свойства пластовой нефти, отдельные элементы системы разработки и др.

На основании анализа большого объема геолого-промысловых данных, учета и обобщения опыта разработки нефтяных пластов с различными геолого-физическими условиями (в широком диапазоне геолого-физических характеристик) установлен ряд общих закономерностей и тенденций, оценено в общем виде влияние ряда природных и технологических факторов на технологические показатели разработки, текущую и конечную нефтеотдачу пластов [22, 23, 28, 32].

Несмотря на некоторые различия (а иногда и противоречия) в оценках, многие исследователи считают, что наиболее существенное влияние на процесс разработки, текущую и конечную нефтеотдачу оказывают следующие факторы: вязкость нефти, фильтрационные свойства коллекторов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, эффективная нефтенасыщенная толщина, соотношение начальных запасов водонефтяной и чисто нефтяной зон залежей. Из технологических факторов, помимо плотности сетки скважин, наибольшее влияние оказывают соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин, объем закачки воды по отношению к отбору жидкости [3, 5, 14, 17,21].

Влияние некоторых факторов на технологические показатели и нефтеотдачу пластов существенно в течение всего периода разработки пласта, влияние других относительно в большей степени «проявляется» на поздних стадиях разработки, когда значительная часть начальных извлекаемых запасов нефти (порядка 50% и более) уже выработана [34,94].

К первым относятся проницаемость и гидропроводность продуктивных пластов, вязкостная характеристика и подвижность нефти; ко вторым -коэффициент песчанистости и расчлененности, эффективная нефтенасыщенная толщина, доля непрерывной части пласта, плотность сетки скважин.

Эти выводы основаны на изучении объектов, разрабатываемых в условиях вытеснения нефти водой, при упруго-водонапорном режиме (как естественном, так и искусственном), в основном по длительно разрабатываемым месторождениям Урало-Поволжья с терригенными коллекторами. В рассмотрение включены лишь те факторы (параметры, характеристики), которые, во-первых, могут быть выражены количественно через соответствующие показатели и коэффициенты, и, во-вторых, влияние которых на нефтеотдачу установлено с помощью многофакторного корреляционного анализа [84].

Наиболее существенное влияние на текущую и конечную нефтеотдачу, оказывают вязкость нефти, фильтрационные свойства коллекторов, коэффициенты песчанистости и расчлененности, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, соотношение между начальными извлекаемыми запасами нефти водонефтяной (ВНЗ) и чисто нефтяной (ЧНЗ) зон пласта. Влияние указанных факторов на текущую

и конечную нефтеотдачу, как показывают результаты многофакторного анализа, составляет до 80% суммарного влияния всех исследованных факторов, включая и плотность сетки скважин.

Влияние вязкостной характеристики нефти, фильтрационных свойств пластов на текущую и конечную нефтеотдачу существенно проявляется с самого начала разработки, влияние других хфакто-ров(коэффициентов песчанистости, расчлененности, плотности сетки скважин и др.) начинает заметно сказываться в более поздний период разработки [76].

Разработку нефтяного пласта, разумеется, нельзя обеспечить без бурения скважин, создания соответствующих систем и технологий разработки. Однако доминирующее влияние на процесс и конечные результаты разработки, включая величину К им, оказывают не технологические, а природные особенности эксплуатационного объекта (строение пласта, условия залегания нефти, литологофизические свойства коллекторов, продуктивность пластов, вязкостная характеристика нефти и др.).

По вопросу о влиянии ПСС на процесс разработки и нефтеотдачу пластов можно констатировать следующее.

В реальных неоднородных пластах ПСС оказывает существенное влияние на технологические показатели разработки и коэффициент извлечения нефти. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты нефтяные пласты, хуже их литолого-физические свойства и реологические свойства насыщающих флюидов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых частях пластов.

Установлена тенденция относительного увеличения влияния ПСС на нефтеотдачу по мере вступления продуктивных пластов в поздний период разработки. Это связано с тем, что сначала, как правило, включаются в разработку и вырабатываются наиболее продуктивные пласты с высокими коллекторскими свойствами. Позднее в процесс разработки все более вовлекаются низкопродуктивные прослои; участки пластов, тяготеющие к границам и зонам выклинивания (замещения) коллекторов, ранее не охваченные или слабо охваченные процессом вытеснения [33, 78, 84, 85].

При существующей технологии разработки нефтяных месторождений заводнением для извлечения нефти из этих участков требуется бурение дополнительных скважин [95].

Дополнительное (уплотняющее) бурение на поздних стадиях разработки во многих случаях (из-за отсутствия альтернативных технологий) оказывается единственной реальной возможностью замедлить темпы снижения добычи нефти и повысить нефтеотдачу пластов.

Соотношение непрерывной и прерывистой частей в объеме эксплуатационного объекта в значительной степени влияет на выбор си-

стемы воздействия и плотности сетки скважин, что не всегда учитывается при проектировании начальной сетки скважин и обосновании числа резервных (дополнительных) скважин для достижения высокого коэффициента нефтеотдачи.

Современные методики проектирования разработки и обоснования оптимальной плотности сетки скважин, основанные на характеристиках вытеснения по результатам математического моделирования процесса, хотя и включают этап адаптации по предыстории разработки или по результатам промыслового опыта, пока еще не в полной мере отражают всю сложность геологического строения пластов и физико-химические процессы при вытеснении нефти водой. Поэтому проектная зависимость «плотность сетки - нефтеотдача» часто оказывается недостаточной, заниженной в сравнении с полученной промысловой для аналогичных геолого-физических условий. Вследствие этого оптимум по плотности сетки скважин в расчетах сдвигается обычно в направлении более разреженных сеток, что на практике в последующем нередко приводит к необходимости значительного уплотнения первоначальной сетки, причем даже в этом случае проектная величина конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) оказывается не всегда достижимой [53, 57, 78, 94,95].

В связи с этим, при подготовке регламентов по составлению проектов и технологических схем разработки, авторских надзоров, правил разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений и других руководящих документов в период 1978-1996 гг. особенное внимание уделено усилению разделов связанных:

- с геолого-геофизической характеристикой месторождений;

- анализом текущего состояния разработки и эффективности применяемых технологий;

- геологическому обоснованию выделения объектов разработки;

- обоснованию плотности сетки скважин;

- проектированием систем воздействия, контроля и регулирования;

- анализом величин пластовых давлений в зонах отбора и закачки,

- созданию постоянно действующих геолого-физических моделей пласта.

Принятые к реализации положения руководящих документов способствовали повышению эффективности проектирования разработки и повышению нефтеотдачи нефтяных и нефтегазовых месторождений.

2. ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМ ВНУТРИКОН'ТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Переход от менее интенсивных пятирядных блоковых систем к более интенсивным трехрядным, однорядным и площадным системам сдерживался из-за того, что многие специалисты опасались ухудшения процесса вытеснения нефти водой и уменьшения конечной нефтеотдачи пласта; ранее аналогичные опасения высказывались при переходе от законтурных к внутриконтурным системам заводнения [36].

Для выявления преимуществ и недостатков различных систем внутриконтурного заводнения были проведены исследования динамики показателей разработки нефтяных пластов в различных геолого-физических условиях при всех внутриконтурных системах заводнения с одинаковой плотностью сетки скважин. При этом использовали модели, позволяющие учитывать основные факторы влияния на ход процесса вытеснения нефти водой.

Рассмотрены блоковые системы заводнения с количеством эксплуатационных рядов от одного до шести и различные виды площадных систем заводнения. Проведено исследование влияния коллектор-ских свойств пласта, его прерывистости и характера слоистой и зональной неоднородности, свойств нефти и условий ее залегания на эффективность различных систем заводнения [14, 15, 21, 23, 26, 27, 42, 43, 45, 46, 55, 57].

Гидродинамические расчеты показали, что наиболее интенсивные однорядные блоковые и площадные системы заводнения характеризуются более высоким темпом разработки, большой величиной безводной нефтеотдачи пласта, обеспечивают благоприятную характеристику вытеснения нефти водой (зависимость между текущей нефтеотдачей и относительным количеством отобранной жидкости) и более устойчивую добычу нефти во времени при заданном отборе жидкости.

Технико-экономические и гидродинамические расчеты проведенные В.И.Колгановым, Б.Ф.Сазоновым и В.С.Ковалевым показали, что наиболее интенсивные однорядные блоковые и площадные системы заводнения обеспечивают высокую нефтеотдачу пласта при благоприятных экономических показателях [46].

Преимущество интенсивных систем заводнения по сравнению с малоинтенсивными многорядными системами разработки особенно возрастает при неблагоприятных геолого-физических условиях. При низких коллекторских свойствах продуктивных пластов и высокой степени их прерывистости пятирядные и даже трехрядные блоковые системы становятся неэффективными и могут использоваться лишь площадные, однорядные и очаговые системы заводнения. На пластах с высокой вязкостью нефти более целесообразно применять площадные

системы, причем по мере увеличения вязкости нефти более рациональными становятся площадные системы с большим соотношением добывающих и нагнетательных скважин.

Проведенные исследования показали, что более эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений на всех его стадиях системой заводнения. С целью улучшения показателей разработки месторождения рационально применять интенсивную систему заводнения на продуктивных пластах с низкими коллекторскими свойствами, а также на участках пласта с худшими коллекторскими свойствами, чем другие мероприятия по регулированию процесса разработки. Интенсивные системы заводнения позволяют продлить фонтанирование обводненных скважин [32, 43]. Это особенно важно для пластов, на которых насосная эксплуатация скважин вызывает значительные трудности, в частности, на глубокозалегающих пластах с высокогазо-насыщенной нефтью. В Самарской области накоплен определенный опыт по продлению периода фонтанирования скважин методом усиления системы заводнения. В 1964 г., когда выяснились трудности насосной эксплуатации скважин по девонским залежам Мухановского месторождения, была запроектирована система заводнения, обеспечивающая фонтанирование скважин до 70%-ной обводненности. В 1968г. при составлении технологической схемы разработки нефтяной залежи пласта Дш Бариновского месторождения было предусмотрено продление фонтанирования скважин до 80%-ной обводненности [94]. В 1969 г. Гипровостокнефтью была составлена технологическая схема разработки Воронцовского месторождения Оренбургской области, предусматривающая фонтанирование скважин по залежи пласта Дп до конца разработки, что в основном связано с экологией этого месторождения, расположенного в Бузулукском бору.

В 1970 г. для Дмитриевского месторождения также было запроектировано продление фонтанирования девонских скважин до 70-80%-ной обводненности путем дальнейшего усиления системы заводнения пласта Дп. В 1974 г. Гипровостокнефтью была составлена технологическая схема, в которой предусматривалось обеспечить фонтанирование скважин залежи нефти пласта Бг Локосовского месторождения Тюменской области до конечной стадии разработки в сложных геолого-физических условиях [94]. Однако, эту систему не удалось реализовать.

Теоретические исследования, а также опыт разработки показали, что внедрение однорядных блоковых и площадных систем заводнения позволяет существенно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений. Так, внедрение однорядной блоковой системы позволяет при одной и той же плотности сетки скважин сократить затраты при разработке месторождений на 40 - 60% по сравнению с наиболее распространенной в настоящее время трехрядной блоковой системы.

При интенсивных системах заводнения можно использовать более редкие сетки скважин, которые позволяют сократить капитальные вложения на разработку новых нефтяных месторождений.

При проектировании разработки нефтяных месторождений Удмуртии, характеризующихся сложными геолого-физическими условиями (высокой вязкостью нефти и низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов), Гипровостокнефтью на всех основных месторождениях предусмотрено применение площадных систем заводнения. Использование интенсивных систем позволило ввести в разработку низкопродуктивные месторождения Удмуртии со сравнительно благоприятными технико-экономическими показателями. Первые годы разработки показали высокую эффективность интенсивных систем заводнения в сложных геолого-физических условиях этих месторождений. По пласту А-1 Чутырско-Киенгопского месторождения, разрабатываемому с использованием обращенной семиточечной площадной системы заводнения, безводный период эксплуатации скважин достигает 4 лет. коэффициент охвата заводнением по различным зонам достигает величины 0,23, несмотря на то, что цо=14 [94].

Следует отметить, что любая расчетная модель, по-видимому, не может полностью учесть всех особенностей начального процесса разработки нефтяного пласта. В связи с этим особое значение приобретает анализ эффективности различных систем внутриконтурного заводнения по данным разработки конкретных нефтяных месторождений, находящихся продолжительное время в разработке.

Проведенный анализ эффективности разработки месторождений с поддержанием пластового давления, как с карбонатными так и с терригенными коллекторами показал в основном высокую эффективность заводнения на различных стадиях разработки. Однако, при реализации систем заводнения во многих регионах допускалось по отдельным месторождениям в зонах отбора превышение текущего пластового давления над начальным. Причём, не дооценивался вред приносимый при разработке пласта. Результаты исследований последних лет позволили сделать выводы о необходимости поддержания оптимальных пластовых давлений в зоне отбора, не допуская их превышения над начальным.

При анализе системы заводнения следует рассматривать эффективность раззработки дифференцировано по каждому блоку, зоне, участку пласта.

Эти положения нашли отражение в опубликованных работах (90,92) и регламенте на составление проектных технологических документах разработки нефтяных и газонефтяных месторождений - 1996 г.

3. НЕСТАЦИОНАРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1. Упруго-капиллярный циклический метод разработки

В настоящее время основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение нефтяных пластов. Эффективность вытеснения нефти водой при обычной технологии заводнения в значительной степени зависит от геологического строения коллектора. Даже в лучших физико-геологических условиях при заводнении конечная нефтеотдача пластов не превышает 50 - 60% начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях (при высокой вязкости нефти, неоднородности пластов и др.) она не превышает и 30 - 40%. В случае трещиновато-пористых коллекторов, представляющих собой особый тип неоднородных пластов, эффективность обычной технологии может быть особенно низкой из-за быстрого прорыва вытесняющей воды по трещинам в добывающие скважины. Низкая нефтеотдача, главным образом, обусловливается малым охватом пласта заводнением.

Следовательно, для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо добиться увеличения текущих значений коэффициента охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасышенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки, в теоретическом обосновании и практической реализации которого участвовал автор работы [30, 52].

Упруго-капилярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных отложениях создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа.

На практике неустановившеся состояние давления и скорости фильтрации жидкости в пласте можно создать периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой из пласта жидкости при искусственном заводнении коллектора или циклическим отбором жидкости при естественном водонапорном режиме разработки.

При неустановившемся состоянии в нефтяной залежи возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних слоев (зон) в другие, из трещин в блоки, а также изменение направления движения и формы потоков.

При обычной технологии заводнения реальных пластов, характеризующихся неоднородным строением, значительная часть запасов

нефти в малопроницаемых слоях, зонах или блоках остается не охваченной нагнетаемой водой. В подобных геологических условиях заводняемый пласт представляет собой, как бы, бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных макропотоков. При создании в таких коллекторах периодически неустановившихся состояний, иначе говоря, попеременно изменяющихся по величине и .направлению градиентов гидродинамического давления, в нефтяном пласте возникают условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщен-ные мало-проницаемые зоны и каналы и перемещения из них нефти в зоны активного дренирования.

Таким образом, целенаправленное использование пластовых упругих сил должно способствовать более полному охвату заводнением гидродинамически взаимосвязанных участков неоднородного пласта. При этом, чем больше сжимаемость пластовой системы, тем выше должны быть градиенты давления и тем интенсивнее будут перетоки жидкостей в неоднородном пласте за счет принудительного внедрения нагнетаемой воды в малопроницаемые участки.

Эффективность упруго-капиллярного циклического метода заводнения зависит также от капиллярной характеристики коллектора и насыщающих его жидкостей. Цикличность процесса заводнения создает условия для более эффективного использования капиллярных явлений.

Эффективность упруго-капиллярного циклического метода заводнения макро- и микронеоднородных пластов определяется двумя неразрывно связанными процессами: внедрением воды в малопроницаемые элементы пласта за счет перепадов давления, возникающих при неравномерном распределении давлений, вызываемом макронеоднородностью, и капиллярным удержанием в малопроницаемых зонах пласта внедрившийся в него воды, вызываемым макронеоднородностью среды.

Упруго-капиллярный циклический метод тем эффективнее, чем выше неоднородность пласта, из-за которой остаточная нефтенасы-щенность коллектора после обычного завершения процесса заводнения высока. Однако, этот метод может быть применен и в сравнительно макрооднородных пластах, насыщенных вязкой нефтью.

При реализации циклического процесса в трещиновато-пористых коллекторах, по-видимому, проявлением противоточной пропитки можно пренебречь, поскольку объем воды, содержащейся в трещинах, по сравнению с поровым объемом невелик и вода быстро капиллярно внедряется в нефтесодержащие блоки. Поэтому эффективность циклического процесса в трещиновато-пористых пластах должна определяться прежде всего капиллярным перераспределением воды, принудительно внедренной в блоки.

Исследованиями установлено, что увеличение вязкости нефти до 10 мПа«с приводит к существенному снижению скоростей извлечения нефти. Тем не менее, скорость извлечения нефти с увеличением ее вязкости снижалась и менее интенсивно, чем предполагалось из соотношения вязкостей. Это указывает на целесообразность осуществления циклического способа добычи нефти в пластах, насыщенных нефтью средней вязкости. Качественно механизм извлечения нефти средней вязкости из неоднородных пластов при циклическом воздействии на них остается таким же, как для маловязкой нефти.

Упруго-капиллярный циклический метод разработки, в обосновании применения и практической реализации которого участвовал соискатель, на Покровском и Кулешовском месторождениях Самарской области показал высокую эффективность и затем нашел широкое развитие на Ново-Елховском и Ромашкинском месторождениях Татарстана, Мартымя-Тетеровском Тюменской области, Зимняя Ставка, Величаевско-Колодезном, Правобережном и Восточном Ставропольского края, месторождении Долина Украины и других [9, 26, 32, 52, 94].

3.2. Изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП) жидкости - способ регулирования процесса разработки при заводнении неоднородных пластов (ИНФП)

Высокие темпы развития нефтяной промышленности в последние два десятилетия во многом обязаны широкому внедрению методов поддержания пластового давления.

В связи с освоением систем заводнения нефтеотдача пластов значительно возросла. Однако, при современной технологии разработки, как показывают данные исследований, она редко превышает 50 -60% даже в самых благоприятных физико-геологических условиях. Нет сомнения, что заводнение еще долгое время будет оставаться основным способом интенсификации разработки нефтяных месторождений. Ввиду этого, одним из главных направлений решения поставленных перед нефтяной отраслью задач является повышение эффективности метода заводнения нефтяных пластов.

Разработка нефтяных месторождений в условиях заводнения продуктивных пластов сложнейший технологический процесс, протекающий при непостоянных, изменяющихся во времени условиях и не поддающийся непосредственному (объемному) наблюдению. Поэтому эффективные показатели процесса разработки нефтяных месторожде-

ний и высокую конечную нефтеотдачу можно получить только при соответствующем действенном и эффективном регулировании.

Одним из таких эффективных средств увеличения коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может служить метод, основанный на создании в пласте неустановившегося процесса вытеснения путем изменения направления фильтрационных потоков. При этом на степень эффективности от изменения направления потоков существенную роль оказывают физические свойства жидкостей (воды, нефти), степень неоднородности пласта, способ распределения закачиваемой воды в пласт и другие. Подтверждением отмеченных обстоятельств, как правило, является изменение обводненности продукции скважин в результате изменения охвата пласта заводнением, изменение величин перепадов (градиентов) давлений [40. 70,94].

Изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП) в целях улучшения показателей разработки нефтяных месторождений проводится как на стадии значительного обводнения пласта, так и в ранний период его разработки. В обоих случаях важна и необходима оценка эффективности применяемого метода увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Известно, что при вытеснении нефти водой из пласта водонасы-щенность его является функцией прокаченного объема воды и до прохождения фронта заводнения через эксплуатационную галерею эта зависимость представляется прямой линией. В дальнейшем, после появления воды на линии отбора эта зависимость нарушается, рост водо-насыщенности замедляется, зависимость ее от прокаченного объема принимает на графике вид кривой, которая асимптотически приближается к максимальному значению. В результате чего, для достижения конечного коэффициента нефтеотдачи необходимо через пласт прокачать значительное количество воды.

В целях сокращения объема прокачиваемой воды в промысловых условиях применяют различные методы смены направления вытеснения [32, 37].

Для выяснения характера изменения водоносыщенности в нефтяном пласте при перемене направления фильтрационных потоков в работе 26на примере однородного пласта Г.А.Афоновым рассмотрено текущее распределение водонасыщенности при неизменных условиях заводнения и при смене направления вытеснения на 90°. Проведенные расчеты для однородного пласта при равномерном распределении закачки по галерее показали, что насыщенность при смене направления вытеснения несколько меньше насыщенности без изменения направления вытеснения для одного и того же объема закачиваемой воды. Это можно объяснить тем, что часть воды при таком распределении проходит через промытую часть слоя и не участвует в вытеснении нефти в новом направлении.

Процесс вытеснения нефти водой проводился при постоянном перепаде давления и одинаковом для всех рядов скважин. Отклонение скважин в рядах проводилось при 95% содержании воды в добываемой продукции. В каждом элементе пласта насыщенность изменялась в зависимости от объема прошедшей жидкости в соответствии с кривыми фазовых проницаемостей. Метод ИНПФ в разработке и реализации которого участвовал автор работы впервые в России внедрен на Покровском месторождении Самарской области в карбонатных- и терри-генных отложениях. Высокая эффективность метода позволила рекомендовать его применение на Алакаевском, Дмитровском, Куле-шовском, Радаевском, Якушкинском и других месторождениях Самарской области. Он нашел применение на месторождениях Татарстана, Северного Кавказа, Западной Сибири, Украины.

4. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КАРБОНАТНЫМ КОЛЛЕКТОРАМ

С каждый годом растет добыча нефти из карбонатных отложений. Особое значение они приобретают в связи с открытием в последние годы крупных месторождений нефти и газа в Прикаспийской низменности и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

С карбонатными отложениями связано более 40% мировых запасов нефти и около 60% мировой добычи. Нефтяные месторождения, приуроченные к карбонатным коллекторам, широко распространены на Ближнем и Среднем Востоке, США, Канаде, Мексике, Венесуэле и других странах мира.

К карбонатным коллекторам приурочено около 150 разрабатываемых месторождений, расположенных в районах Урало-Поволжья, Восточного Предкавказья, Коми Республики и других регионах страны.

Извлечение запасов нефти из карбонатных коллекторов сопряжено со специфическими трудностями в процессе разработки месторождений, при строительстве и эксплуатации скважин. Разработка, месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, с применением обычных технологий заводнения характеризуется, как правило, более низкими темпами добычи нефти и коэффициентами нефтеиз-влечения при более высокой обводненности, чем по терригенным коллекторам [1,8].

Основной особенностью карбонатных пород-коллекторов яв\ ляется сложность строения их порового пространства, представленно-Х го порами, кавернами, трещинами, подсчет объема которых представ- \ ляет большую трудность. Как показали исследования по большинству

объектов с карбонатными коллекторами коэффициенты нефтеизвлече-ния значительно ниже, чем по аналогичным объектам с терригенными коллекторами. Это обусловлено более высокой неоднородностью карбонатных пластов, их расчлененностью, прерывистостью, сложными горно-геологическими условиями залегания флюидов, наличием в породах твердых битумов, изменением свойств нефтей по толщине пласта. 8

Опыт разработки карбонатных коллекторов показывает, что в последнее время получены хорошие результаты при их заводнении на ряде месторождений Самарской и Оренбургской областей, Удмуртии, карбонатным отложениям пермокарбона Коми, Татарстана. Высокие технико-экономические показатели достигнуты по верхнемеловым трещинно-кавернозным коллекторам Северного Кавказа, на которых реализованы сравнительно редкие сетки скважин и достигнуты повышенные темпы отбора нефти при относительно высоком коэффициенте нефтеизвлечения [13, 19, 20,48].

В практике разработки карбонатных отложений нашли применение современные методы повышения эффективности разработки месторождений, такие, как нестационарное заводнение, повышенное давление нагнетания, создание каверн-накопителей, большеобъемные кислотные обработки пластов, бурение горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин и др. На ряде залежей нефти в карбонатных коллекторах Урало-Доволжья и Северного Кавказа доказана возможность их разработки на естественном упруго-водонапорном режиме.

Исследования самарских и оренбургских специалистов показали высокую эффективность внутриконтурного заводнения карбонатных коллекторов башкирских и турнейских отложений Кулешовского, Покровского, Хилковского, Дерюжевского месторождений. Широкое внедрение получил на месторождениях Самарской и Оренбургской областей метод циклического заводнения с изменением направления фильтрационных потоков.

В Пермской области широкое распространение получили линейные и площадные системы разработки, практикуется дифференцированное воздействие на пласты единого объекта разработки.

Проводятся опытно-промышленные работы по отработке технологий повышения нефтеизвлечения путем закачки газа на Озеркин-ском и Грачевском месторождениях Башкортостана (Ишимбайские рифогенные массивы), в результате которых получены первые положительные результаты.

В Коми Республике осуществляется крупномасштабный промышленный эксперимент по отработке технологии паротеплового воздействия на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, приуроченной к коллекторам трещинно-порово-кавернозного типа

большой толщины с преобладающей ролыо фильтрации в трещиноватых зонах, насыщенных высоковязкой нефтью [86].

На опытном участке (на ряде элементов) осуществлен переход к термоциклическому воздействию, что привело к стабилизации обводненности и росту добычи нефти.

В Татарстане разработка залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам находится в начальной стадии. Значительные запасы высоковязкой нефти приурочены к коллекторам нижнего и среднего карбона, характеризующимся низкими значениями емкостно-фильтрационных характеристик.

На ряде опытных участков Шегурчинском, Беркет-Ключевском и других месторождений организована закачка воды, показавшая возможность применения внутриконтурного заводнения в условиях разработки карбонатных коллекторов с высоковязкими нефтями.

Вместе с тем практика разведки и разработки месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям, и исследование, проведенное автором, свидетельствует о том, что имеется целый ряд нерешенных проблем. Современные промыслово-геофизические методы исследования скважин не позволяют достоверно оценить емкостную характеристику карбонатных пород-коллекторов, нефтеводогазонасыщен-ность, начальное положение водонефтегазовых контактов, изменение контактов во времени, оценить степень выработки пластов, особенно при закачке пресной воды [32].

Эффективность использования данных геофизических исследований скважин сдерживается недостатками методических разработок, а также объемом и качеством исходной информации о продуктивном пласте.

При выборе эксплуатационных объектов, представленных поро-во-трещинными карбонатными коллекторами, не учитывается в должной мере роль трещиноватости и слоистости. При освоении карбонатных пластов значительной толщины с сильно изменчивой по разрезу и площади проницаемостью недостаточно применяются методы селективного освоения. При разработке слабопроницаемых порово-трещинных карбонатных коллекторов не учитывается в полной мере трещиноватость при обосновании давления нагнетания.

Все это приводит к тому, что нередко происходит опережающая выработка ограниченных толщин и прорыв воды по системе трещин, в результате чего водонефтяной фактор при разработке карбонатных коллекторов обычно значительно выше, чем при разработке терриген-ных отложений.

Не придается должного внимания обоснованию систем размещения скважин в зависимости от слоистой и зональной неоднородности, анизотропии системы трещин, толщины пластов (горизонтов), вязкости нефти, продуктивности скважин.

В результате проведепмых исследований предусмотрен ряд мер, позволяющих повысить эффективность разработки карбонатных коллекторов. В части базовых скважин намечено обсаживать продуктивную часть разреза неметаллическими колоннами. [11]

Предлагается развивать методы построения геолого-физических моделей карбонатных неоднородных трещиновато-пористых пластов с учетом их прерывистости при прогнозировании технологических показателей разработки.

Важной проблемой, требующей своего решения является обоснование критериев выделения эксплуатационных объектов по залежам, приуроченным к сложнопостроенным карбонатным коллекторам большой толщины [7,48].

Требуют дальнейшего развития работы по:

- разработке способов селективного воздействия на сложнопо-строенные карбонатные коллекторы;

- совершенствованию методов вскрытия и освоения карбонатных коллекторов с целью сохранения и улучшения их. естественного состояния [94];

совершенствованию методов разработки трещиновато-пористых карбонатных коллекторов при закачке теплоносителя и термохимическом воздействии, закачке углеводородного газа и углекислоты, созданию конструкций скважин и контрольно-измерительной аппаратуры на высокие температуры и давления.

В недостаточной степени обобщен опыт нестационарного заводнения карбонатных коллекторов, являющийся наиболее универсальным методом воздействия, опыт создания забойных каверн накопителей, многократных кислотных ванн, сернокислотных инъекций, нашедших сравнительно широкое распространение на месторождениях Татарстана.

На стадии разведочных работ важное место должны занять работы по поинтервальному опробованию различных интервалов пластов значительной толщины в комплексе с промыслово-геофизическими исследованиями и петрофизическим изучением керна, что даст возможность на этой стадии выделить различные типы карбонатных коллекторов и позволит принимать оптимальные решения по выделению объектов разработки на стадии составления технологической схемы.

Важные задачи поставлены перед геофизическими подразделениями по совершенствованию методов петрофизических исследований и разработке петрофизических моделей для интерпретации результатов геофизических исследований скважин и определения параметров карбонатных коллекторов, а также определению начальной и остаточной нефтенасыщенности трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторов прямыми методами.

Важное значение имеют работы по повышению качества контроля за разработкой карбонатных коллекторов. Применяемые для этой цели в районах Урало-Поволжья, Северного Кавказа и Западной Сибири индикаторный метод (закачка трассирующих индикаторов), термометрические методы исследования скважин и физико-химические методы контроля хорошо зарекомендовали себя [32, 34].

Необходимо развивать фундаментальные исследования, направленные на повышение эффективности разработки залежей в карбонатных отложениях, степени извлечения нефти из них, и поисковые исследования по созданию высокоэффективных систем разработки карбонатных отложений, созданию адресных геологических и гидродинамических моделей пластов, математическому обеспечению проектирования. анализа и управления процессом разработки.

Для развития добычи нефти из карбонатных отложений необходимо создание методов разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным подсолевым отложениям, с учетом их уникальных особенностей (большие толщины нефтенасыщенных комплексов, большая глубина залегания, сложный коллектор трещинно-порово-кавернозного типа, низкопроницаемый, обладающий высокими анизотропными свойствами, характеризующийся наличием в поровом пространстве твердых битумов, аномально высокими начальными пластовыми давлениями, высокой газонасыщенностью нефтей, что вызывает значительные трудности при вскрытии продуктивного пласта) [83].

Созданная методика обработки результатов исследований глубинными расходомерами и дебитомерами, позволившая построить гистограммы распределения перфорированной и действующей толщины, дала возможность сделать важное заключение о массивном типе залежи и выявить зоны повышенной трещиноватости карбонатного коллектора. [32 ] Эти исследования позволили наметить ряд мероприятий по размещению дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, дострелу продуктивного пласта и усилению системы заводнения. Эта методика и построение блок -схем во временипозволяют решать практические задачи и даёт возможность совершенствовать системы разработки карбонатных коллекторов [ 33].

5. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ С

ВЫСОКОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТЬЮ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)

Нефтяные месторождения Самарской области характеризуются разнообразным и сложным геологическим строением. Карбонатные коллекторы отличаются слоистой и зональной неоднородностью, прерывистостью, кавернозностью, трещиноватостью и сравнительно низ-

кой проницаемостью. Большая их часть не имеет активной связи с законтурной зоной питания.

Продуктивные горизонты отличаются разнообразием геолого-физических свойств по площади и по толщине, изменяясь от слоя к слою, от участка к участку.

Различная физико-геологическая характеристика коллекторов, изменчивость физико-химических свойств нефтей, крайне высокая ли-тологическая неоднородность пластов затрудняют проектирование систем разработки.

Изучение геологического строения продуктивных горизонтов приобретает особое значение, так как для решения практически важных задач по определению числа разведочных, добывающих и нагнетательных скважин, расположению их по площади месторождения, для определения эффективности заводнения и охвата пластов воздействием по толщине необходимо иметь правильное представление о формах и типе пластов, их коллекторских свойствах, слоистой и зональной неоднородности, о связи продуктивных пластов с законтурной областью питания. Проектирование разработки с учетом этих основных особенностей дает возможность достигнуть максимальной нефтеотдачи при оптимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

Под геологической неоднородностью карбонатных пород следует понимать соотношение в объеме продуктивных пластов различных по литолого-физическим свойствам отложений, характеризующихся изменением коллекторских свойств и нефтенасыщенности как по площади, так и по разрезу. В этом случае неоднородность можно характеризовать коэффициентом расчлененности Кр (отношение суммы эффективных прослоев по скважинам к общему числу скважин), коэффициентом песчанистости Кп для терригенных или гранулярности Кр для карбонатных коллекторов (отношение суммы эффективных толщин по скважинам к сумме общих толщин), коэффициентом литологической связности Кл.св. (отношение суммы площадей литологически связанных прослоев к общей площади пласта).

В терригенном разрезе проницаемые и плотные породы легко выделяются и коррелируются на основе материалов стандартного комплекса промыслово-геофизических исследований.

Иначе обстоит дело с карбонатными отложениями. Здесь, даже при использовании всего комплекса геофизических исследований, выделение плотных и проницаемых прослоев носит часто несколько условный характер. Это свидетельствует не только о специфических особенностях литологии карбонатных осадков, но и о высокой степени слоистой неоднородности карбонатных коллекторов.

Если коэффициент расчлененности Кр, для терригенных коллекторов, равный 5, может быть признан высоким, то для карбонатных отложений эта величина является средней. Однако характеризующие

неоднородность параметры являются среднестатистическими и в полной мере не раскрывают особенностей коллектора, не позволяют судить о степени расчлененности. В связи с этим необходимо увязывать их с показателями гидродинамической связности эффективных про-пластков [28, 32, 94].

По наиболее крупным пластам, приуроченным к карбонатным отложениям, были определены коэффициенты расчлененности Кр, и гранулярности Кгр. По величине коэффициента гранулярности все продуктивные пласты, представленные карбонатными породами, можно разделить на 4 группы: 0,51'- 0,6; 0,6 - 0,7; 0,7 - 0,8; 0,8 - 0,9. В терригенных коллекторах выделяют еще одну группу - более 0,9.

Для полноты изучения геологической неоднородности может быть использован и коэффициент действующей толщины Кд.т., (отношение работающей толщины, определенной расходомером-дебитомером, к общей перфорированной толщине пласта).

Небезынтересен и коэффициент величины запасов на 1 м эффективной толщины пласта. Важным параметром, характеризующим неоднородность, следует считать нефтеводонасыщенность и нефтегазо-насыщенность, взаимосвязанные с литологией продуктивных коллекторов [21,22, 23,94].

Несомненно, что в определении пород-коллекторов и неколлекторов по промыслово-геофизическим данным существует элемент условности, так как непроницаемые породы - это предел ухудшения коллекторских свойств.

Таким образом, неоднородность связана с изменчивостью эффективных нефтенасыщенных толщин и коллекторских свойств продуктивных частей пласта (пористости и проницаемости). Плотными (непроницаемыми) следует считать такие породы, которые не могут содержать промышленных скоплений нефти в связи с низкими значениями пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В терригенных коллекторах это глины, глинистые алевролиты, плотные (сливные) песчаники; в карбонатных - плотные и глинистые разности.

Особо важное значение для проектирования разработки приобретает выделение плотных (непроницаемых) прослоев в пластах, представленных карбонатными породами.

При изучении в промысловой практике пород, слагающих продуктивный пласт, используются в основном материалы стандартного каротажа и радиокаротажа, что, естественно, не позволяет расчленить пласт на отдельные прослои и составить представление о его литоло-гическом строении. В связи с этим для детального изучения литологии продуктивных горизонтов, неоднородности и расчлененности в последние годы стали широко применяться комплексные методы исследования, учитывающие данные промысловой геофизики и геологии, петрографии, физики пласта, подземной гидравлики, гидрогеологии.

геохимии и др. Особое внимание при этом уделяется гидродинамическим исследованиям пластов и скважин, позволяющим определять зоны замещения и выклинивания продуктивных пластов и контролировать их текущую нефтенасыщенность. Для решения некоторых вопросов разработки, связанных с изучением геологической неоднородности, используются методы исследования глубинными расходомера-ми-дебитомерами, влагомерами, электротермометрами и метод'фото-калориметрии нефтей. Находит распространение гидропрослушивание скважин [32].

Комплексный подход к вопросам исследования литологического строения продуктивных пластов, изучения их слоистой и зональной неоднородности позволяет решать задачи, связанные с промышленной доразведкой и разработкой нефтяных пластов [18].

Важное значение приобретает детальная корреляция разрезов скважин, позволяющая вести изучение литологически неоднородных терригенных и карбонатных пород и воспроизводить сложную картину осадконакопления,

Рассматривая вопросы изучения геологического строения пласта, некоторые исследователи предлагают идти от общей корреляции, возможной при наличии редкой сетки разведочных скважин, к зональной, более детальной, которая может быть проведена при наличии геолого-промысловой информации, полученной в процессе эксплуатационного бурения.

Если при общей корреляции на основании изучения кернового материала в разрезе выделяются в основном маркирующие горизонты, то при зональной корреляции с использованием материалов главным образом промысловой геофизики выделяются интервалы, которые могут быть положены в основу при построении зональных карт. Эти карты дают довольно четкое представление о зональной неоднородности терригенных продуктивных пластов. Для карбонатных отложений построение таких карт практически невозможно в силу специфичности их строения.

Для более полного изучения неоднородности продуктивных горизонтов И.П.Чоловский считает необходимым проводить послойную корреляцию путем построения корреляционных схем и сопоставления кавернограмм разрезов скважин. Без сомнения, послойная корреляция позволяет решать ряд вопросов, связанных с выделением зон замещения или выклинивания пропластков и прослоев. Однако она не может дать полной пространственной картины строения продуктивного пласта. В связи с этим возникает необходимость выделить еще одну разновидность - объемную корреляцию, включающую в себя и общую, и зональную, и послойную корреляцию с привлечением всей информации, полученной по гидродинамическим, гидрогеологическим, физи-

ко-химическим методам исследования, и с использованием данных де-битометрии и высокоточной термометрии скважин.

Для изучения геологического строения ряда нефтяных месторождений автором были построены во-времени блок-схемы по Алакаев-скому, Козловскому, Сосновскому, Дерюжевскому, Орлянскому и Хилковскому месторождениям, для чего использовались геолого-промысловые, геофизические и гидродинамические материалы, полученные как в процессе эксплуатационного разбуривания, так и в процессе разработки продуктивных горизонтов. При построении блок-схем привлекались данные об условиях осадконакопления, материалы общей, зональной и послойной корреляции разрезов скважин, обработки керна, промысловой геофизики, гидродинамические исследования пластов и скважин, дебитометрирование, геохимические и гидрогеологические данные.

Эти построения позволили изучить слоистую неоднородность, литологическую связность отдельных высокопроницаемых и плотных прослоев, определить застойные и тупиковые зоны и в результате наметить ряд геолого-технологических мероприятий, способствующих повышению эффективности разработки и повышению нефтеотдачи пластов. [ 7, 32, 94]

6. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (ГНЗ)

В последние годы структура сырьевой базы нефтяной промышленности существенно изменилась. Все больший, удельный вес приобретает добыча нефти из сложно построенных залежей, в том числе нефтегазовых, значительные запасы нефти которых заключены в обширных и низкопродуктивных подгазовых зонах с небольшой нефте-насыщенной толщиной продуктивных пластов.

Анализ разработки нефтегазовых объектов показал четкую дифференциацию извлекаемых запасов нефти в зависимости от размеров газовой фазы. При преобладании газовой фазы проектная нефтеотдача составляет в среднем около 20%: по объектам, где газовая фаза не превышает 0,25 общего объема пласта, нефтеотдача, определенная как средняя арифметическая по всем объектам, равняется 37% [65, 80, 93].

Степень выработанности извлекаемых запасов нефти нефтегазовых залежей находится в тесной зависимости от величины доли газовой фазы. Для объектов с небольшой долей газовой фазы (менее 0,25) она достигает 44%, в то время как при доле 0,5 - 0,75 средняя вырабо-танность находится на уровне 10%.

Рассматриваемая группа залежей является качественно новой и существенно отличается от разрабатываемых в настоящее время чис-тонефтяных и чистогазовых месторождений. Эти месторождения включают нефтяную часть в виде оторочки, газовую шапку, содержащую, кроме газа, конденсат, и очень часто подошвенную или краевую воду.

Разрабатываемые ГНЗ довольно многообразны по условиям залегания нефти и газа, соотношению объемов порового пространства, насыщенного нефтью и газом, коллекторским свойствам продуктивных отложений, глубинам их залегания. Продуктивные пласты большинства из них представлены терригенными породами, в основном песчаниками с различной характеристикой.

Исходя из этого, существует несколько классификаций, отражающих условия заполнения ловушки газом, нефтью и водой, соотношение газонасыщенного и нефтенасыщенного объемов залежи, а также степень активности законтурной области. Все классификации выделяют основные типы залежей, которые подразделяются на подтипы в зависимости от соотношения поровых объемов, заполненных нефтью и свободным газом [65].

Наиболее сложной задачей является извлечение нефти из нефтяных оторочек, имеющих незначительную толщину и обширную подга-зовую зону. В большинстве нефтегазодобывающих районов ГНЗ приурочены к многопластовым месторождениям, в продуктивной толще которых имеются залежи различного типа -нефтяные, газовые и газо-

нефтяные. Как правило, эти залежи выделяются в самостоятельные объекты разработки из-за трудности объединения их в один объект. Более 70% ГНЗ эксплуатируются 20 -30 лет и более.

Многие из них, в том числе и крупные, находятся на поздней стадии разработки. Именно этим обстоятельством и, явным преобладанием небольших по запасам нефти залежей объясняется несущественная доля ГНЗ в добыче большинства рассматриваемых районов.

Разработка ГНЗ является определяющей только в Волгоградской области, Краснодарском крае и Западной Сибири.

Многообразие ГНЗ и наличие в них неизолированных друг от друга запасов нефти и газа определяет специфику систем их разработки по сравнению с чисто нефтяными залежами. Многие из них, за исключением процессов с закачкой газа, в различных масштабах внедрены или.опробованы на промыслах страны.

Многолетний опыт показал, что на ГНЗ трудно выдержать одну и ту же систему в течение всего периода разработки. Обычно возникает ряд осложнений, связанных с прорывами газа из газовой шапки и трудностями извлечения нефти из газонефтяных зон. Проводимые для улучшения условий разработки и полноты извлечения нефти мероприятия частично или существенно меняют принятую ранее систему.

Наиболее простым мероприятием считается контролируемый отбор газа из газовой шапки, сдерживающий ее расширение. При малых размерах газовой шапки возможно за счет отбора всего газа преобразование ГНЗ в нефтяную, что упрощает ее разработку. Для более полной выработки нефти из подгазовых зон последние отрезают от нефтяной с помощью нагнетания воды.

Большая часть ГНЗ в старых районах разрабатывается без-поддержания давления за счет использования природной энергии пластовой системы и газа газовой шапки при ограниченной роли растворенного газа. Эффективность такой разработки зависит от геолого-физической характеристики коллекторов, условий залегания нефти и газа, соотношения объемов, занятых этими флюидами, активности вод законтурной области, темпов отбора нефти [56, 81, 95].

Широкие возможности по применению того или иного варианта разработки, а также их многочисленных разновидностей требуют соответствующей классификации. В работе приводится достаточно детальная характеристика вариантов разработки. Эти варианты выделяются по порядку ввода нефтяной и газовой зон (опережающая разработка нефтяной зоны, одновременная разработка нефтяной и газовой зон, опережающая разработка газовой шапки) и по воздействию на пласт (без и с поддержанием пластового давления). Учитывая последние исследования в области разработки газонефтеконденсатных месторождений, В.В.Исайчевым, Д.М.Саттаровым при участии автора предложена иная классификация систем разработки газонефтяных

месторождений, которая охватывает способы разработки с поддержанием пластового давления [65].

Разновидности применения рабочих агентов следующие.

Закачка воды:

- барьерное заводнение;

- двухстороннее барьерное заводнение;

- заводнение по площадной системе.

По всем трем системам заводнения возможны подварианты:

а) закачка и отбор по всей толщине продуктивного пласта;

б) закачка по всей толщине, отбор из нефтенасыщенной части пласта;

в) закачка в нефтенасыщенную часть, отбор из всей толщины плоста;

г) закачка и отбор из всей нефтенасыщенной части пласта.

Закачка газа:

- закачка газа по площадной системе;

- закачка газа в газовую шапку.

7. ПРИНЦИПЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН И ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Бурному росту нефтедобывающей промышленности страны в послевоенный период способствовало широкое применение эффективных технологий и систем разработки, основанных на применении искусственного воздействия на пласты путем заводнения.

Для конкретных геолого-физических условий месторождений созданы различные модификации систем заводнения - линейные, блоковые, площадные, избирательные, барьерные и др. Для каждой модификации разработаны гидродинамические основы фильтрации флюидов в пластах, математические модели расчетов, методики проектирования технологии разработки, методы контроля и регулирования процесса. В целом можно констатировать, что применяемые российские методы, технологии, системы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, базирующиеся на передовых достижениях отечественной и мировой науки, обеспечивают высокие уровни добычи и конечные коэффициенты извлечения нефти при благоприятных технико-экономических показателях [27, 29]. Вместе с тем следует отметить, что современный период развития нефтяной промышленности характеризуется сложными проблемами, среди которых важнейшими являются две:

- все более возрастающая роль в добыче нефти месторождении и объектов с высокой степенью выработанности начальных извлекаемых запасов;

- ухудшение структуры запасов нефти на разрабатываемых и вводимых в разработку новых месторождениях.

Наиболее высокопродуктивные пласты основных месторождений Татарстана, Башкортостана, Самарской области и других «старых» нефтедобывающих районов страны уже в значительной степени выработаны и находятся в стадии падающей добычи. Происходит интенсивное падение добычи нефти и на многих крупных месторождений Западной Сибири, в том числе и на Самотлорском.

Не менее важной проблемой является ухудшение структуры запасов нефти как на разрабатываемых, так и на новых месторождениях, возрастание в них доли так называемых трудноизвлекаемых или малоэффективных запасов нефти, характеризующихся повышенной вязкостью, связанных с низкопроницаемыми коллекторами, приуроченных к подгазовым частям газонефтяных залежей, водонефтяным зонам и др.

Ухудшение структуры остаточных запасов осложняет разработку, приводит к снижению темпов добычи нефти, требует постоянного совершенствования действующих систем разработки, методов воздействия и технологии повышения их эффективности, применения более активных систем воздействия, тщательного контроля за процессом разработки, вынуждает в целях увеличения коэффициентов нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти оптимизировать объекты разработки и сетку скважин, что требует бурения большого числа скважин. Весь арсенал этих способов повышения эффективности разработки месторождений относится к категории гидродинамических и физико -химических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Из изложенного ясно, какое исключительно важное, а быть может, и решающее значение для развития отрасли на ближайшую и более отдаленную перспективу приобретают вопросы дальнейшего совершенствования разработки нефтяных месторождений.

Одной из важнейших проблем теории и практики разработки нефтяных месторождений, имеющей исключительно важное значение, является выбор системы размещения и плотности сетки скважин. Принципы и концепции, лежащие в основе принятия решений, особую актуальность приобрели в послевоенные годы в связи с вводом в разработку и массовым разбуриванием крупных по размерам и запасам месторождений Урало-Поволжья [3, 5, 34, 75, 85, 86, 97, 100].

Согласно теоретическим и промысловым исследованиям, на уровни добычи нефти из пласта, конечную нефтеотдачу и экономические показатели разработки большое влияние оказывают не только плотность сетки скважин (ПСС), но и взаимное расположение добы-

вающнх и нагнетательных скважин. Поэтому оценку влияния ПСС на нефтеотдачу необходимо рассматривать комплексно, в увязке с системой размещения скважин

Анализ разработки нефтяных месторождений показывает, что в условиях неоднородных сильно расчлененных и прерывистых пластов с низкими коллекторскими свойствами и повышенной вязкостью нефти плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на технологические показатели разработки и нефтеотдачу пласта.[ 84 85 ]

В последние годы предложено множество расчетных формул, отражающих экспотенциальные и регрессионные зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин. Имеется ряд статистических моделей для приближенной оценки нефтеотдачи, полученных для отдельных нефтегазоносных районов страны с помощью многомерного корреляционного анализа на основе данных по длительно разрабатываемым объектам. Некоторые из них, помимо различной геолого-промысловой информации, учитывают также плотность сетки скважин, соотношение добывающих и нагнетательных скважин ряд других показателей. Предложенные модели могут быть использованы для сравнительных оценок, но лишь как ориентировочные, как дополнение к расчетам, основанным на математическом моделировании.

Результаты теоретических исследований по фильтрации двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах, материалы обобщения опыта разработки являются методической основой проектирования разработки месторождений. Это стало возможным благодаря широкому внедрению в практику проектирования современных ЭВМ и аналоговых машин. В последние годы в связи с развитием сейсморазве-дочных работ появилась возможность установления связей между комплексными параметрами коллекторов по данным геофизических исследований скважин и сейсморазведки. Начаты работы по привлечению детальной и объемной сейсморазведки для целей построения геолого-математических моделей нефтяных пластов и осуществления контроля динамических процессов разработки месторождений. Уточнение геологических моделей пластов открывает перспективы по выработке новых принципов подхода к проектированию разработки месторождений и размещению скважин.

Характерной особенностью современного состояния разработки, как уже отмечалось выше, является вступление все большего числа месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся следующим:

неуклонным падением добычи нефти, быстрым ростом обводненности продукции скважин;

переводом практически всего фонда добывающих скважин на механизированные способы подъема жидкости;

выбытием значительной части фонда из эксплуатации ввиду обводненности добывающих скважин (и по причине физической изношенности);

увеличением в большинстве случаев объемов закачки воды для компенсации высоких отборов жидкости.

Среди многих сложных проблем, которые возникают на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, в первую очередь необходимо решать следующие:

выявление мест сосредоточения остаточных промышленных запасов нефти в продуктивных пластах и обеспечение их выработки;

ограничение отборов попутной воды, в особенности при разработке многопластовых объектов;

оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;

совершенствование техники и технологии проведения различных геолого-промысловых мероприятий;

реконструкция систем обустройства в связи с совершенствованиям и изменением системы разработки [10, 14. 29, 42, 43, 45, 46, 55, 57].

При разработке нефтяных месторождений с многопластовыми объектами даже при применении самой передовой техники и технологии выработка запасов происходит неравномерно, в первую очередь вырабатываются запасы наиболее продуктивных пластов с лучшими коллекторскими свойствами. По этой причине в остаточных запасах нефти все более возрастает доля запасов, заключенных в низкопроницаемых прослоях, в линзах коллекторов, участках замещения (выклинивания) коллекторов, в других зонах пласта, не охваченных или слабо охваченных дренированием. Если, например, доля таких запасов для типичных месторождений девонской нефти Урало-Поволжья (Ромашкинского, Шкаповского, Туймазинского и др.) на начало разработки составляла 10 - 15% (а, 85 - 90% были заключены в сравнительно высокопродуктивных пластах), то в поздней стадии указанное соотношение меняется на обратное. К концу разработки доля запасов в низкопродуктивных пластах (алевролитах) и тупиковых зонах приближается к 100%.

По существу каждый эксплуатационный объект в поздней стадии разработки можно рассматривать как новую нефтяную залежь со своими особенностями и очень сложным распределением остаточных запасов нефти в объеме продуктивного пласта. К этому времени большая часть прежде нефтенасыщенного объекта заводнена [4].

Как показали исследования оставшиеся невыработанными запасы нефти в поздней стадии разработки пласта могут находиться:

- в тонких прослоях с низкой проницаемостью, залегающих среди высокопроницаемых коллекторов (практика показывает, что про-

интенсификацию добычи нефти и более полное вовлечение в активную разработку запасов нефтяных и газонефтяных месторождений, разрабатываемых с заводнением.

Критерии и условия применимости гидродинамических методов повышения нефтеотдачи определяются в основном ограничениями самих методов. В свою очередь, эти ограничения зависят от геологических особенностей строения пластов, литолого-фйзической и фильтрационной характеристики коллекторов, их неоднородности, свойств насыщающих пласты флюидов, принятых систем разработки, условий их реализации, наличия необходимых технических средств, оборудования, аппаратуры для контроля за разработкой и т. д.

Применение большинства гидродинамических методов повышения нефтеотдачи наиболее эффективно в период падающей добычи нефти. Имеющиеся к этому времени геолого-промысловые данные об объектах разработки позволяют принять достаточно обоснованные решения по дальнейшему повышению эффективности и наметить мероприятия по интенсификации процесса и увеличению нефтеотдачи пластов.

Гидродинамические методы сохранят свою доминирующую роль среди современных методов повышения нефтеотдачи.

Большое значение в отрасли приобрели физико-химические методы повышения нефтеотдачи.

Ведущее место в. физико-химических методах воздействия занимает полимерное заводнение, нашедшее впервые промышленное применение на Орлянском месторождении Самарской области [16, 31,36, 77, 86, 88, 96, 98, 99]. Выбор объекта и реализация процесса осуществлялась при участии автора работы.

Дополнительная добыча нефти по Орлянскому месторождению составила 0,747 млн. т. по Сосновскому, Дерюжковскому, Радаевско-му и Яблоневскому м-ниям 1,2 млн.т [94]

Наиболее крупным объектом, разрабатываемым с применением полимерного заводнения, является месторождение Каламкае в Казахстане. За 9-летний период здесь извлечено дополнительно 2,8 млн.т нефти.

Дальнейшее развитие новых методов повышения нефтеотдачи и новых технологий напрямую связано с изменением условий налогообложения. Требуются законы экономически стимулирующие внедрение новых методов повышения нефтеотдачи и новых технологических процессов. [89, 91]

Большое значение имеет повышение качества проектирования и эффективности систем заводнения. В комплексе этих задач можно выделить следующие основные направления или этапы:

- подготовка исходных данных и проектирование разработки, базирующиеся на повышении достоверности и увеличении объема ис-

ходной геолого-промысловой информации, автоматизации расчета балансовых запасов нефти и проектирования разработки, совершенствовании физического и математического моделирования с широким использованием возможностей и средств ЭВМ [71];

- анализ и регулирование разработки в целях увеличения охвата пластов процессом вытеснения существующими методами и адаптация их к различным геолого-физическим условиям, автоматизация анализа и контроля за выработкой запасов нефти по каждому пласту и про-пластку, совершенствование методов контроля и регулирования разработки в условиях механизированной добычи нефти, больших глубин и искривлений скважин;

- совершенствование применяемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением в сочетании с расширением и развитием гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Особенно важно развитие существующих и создание новых методов контроля за процессом разработки в условиях разработки продуктивных пластов с применением заводнения на многопластовых месторождениях с неоднородными коллекторами.

Проблема создания полностью автоматизированных систем разработки нефтяных месторождений приобретает особую остроту в связи с резким возрастанием фонда скважин и тем, что перспективы развития нефтяной промышленности в основном связаны с районами исключительно тяжелых природно-климатических условий, не имеющих необходимой инфраструктуры и людских ресурсов. Решение этой проблемы потребует создания полностью автоматизированных промыслов, связанных с постоянно действующими моделями месторождений для управления процессами разработки [41].

8. ВЛИЯНИЕ АНОМАЛЬНЫХ ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) на ряде месторождений России, Казахстана и Белоруссии поставило ряд сложных геологических, технологических и экологических проблем, от решения которых зависит выбор оптимальных и наиболее эффективных технологий разработки.

Основной проблемой, возникшей при проектировании разработки месторождений такого типа, является опасение, что в процессе снижения давления продуктивные карбонатные или терригенные отложе-

ния трещинного и трещинно-кавернозно-порового типа будут подвергаться деформационным процессам, что может привести к снижению проницаемости и резкому уменьшению продуктивности скважин.

В этом разделе представлены результаты исследования уникального месторождения Тенгиз, расположенного в юго-восточной при-бортовой части Прикаспийской впадины на территории Казахстана, месторождений Чечни, Белоруссии, Оренбургской области и Западной Сибири [75, 83, 87,94].

Залежь нефти месторождения Тенгиз облает аномально высоким пластовым давлением, почти вдвое превышающим гидростатическое -83,6 МПа, низким давлением насыщения, значительной степенью пережатия нефти и высоким содержанием сероводорода - 19,2%.

Сочетание первичной межкристаллической пористости с вторичными порами выщелачивания, кавернами и трещинами образует сложную структуру пустотного пространства породы, определяющую ее емкостные и фильтрационные свойства.

Основная полезная емкость коллектора обеспечивается порами и кавернами вторичного происхождения, а проницаемость - открытыми микротрещинами и поровыми каналами.

По данным литолого-петрофизических исследований (около 1000 образцов керна) выделяется от 7 до 11 самостоятельных типов коллекторов.

Структура пустотного пространства коллектора осложнена также твердыми битумами, присутствие которых в значительной степени гидрофобизирует породы.

Наибольшей деформации подвержены коллекторы трещинного и трещинно-каверно-порового типа, пористость которых составляет соответственно 3 и 3-7%, а основными проводниками нефти являются трещины.

При снижении давления в процессе разработки вполне возможно некоторое смыкание трещин. Однако, проведенные петрофизические исследования показали, что стенки трещин шероховаты из-за отложений кальцита или его выщелачивания и даже при некотором из смыкании проницаемость снижается незначительно. Кроме того, проводилось моделирование напряжения горного давления, при этом отмечались чисто упругие процессы и снижение проницаемости не составило более 20-30%. Эти исследования также подтвердили жесткую структуру скелета коллектора.

Следует также отметить, что предположения некоторых исследователей о многократном снижении проницаемости, а следовательно, и продуктивности скважин не подтверждаются и фактическими данными, полученными при разработке месторождений Чечни и Белоруссии. По величине запасов месторождения этих районов не могут быть соизмеримы с месторождением Тенгиз, но они имеют некоторые общие

характерные особенности: тип коллектора, высокая температура, значительное превышение пластового давления над гидростатическим и сравнительно низкое давление насыщения.

Проводились исследования по месторождениям, расположенным в Чечне - Малгобек-Вознесенскому, Октябрьскому, Эльдарово, Старогрозненскому, Брагунам и Хаян-Корту - представленным узкими антиклинальными складками. [ 79]

Верхнемеловые залежи К2 этих месторождений в основном массивные, приурочены к каверно-трещинным карбонатным коллекторам, нижнемеловые залежи К| - к трещинно- терригенным.

По многочисленным исследованиям неоднородные продуктивные отложения толщиной 200-234 м представляют единый гидродинамический объект.

Размеры и характеристика закрытой ограниченной нефтеводона-сыщенной системы залежей различны, что обусловливало необходимость применять системы разработки или с поддержанием или без поддержания пластового давления, путем приконтурной закачки воды. Из рассматриваемых, с заводнением разрабатываются месторождения Старогрозненское, Брагуны и Эльдарово.

Внедрена одновременная разработка продуктивной пачки большой толщины редкой сеткой скважин с последовательным дренированием снизу вверх путем переноса интервала перфорации после обводнения.

Минимально допустимое снижение пластового давления определялось с учетом давления насыщения и давления смятия колонн, хотя в процессе разработки пластовые давления снижались значительно ниже гидростатического, а по отдельным пластам и ниже давления насыщения (Октябрьское, Эльдарово и др.).

Аналогично со снижением пластовых давлений ниже гидростатического разрабатывались Восточно-Первомайское и Барсуковское месторождения Белоруссии, коэффициент аномальности по которым составлял 1,6 и 1,3, а текущее пластовое давление снижалось на 57% и 62% ниже гидростатического.

На месторождениях Чечни и Белоруссии проводились специальные гидродинамические исследования по определению изменения коэффициента продуктивности. Было установлено некоторое уменьшение продуктивности скважин, однако величина текущей нефтеотдачи по этим месторождениям близка к проектной и составила 55-69%.

Ряд исследований проведен по Зайкинскому, Гаршинскому и Давыдовскому месторождениям Оренбургской области, где коэффициент аномальности несколько меньше, но по остальным параметрам месторождения близки к рассмотренным выше.

Уникальность месторождения Тенгиз определяет ряд проблем и технических вопросов, связанных с аномально высоким пластовым

давлением, большой нефтеиасыщеиной толщиной и возникающими осложнениями при вскрытии продуктивного горизонта. Огромная толща солей, являющаяся покрышкой продуктивного пласта, в процессе снижения давления может проявить пластические свойства и вызвать разрушение эксплуатационных колонн. Снижение пластового давления в процессе разработки может привести,лК сейсмичности и проседанию почвы, т. е. здесь появляются проблемы экологические, связанные с наступлением Каспийского моря, возникновением землетрясений и др.

Как показал анализ материалов при выработке технологических решений по разработке месторождения Тенгиз необходимо учитывать наличие или отсутствие гидродинамической связи по толщине продуктивного пласта и величину изменения пористости и проницаемости при снижении пластового давления, но о роли этих факторов на стадии геологоразведочных работ и пробной эксплуатации можно судить лишь по сравнению с разработкой месторождений-аналогов.

Из зарубежных нефтяных месторождений наиболее близки по ряду критериев месторождения Джей в США и Сан-Андрее в Мексике. К основным признакам-аналогам можно отнести: тип коллектора, глубину залегания, большую степень пережатия нефти, высокую газонасыщенность, низкую вязкость нефти.

Стратегия и тактика разработки Тенгизского месторождения заложены в проекте. Основой принятых проектных решений, в разработке которых принимал участие автор, являясь членом координационного Совета по Тенгизу, является концепция развивающейся поэтапно-стадийной системы разработки, согласно которой намечено в первую очередь разбурить продуктивный пласт сеткой скважин 1400x1400 м, во вторую очередь сеткой 1000x1000 м. Причем намечено вскрывать в ряде скважин верхний этаж пласта - 250 - 300 м, а в ряде скважин 450 - 460 м. Это решение продиктовано техническими причинами, а также значительной геологической неоднородностью коллектора, наличием зон пониженной пористости и проницаемости, невозможностью обеспечить дренирование продуктивного пласта по всей толщине.

Намечено по скважинам, вскрывшим различные интервалы I объекта разработки, изучить степень гидродинамической связи по вертикали и уточнить коллекторские свойства. Эти исследования дадут важнейшую информацию для решения в дальнейшем вопроса выделения объектов разработки. II объект разработки, отделенный от I объекта уплотненными породами, намечается разрабатывать после снижения пластового давления в I объекте, хотя само снижение давления до уровня гидростатического на сегодня является спорным вопросом, так как может привести к проявлению сейсмичности, просадке почвы, вызвать текучесть солей.

Для решения этих вопросов требуется моделирование процесса распределении плотностных неоднородностей продуктивного пласта в процессе разработки при различных условиях снижения пластового давления.

Важным направлением исследований ИГиРГИ, позволяющих судить о различных плоскостях (средах), в том числе и в продуктивной части, является гравиметрическая съемка с использованием данных по параметрическим скважинам и сейсморазведке. По этим материалам построена карта равных плотностей (изоденс). Эти результаты можно использовать для уточнения местоположения добывающих скважин.

Эти исследования позволяют также прогнозировать распределение плотностных неоднородностей и для невскрытых скважинами продуктивных толщин, что важно при размещении разведочных скважин глубиной 6000 - 7000 м,

Высокая неоднородность пласта месторождения Тенгиз резко снижает эффективность традиционных методов извлечения нефти. Поэтому осуществлять разработку подобных залежей следует в два этапа: сначала без поддержания пластового давления при упругозамкнутом режиме, затем при закачке в пласт воды и газа.

При разработке нефтяной залежи без поддержания пластового давления будет происходить непрерывное снижение давления, которое определит упругозамкнутый режим извлечения нефти. В обычных условиях за счет упругих сил залежи извлекается лишь небольшое количество нефти, но в геолого-физических условиях Тенгиза, за счет очень большого разрыва между пластовым давлением и давлением насыщения достигающего 57 - 59 МПа, и сжимаемости нефти из-за ее высокой газонасыщенности, потенциальные возможности этого режима довольно велики.

Следует отметить, что на величину извлечения нефти при этом режиме практически не оказывает влияние проницаемостная неоднородность пласта, в меньшей степени влияет плотность сетки скважин; упругозамкнутый режим обеспечивает практически полный охват объема пласта (кроме гидродинамически изолированных линз) процессом извлечения нефти. Для эффективного проявления упругого режима необходимым и достаточным условием является гидродинамическая связь всех зон и слоев продуктивного пласта.

Одним из примеров разработки нефтяной залежи в условиях АВПД является уникальное по своим особенностям Салымское месторождение, расположенное в районе Среднего Приобья Западной Сибири.

АВПД обладает залежь нефти пласта Юо баженовской свиты верхней юры, приуроченной к породам, которые представлены трещиноватыми глинистыми коллекторами. На большей части площади они перекрываются и подстилаются глинистыми толщами нижнего

мела абалакской свиты верхней юры. Зона АВПД в плане имеет поло-сообразную форму, протягиваясь вдоль оси складки. Эта зона характеризуется в центральной части повышенной продуктивностью и температурной аномалией.

Сложные условия залегания нефти в глинистых пластах баженов-ской свиты, наличие различных типов пород, литолого-физическая изменчивость продуктивных слоев и пропластков, микротрещинова-тость, приуроченная к дизъюнктивным нарушениям, горизонтальная трещиноватость, связанная с процессами катагенеза, обусловили необходимость создания на Салымском месторождении опытного участка.

Результаты анализа материалов разработки опытного участка, разбуренного скважинами и введенного в опытную эксплуатацию в 1977 г., показали совершенно другую картину притока нефти к забоям скважин, чем можно было предполагать при поровом или порово-трещинном типе коллектора. По всей видимости в баженовской свите преобладает трещинный тип коллектора.

При снижении пластового давления ниже давления насыщения отмечалось проявление режима растворенного газа, который создает условия для вытеснения нефти из гранулярных глинистых коллекторов, примыкающих непосредственно к фильтру скважин. Однако, эти притоки невелики и подтверждают вывод, что основные объемы нефти отобраны в период разработки пласта при пластовом давлении выше гидростатического, то есть в этот период отбирается нефть, связанная с коллекторами трещинного типа.

Давление в залежи по отдельным участкам снизилось значительно ниже гидростатического. В этом случае в глинистом трещинного типа коллекторе очевидно происходит полное закрытие трещин и единственным методом, способным повысить эффективность разработки таких продуктивных пластов, является постоянное поддержание в залежи пластового давления на уровне выше гидростатического.

Таким образом, из рассмотренных двух типов залежей, приуроченных к различным типам коллекторов, в первом случае - к карбонатным, а во втором - к слабопроницаемым глинистым, вырисовываются два подхода к проектированию разработки и осуществлению их разбуривания [79, 83, 94].

1. На первой стадии разработки для карбонатного трещинно-каверно-порового типа коллекторов при снижении пластового давления до величины гидростатического следует разрабатывать залежи без поддержания пластового давления, что позволит использовать все возможности природного упругозамкнутого режима извлечения нефти.

2. Стремление как можно больше продлить стадию разработки на природном упругом режиме объясняется не только высокой эконо-

мической эффективностью разработки залежи при этом режиме, из-за отсутствия затрат на систему поддержания пластового давления, но и тем обстоятельством, что при переходе на напорные режимы изменяется механизм дренирования пласта.

Если при естественном упругом режиме в процесс извлечения нефти вовлекается практически весь объем коллектора, то при напорных режимах лишь часть его. Малопроницаемая часть коллекторов, из которых раньше при непрерывно снижающемся давлении успешно отжималась нефть, при напорных режимах будет отключаться, так как из-за низких коллекторских свойств вытеснение из них нефти будет затруднено.

3. Разработка залежи при сниженном до гидростатического давления снимет также целый ряд проблем с точки зрения повышения эффективности и безопасности ведения буровых работ, даст возможность значительно упростить конструкцию вновь бурящихся скважин, а для пластов значительной толщины позволит осуществить поэтапно-стадийную систему разработки с послойным вскрытием продуктивной части горизонта сверху вниз, увеличивая интервалы перфорации во вновь бурящихся скважинах, или выделяя в них самостоятельные объекты разработки.

4. На втором этапе разработки, для такого типа месторождений, как показывает опыт России и США, вопросы поддержания пластового давления приобретают важную роль и позволяют решать задачи повышения эффективности разработки нефтяных залежей на завершающих стадиях.

5. Разработка залежей, приуроченных к трещинноватым глинистым коллекторам при значительном превышении пластового давления над гидростатическим и низким давлением насыщения позволяют обеспечить на первой стадии фонтанный период эксплуатации - однофазный поток жидкости, использование упругих сил пласта для извлечения по крайней мере 10% геологических запасов нефти.

6. Для глинистого типа коллекторов нельзя допускать снижения пластового давления ниже гидростатического, не говоря уже о давлении насыщения. Единственным методом, позволяющим сохранить открытые трещины является поддержание давления на уровне гидростатического, для чего следует использовать метод водогазового воздействия.

7. Одним из методов, повышающих эффективность разработки глинистого трещинного типа коллектора может служить гидравлический разрыв, способствующий созданию искусственных трещинных зон на малопроницаемых участках пласта.

8. Разбуривание отдельных низкопроницаемых зон баженовской свиты горизонтальными скважинами также может оказаться эффективным, так как позволит охватить воздействием отдельные линзы пласта.

Заключение

В Диссертационной работе, представленной в форме научного доклада, обобщены результаты промыслово - экспериментальных и научных исследований, выполненные под руководством и при участии автора в период 1956 - 1996 г.г., позволившие создать и внедрить новые методы по совершенствованию систем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, представленных терригенными , и карбонатными коллекторами, методы контроля и регулирования разработки и методы повышения нефтеотдачи пластов.

На основании указанных разработок осуществлено решение научной проблемы, имеющей важное народно - хозяйственное значение.

В результате проведенных научных и промысловых исследований в работе защищаются следующие основные положения:

1. На примере анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений Самарской области, Татарстана и Западной Сибири доказывается необходимость комплексирования петрофизических, промыслово - геофизических и физико - химических исследований пластов и скважин, позволяющих уточнить геологическую модель пласта, структуру пустотного пространства, тип залежи, нефтенасыщенность, прерывистость и расчлененность, что даёт возможность повысить обоснованность и точность подсчёта начальных и текущих запасов нефти и разработать рекомендации по повышению эффективности разработки и нефтеотдачи.

2. Метод объёмной коррелляции продуктивных пластов, включающий в себя общую, зональную и послойную коррелляцию, позволивший на практике решить вопросы оконтуривания и доразведки месторождений, определить характер вытеснения нефти из продуктивных пластов, с учётом особенностей их геологического строения.

Кроме того, этот метод ( построение блок - схем во времени) поозволпл установить литологическую связность отдельных высокопроницаемых и плотных прослоев и определить зоны замещения пласта.

3. Анализ разработки многих месторождений Урало - Поволжья, Западной Сибири, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, при создании в зоне отбора давлений выше начального, показал отрицательные последствия как в части засорения призабойной зоны пласта при ремонтных работах, так и в уменьшении конечной нефтеотдачи.

Показана целесообразность на поздней стадии разработки уменьшать объёмы закачиваемой воды, а в отдельных случаях идти на полное прекращение заводнения.

4. Создание новых методов повышения эффективности разработки и КНН при циклическом воздействии и изменении направления фильтрационных потоков, позволивших решить проблему повышения коэффициента охвата пласта воздействием в низкопроннцаемых и неоднородных коллекторах, вовлечь в разработку недренируемые и тупиковые зоны.

5. Разработка нового метода физико - химического воздействия на продуктивные пласты с повышенной вязкостью нефти с использованием полиакрнламида, который обеспечил бы выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении в трещинно-поровых карбонатных и терригенных коллекторах, позволившего повысить нефтеотдачу на 5-8 пунктов.

6. Создание методики изучения неоднородности и уточнення геологического строения карбонатных коллекторов на основе дебитометрирования и расходометрирования скважин с привлечением данных по закачке трассирующих индикаторов и фотокалориметрии нефтей, что дало возможность усовершенствовать систему разработки путём размещения дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, оптимизировать объёмы извлекаемой нефти и закачиваемой воды, а также способствовать решению вопросов изучения направления движения потоков, определить источники поступления воды и осуществлять прогноз обводнения.

7. Разработка критериев выбора объектов для реализации методов циклического заводнения, изменения направления фильтрационных потоков, полимерного заводнения и определения области их рентабельного применения.

8. Принципы и требования к разработке и контролю за выработкой запасов нефти из нефтегазовых залежей. Комплексность решений по извлечению нефти из подгазовых зон с небольшой нефтенасыщенной толщиной, низкой проницаемостью и высокой неоднородностью продуктивных пластов.

9. Классификация систем разработки газонефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, предусматривающая разновидности рабочих агентов с учётом порядка ввода нефтяных и газовых зон, опережающей разработки газовой шапки, разновидности применения барьерного и площадного заводнения, а также закачку газа в газовую шапку и др.

Классификация охватывает все возможные способы разработки газонефтяных залежей с поддержанием пластового давления и широко используется в практике проектирования.

10. Основные принципы и критерии разработки месторождений с аномально - высокими пластовыми давлениями, предусматривающие использование на первом этапе высоких пластовых давлений для получения фонтанной добычи нефти и обеспечивающие при снижении давления до гидростатического на Ьтапе упрощения конструкции скважин и повышение безопасности буровых работ.

Показана целесообразность разработки крупнейшего месторождения Прикаспия на I этапе без поддержания давления до снижения его величины до гидростатического.

11. Поставлена задача и получены первые результаты_ по сейсмоакустическому межскважннному прозвучиванню .(' томография пласта), позволяющие во времени контролировать текущую нефтенасыщенность по площади и объёму пласта и тем самым способствовать решению вопросов вовлечения в разработку недренируемых прослоев, тупиковых и застойных зон, путём бурения дополнительных добывающих скважин, а также забуривания горизонтальных стволов из действующих скважин и проведения гидравлических разрывов пласта.

12. Критерии выбора плотности сетки скважин, их размещения и системы заводнения на стадии составления технологической схемы разработки в зависимости от вязкости нефти, её подвижности в пластовых условиях и величины коэффициента песчанистости, на основе опыта проектирования и анализа осуществленных систем разработки и методов воздействия.

Разработанные в диссертации методы и технологии широко и эффективно внедрены на местрожденнях различных регионах страны.

Список

опубликованных работ по теме диссертации

1. Состояние разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам.

ГавураВ.Е.,

Тезисы докладов областного совещания.

Куйбышев, 1965. С.6

2. Об экономической эффективности разработки месторождений с небольшими запасами нефти в Куйбышевской области.

Гавура В.Е., Палий П.А.

Нефтяное хозяйство №9, 1967. С.46-51

3. Плотность сетки скважин и нефтеотдача пластов на месторождениях Куйбышевской области.

- Гавура В.Е., Губанов А.И., Ковалев В.С.,Колганов В.И.

Труды Минского всесоюзного совещания по разработке.

ВНИИОЭНГ, Москва, 1968. С.216-232.

4. Изоляция притока пластовых вод на месторождениях Куйбышевской области.

. Палий П.А., Ханин И.Л.,Гавура В.Е.

Научно-технический сборник. ВНИИОЭНГ. Москва, 1968.

С.51-77

5. Использование результатов исследования скважин для решения задач по контролю за разработкой нефтяных месторождений Куйбышевской области.

Гавура В.Е., Слабецкий А.И.

Тезисы докладов на Всесоюзной конференции по гидродинамическим методам исследования.

ОНТИ -ВНИИ, Москва,1968.

6. Некоторые результаты исследования скважин на месторождениях, разрабатываемых с внутриконтурным заводнением.

• Гавура В.Е., Сафронов A.B.

Тезисы докладов III областного семинара по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин.

ЦБТИ Куйбышев, 1968,. С.4

7. Использование данных глубинного дебитометрирования для решения некоторых вопросов разработки.

Палий П.А., Лейбсон-В.Т., Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство №4, 1969. С.28-34

8. Состояние и перспективы разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Гавура В.Е.

Труды института " Гипровостокнефть" Выпуск XII.

Куйбышевское кн. изд.-во, 1969. С192-208

9. Опыт циклического метода воздействия на на пласт Л., Покровского месторождения.

Маслянцев Ю.В., Оганджанянц В.Г., Сургучёв M.JI., Гавура В.Е.

Нефтепромысловое дело № I, 1969 .

10. Применение растворов на нефтяной основе для вскрытия продуктивных пластов в Куйбышевской области.

Данелянц С.М., Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство № 5, 1969. С 58-61.

11. К вопросу разработки продуктивных пластов А3 и Ач Якушкинского нефтяного месторождения.

Гавура В.Е., Ханин И.Л., Дубов Ю.М.

Нефтяное хозяйство №11, 1969. С. 28-33.

12. Исследование нефтеотдачи пласта С-1 Мухановского месторождения.

Колганов В.И., Югин Л.Г., Иларионова С.Я., Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство №2, 1970. С 37-42.

13. Результаты эксплуатации пласта Ач Покровского месторождения на завершающей стадии разработки.

Гавура В.Е., Ивановский Г.И.

Нефтепромысловое'дело № 7,1969. С 24 -28.

14. Опыт разработки нефтяных месторождений в Куйбышевской области в поздней стадии эксплуатации.

Аширов К.Б., Губанов А.И., Сазонов Б.Ф., Гавура В.Е.

Доклад на Всесоюзном совещании " Состояние и основные задачи совершенствования разработки нефтяных месторождений в поздней стадии".

ВНИИОЭНГ, Москва, 1970. С. 63 -74.

15. Опыт использования сточных вод при заводнении месторождений Куйбышевской области.

Палий П.А., Гавура В.Е., Редькин И.И.

Нефтепромысловое дело № 10., 1970. С. 6-9.

16. Предварительные результаты опытно - промышленной закачки полиакриламида на Орлянском месторождении Куйбышевской области.

Андреев И.Б., Гавура В.Е., Швецов И.А.

Нефтяное хозяйство № 4, 1971. С 48-49.

- 5b .17. Состояние разработки нефтяных месторождений и перспективы развития нефтедобывающей промышленности Куйбышевской области.

Гавура В.Е., Ханин И.Л., Сафронов A.B.

Тезисы доклада на П областном научно-техническом совещании. Куйбышев, 1970. С. 10.

18. Опыт использования гидрогеологических методов для повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ Куйбышевской области.

Зайдельсон М.И., Ханин И.Л., Вещезеров В.И., Гавура В.Е.

19. К вопросу разработки пласта Ач Алакаевского нефтяного месторождения.

Гавура В.Е.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XV, Недра, Москва 1977. С.170-180.

20. О динамике обводнения и нефтеотдачи пласта Ач Якушкинского нефтяного месторождения.

Гавура В .Е., Кащавцев В.Н.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XV, Недра, Москва, 1970. С.191-208.

21. Геологическое строение, нефтеносность и основные положения разработки девонских залежей нефти месторождений Куйбышевской области.

Аширов К.Б., Гавура В.Е., Сафронов A.B.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XV, Недра, Москва, 1970. С.146-170.

22. Особенности разработки пласта C-III Дмитриевского нефтяного месторождения.

Гавура В.Е., Слабецкий А.Й.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XV, Недра, Москва, 1971. С.181-191.

23. Особенности заводнения и эффективность вытеснения нефти из пласта С-1 Мухановского месторождения.

Колганов В.И., Гавура В.Е. и др.

Труды Гипровостокнефти, Выпуск XV, Недра, Москва, 1971. С.103-118.

24. Влияние внутриконтурного заводнения на пластовую температуру в условиях вытеснения нефти.

Аширов К.Б., Гавура В.Е., Сафронов A.B.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XV, Недра, Москва, 1971. С. 136-145.

25. Начальная нефтенасыщенносгь карбонатного пласта В-1 на Сосновском месторождении.

КолгановВ.И., Гавура В.Е.

Геология нефти и газа №10, 1971. С. 29-35

26. Влияние изменения технологии заводнения на показатели разработки нефтяных месторождений..

Т.Д.Атанов, Сургучев M.JI., Гавура В.Е.,

Нефтепромысловое дело № 7, 1972. С.3-6.

27. Основные направления совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений.

Ханин И.Л., Гавура В.Е., Сафронов A.B.

Нефтяное хозяйство №7, 1972. С.24-30.

28. Особенности разработки нефтяных пластов в связи с их неонородностью.

Гавура В.Е., Палий П.А., Ханин И.Л.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XVIII, Недра, Москва, 1973. С.

16-41.

29. Развитие нефтегазовой промышленности Поволжья в свете прогнозов И.М.Губкина.

Гавура В.Е.

Доклад на Губкинских чтениях, посвященных 100 - летию со дня рождения академика.

Недра, Москва. 1972. С.62-68.

30. Упруго - капиллярный циклический метод разработки нефтяных месторождений.

Боксерман A.A., Гавура В.Е. и др.

В сборнике " Новые методы увеличения нефтеотдачи пласта".

ВНИИОЭНГ, Москва, 1968, С.3-22.

32. Опытно - промышленное заводнение Орлянского месторождения с применением полиакриламида.

Швецов И.А., Меркулов В.П., Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство №8, 1973. С.35-38.

33. Эффективность разработки литологически неоднородных коллекторов нефтяных месторождений Куйбышевского Поволжья.

Ханин И.Л., Палий П.А., Гавура В.Е.

Куйбышевское кн. изд. Куйбышев. 1974.С. 248.

34. Анализ результатов промышленного эксперимента по разрежению сетки скважин на примере нефтяной залежи карбонатного пласта А4 Покровского месторождения.

Ковалев B.C., Сазонов Б.Ф., Аширов К.Б., Губанов А.И., Лысянский В.Г., Гавура В.Е.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XXI, Куйбышев, 1974. С.215 -

224.

35. Особенности доразведки продуктивных пластов, представленных неоднородными карбонатными породами, в процессе бурения.

Гавура В.Е.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XXIII, Куйбышев, 1974.

36. Ограничение водопритоков в нефтяные скважины на месторождениях Куйбышевской области.

Гавура В.Е., Шефер А.З.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XXVI, 1975.

37. Пути повышения эффективности заводнения на заключительной стадии разработки месторождений Куйбышевской области.

Ханин И.Л., Гавура В.Е., Швецов И.А.

Доклад на Всесоюзном совещании по разработке нефтяных месторождений.

Альметьевск, 1973.

38. Изменение направления потоков жидкости - способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении.

Сургучев М.Л., Бочаров В.А., Гавура В.Е.

Доклад на выездном заседании Научного совета по проблеме разработки нефтяных месторождений. АН СССР. Краснодар, 1974. Изд. Наука, Москва, 1974. С.76-85.

39. Разработка системы шифров в условиях АСУнефть.

Гавура В.Е., Ковалев B.C.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XXV, Куйбышев, 1975

40. Метод изменения направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений.

Гавура В.Е., Лейбсон В.Г., Чипас Е.И.

Тематический научно-технический обзор.

ВНИИОЭНГ, Москва, 1976. С. 64.

41. Опыт текущего и перспективного планирования добычи нефти в объединении "Куйбышевнефть".

Гавура В.Е., Губанов А.И., Ковалев B.C.

Доклад на выездной сессии научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений. АН СССР и НТС Миннефтепрома в г. Тюмени в 1976 г.

Москва. Наука. 1978. С227 - 244.

42. Эффективность интенсификации систем заводнения и увеличения давления нагнетания, как метод повышения нефтеотдачи пластов.

Губанов А.И., Ковалев B.C., Гавура В.Е.

Труды Гипровостокнефти, выпуск XXXIII.

Куйбышев, 1979 г.

43. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области.

Шефер А.З., Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство, №5, 1977. С.

44. О достоверности определений коэффициента вытеснения по керну, отбираемому при бурении скважин.

Борисов Б.Ф., Гавура В.Е., Ковалев В.Г.

Нефтяное хозяйство, № 2, 1978. С.25-28.

45. Опыт разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области с применением заводнения.

Губанов А.И., Сазонов Б.Ф., Гавура В.Е.

Тезисы доклада на совегско-франко-румынском симпозиуме по разработке нефтяных месторождений и методов увеличения нефтеотдачи

Москва. У. 1977. С.6-8.

46. Сравнительная оценка эффективности применяемых систем разработки и видов заводнения нефтяных залежей с различной геолого-физической характеристикой ( на примере месторождений Куйбышевской области)

Сазонов Б.Ф., Гавура В.Е., Губанов А.И.

Доклад на выездном заседании научного совета АН СССР по проблеме разработки нефтяных месторождений Министерства нефтяной промышленности.

Москва, ВНИИОЭНГ, 1977. С.80-117.

47. Унифицированная система классификацнии кодирования нефтегазонасыщенных пластов с учётом распределения их в геологостратиграфическом разрезе.

Гавура В.Е., Алексеев Г.И., Илларионова С.Я.

Труды Гипровостокнефть, вып. XXXI.

Куйбышев. 1978 г.

48. Итоги разработки пластов A3 и A4 Кулешовского месторождения при блоковой системе воздействия.

Сазонов Б.Ф., Гавура В.Е.

Труды Гипровостокнефть.

Куйбышев. 1978 . С.

49. Классификация геолого-промысловой информации для автоматизированной системы подсчёта запасов нефти и газа.

Гавура В.Е., Илларионова С.Я., Пилов A.A.

Труды Гипровостокнефть.

Куйбышев. 1983. С.

50. Классификация геолого-промысловой информации для автоматизированной системы проектированиям анализа разработки нефтяных месторождений.

Гавура В.Е., Коробов Б.П., Талова А.И.

Труды Гипровостокнефть'.

Куйбышев. 1983 г.

51. Опыт проектирования и разработки залежей нефтив малопродуктивных коллекторах.

Васильев И.П., Гавура В.Е., Иванова М.М.

Труды Уфимского Всесоюзного совещания по разработке нефтяных месторождений. 1983 г.

Москва. ВНИИОЭНГ. 1984. С.111-116.

52. Эффективность применения циклического заводнения и метода изменения фильтрационных потоков.

Сургучёв М.Л., Горбунов А.П., Гавура В.Е.

Труды Уфимского Всесоюзного совещания по разработке нефтяных месторождений.

Москва. ВНИИОЭНГ. 1984. С.116-121.

53. О практике проектирования разработки нефтяных месторождений.

Сургучёв М.Л., Васильев И.П., Гавура В.Е.

Труды Бугульминского Всесоюзного совещания.

Москва. ВНИИОЭНГ. 1984. С.16-25.

54. Сравнение применяемых институтами отрасли методик проектирования на примере расчёта технологических показателей разработки одной гипотечиской залежи.

Баишев Б.Т., Гавура В.Е., Кац P.M. и др.

Труды Бугульминского Всесоюзного совещания. Москва.

55. Анализ реализации систем разработки с заводнением.

Лещенко В.Е., Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство, № 11, 1986 г.

56. Задачи повышения эффективности разработки газонефтяных залежей.

Юдин В.М., Лещенко В.Е., Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство, № 4, 1986. С.27 -31.

57. Повышение эффективности разработки месторождений Западной Сибири на основе ускоренного внедрения достижений научно - технического прогресса.

Гавура В.Е.

Нефтяное хозяйство, №7, 1986. С.77-80.

58. По материалам Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

Нефтяное хозяйство, 12, 1986, С.71 -74.

59. Практика проектирования и пути повышения качества проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

Труды Тюменского Всесоюзного совещания по разработке.

Москва, ВНИИОЭНГ, 1986. С.28-34.

60. Анализ реализации принятых систем разработки с заводнением на месторождениях Западной Сибири.

Лещенко В.Е., Иванова М.М., Гавура В.Е.

Труды Тюменского Всесоюзного совещания по разработке.

Москва, ВНИИОЭНГ, 1986. С.34 -41.

61. По материалам Цетральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

Нефтяное хозяйство, № 7, 1987.

62. По материалам Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

Нефтяное хозяйство, №8, 1987, С. 68-69.

63. По материалам Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Макеева Е.К.

Нефтяное хозяйство №9, 1987. С.58-60.

64. По материалам Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР,

Гавура В.Е., Васильев И.П.

Нефтяное хозяйство №8, 1987. С.68-69.

65. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей.

Гавура В.Е., Лещенко В.Е., Исапчев В.В., СаттаровД.М.

Обзор, серия "Нефтепромысловое дело", г. Москва, ВНИИОЭНГ, 1987 с.ЦЦ.

66. По материалам центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

"Нефтяное хозяйство" № 1, 1987, с. 71-73

67. По материалам центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

"Нефтяное хозяйство" № 3. 1987. с. 60-63

68_. По материалам центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

"Нефтяное хозяйство" № 4, 1987. с. 72-76

69. По материалам центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

"Нефтяное хозяйство" № 5, 1987.

70. Состояние работ в области применения гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения.

Баишев Б.Т., Гавура В.Е.. Гриценко А.Н.

"Нефтяное хозяйство" № 12, 1988, с. 25-29

71. Требования к исследованиям для подсчета запасов и проектирования разработки месторождений.

Гавура В.Е., Фурсов А.Я.. Кочетов М.Н.

"Нефтяное хозяйство" № 7, 1988, с. 32-37

72. По материалам центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

"Нефтяное хозяйство" № 1, 1988. с. 70-72

73. По материалам центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

"Нефтяное хозяйство" № 4, 1988, с. 68-69

74. По материалам центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

Гавура В.Е., Васильев И.П.

"Нефтяное хозяйство" № 5, 1988, с. 67-68

75. В научно-техническом совете Миннефтепрома СССР

Гавура В.Е., Козлова Е.К.

"Нефтяное хозяйство" № 10, 1989, с. 43-45

76. Обощение опыта и пути дальнейшего повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Васильев И.П., Гавура В.Е., Лещенко В.Е., Семин Е.И.

Обзор, серия геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. ВНИИОЭНГ. Москва. 1988. С.60

77. Роль современных методов увеличения нефтеотдачи пластов в ускорении НТП в области нефтедобычи.

Филановский В.Ю., Довжок Е.М., Гавура В.Е.

Тезисы доклада на всесоюзном совещании по современным методам увеличения нефтеотдачи пластов. Бугульма. 1989. СЗ-6.

78. Оценка потерь нефти от разрежения сетки скважин.

Абдулмазитов Р.Г. Емельянова Г.Г. Гавура В.Е., Муслимов Р.Х.

Нефтяное хозяйство №3, 1989. С21-25.

79. Проблемы разработки залежей нефти Прикаспия с трещиновато - кавернозно - поровым типом коллектора.

Гавура В.Е., Сазонов Б.Ф.

Доклад на Международном Симпозиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. Варна. 1990 .

80. Принципы размещения скважин и пути повышения эффективности разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Гриценко А.Н., Гавура В.Е., Лещенко В.Е.

Доклад на всесоюзном совещании в г. Нижневартовске в 1988 г.

ВНИИОЭНГ. Москва. 1990. C.89-I01.

81. Проблемы эксплуатации нефтегазовых залежей и вопросы их комплексной разработки.

Гавура В.Е., Грицеко А.Н., Исайчев В.В.

ВНИИОЭНГ. Москва. 1981.

82. Влияние природных и технологических факторов на процесс разработки и нефтеотдачу пластов.

Усенко В.Ф., Дияшев Р.Н., Гавура В.Е.

Обзор, серия геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. ВНИИОЭНГ. Москва. 1992, выпуск 4.

83. Проблемы разработки залежей нефти Прикаспия, приуроченных к трещиновато-кавернозно- поровому типу коллектора.

Гавура В.Е., Сазонов Б.Ф.

Обзор, серия геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. ВНИИОЭНГ. Москва. 1992, выпуск №1.

84. Оптимизация плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи.

Лисовский H.H., Гавура В.Е., Лещенко В.Е. и др.

Труды заседания научно-технического совета.

Москва. ВНИИОЭНГ. 1992.

85. Оптимизация плотности сетки скважин.

Алексеев П.Д., Гавура В.Е., Лещепко В.Е.. Лапидус В.З., СеминЕ.И.

Москва, Светочь, 1993, с. 136

86. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации.

Джавадян A.A., Гавура В.Е. "Нефтяное хозяйство" № 10, 1993, с. 6-13

87. Effect of Abnormal Reservoir pressure on production of Oil Filds. Gavura V.E.

Denver (Colden). Colorado. 1994

88. Научно-технический прогресс в нефтяной промышленности России.

Джавадян A.A., Гавура В.Е.

В материалах юбилейной конференции посвященной 60-летию НТО НГП, Москва, 1994, с. 45-53

89. Вопросы нефтяного законодательства и стимулирования добычи нефти в зарубежных странах.

Гавура В.Е., Плужников Б.Н., Красильникова Т.Б. Москва, ВНИИОЭНГ, 1994. с. 26

90. Оптимизация систем заводнения в различных геолого-промысловых условиях на разных стадиях разработки.

Джавадян A.A., Гавура В.Е., Лапидус В.З. "Нефтяное хозяйство" №11,1995, с. 40-43

91. Нефтяное законодательство и стимулирование добычи нефти в зарубежных странах.

Джавадян A.A., Гавура В.Е. "Нефтяное хозяйство" № 12, 1995, с. 4-7

92. Разбазаривание недр компаниям не грозит Джавадян A.A., Гавура В.Е., Лапидус В.З. "Нефть России" № II, 1995

93. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей.

Гавура В.Е., Исайчев В.В.. Курбанов А.К. v др . Москва, ВНИИОЭНГ, 1995, с. 346

94. Геология и разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Гавура В.Е.

Москва, ВНИИОЭНГ, 1995, с. 494

95. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.

Гавура В.Е., Лещенко В.Е., Лапидус В.З. w - 1 там. Москва, ВНИИОЭНГ, 1996 с 2ЯТ.

96. Применение методов увеличения нефтеотдачи на крупных месторождениях Западной Сибири.

Гавура В.Е., Васильев И.П., Исайчев В.В.

Труды всероссийского совещания, г. Альметьевск, 1995 •

с '/йз - I

97. Особенности и проблемы разработки некоторых залежей приуроченных к недонасыщенным коллекторам.

Шовкринский Г.Ю., Гавура В.Е., Казаков В.А. и А р •

Труды всероссийского совещания, г. Альметьевск, 1995.

с-

98. Проблемы разработки месторождений высоковязких нефтей и пути их решения.

Гавура В.Е.. Гарушев А.Р., Цехмейстрюк А.К.

Труды всероссийского совещания, г. Альметьевск, 1995,

с' - .

99. EOR Application in Large Oil Fields of West Sibiria Generalisation of the Experience, New Technologies.

Gavura V.E., Isaitchev V.V., Vasiliev I.P.

Vienna, Austria, 1995

100. Problems of development of large and uniqve Oil Fields in Russia during the last stage exploitation and Qvestion of geophysical control.

Gavura V.E., Safronov y.I.

Pekin, 1996 (в печати)

Соискатель

В.E.Гавура

Гавура Внлен Евдокимович. Геологические основы повышения эффективности разработки и нефтеотдачи нефтяных и нефтегазовых месторождений. Автореферат диссертации в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. - М.; 1996.

ЛР N 020439 от 28.02.92. Формат 60x88/16. Бумага офсетная. Офсетная печать. Тираж 120 экз. Бесплатно. ОАО ВНИИОЭНГ N 4527. 117420 Москва, ул. Наметкина, 14-Б.

Печатно-множительная база ОАО ВНИИОЭНГ 113162 Москва, Хавская, 11