Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении

Базив, Василий Федорович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении"

Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина

На правах рукописи УДК 553.98.001

Базив Василий Федорович 00344Э503

ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВЫЕ ОСНОВЫ УПРАВЛЕНИЯ ОТБОРОМ ЖИДКОСТИ И РЕЖИМАМИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ИХ ЗАВОДНЕНИИ

Специальность 25 00 17

Отрасль науки - геолого-минералогическая

Автореферат диссертации

на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

1 6 ОКТ 2008

Москва - 2008

003449503

Работа выполнена в Центральной Комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР Роснедра)

Доктор геолого-минералогических наук, профессор Филиппов Виктор Павлович, РГУ нефти и газа им. И.М Губкина, Доктор геолого-минералогических наук Гавура Вилен Евдокимович, главный редактор научно-технического журнала "Нефтепромысловое дело", Доктор технических наук, профессор, Лысенко Владимир Дмитриевич, ОАО "РИТЭК"

Ведущая организация - ВНИИнефть им. академика А П Крылова

Защита состоится С-] п^&пи 2008 г в /Г "часов в ауд. на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 200 08 Российского государственного университета нефти и газа им И М Губкина

по адресу. 119991, г Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, д 65,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им И М. Губкина

Автореферат разослан « » 2008 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета Д 212.200.08

Официальные оппоненты

ВВЕДЕНИЕ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

За последние два десятилетия в развитии отечественной нефтедобывающей отрасли в силу создавшейся неблагоприятной экономической ситуации возникли проблемы по обеспечению проектных отборов жидкости из пласта на многих месторождениях отрасли и, в первую очередь, на нефтяных месторождениях Западной Сибири

Нарушение проектных показателей по отбору жидкости из пластов ведет к нарушению систем и технологий разработки- расформировываются зоны стягивания контуров нефтеносности, образуются целики заблокированной водой нефти, падает добыча нефти, уменьшается нефтеотдача пласта Особенно это характерно для месторождений со сложным геологическим строением

Важно оценить, в какой мере создавшаяся ситуация в отрасли отразилась и может отразиться в будущем на использовании тех ресурсов нефти, которые числятся на государственном балансе

Не в одинаковой мере используются возможности заводнения, которое применяется на месторождениях страны Совершенно неодинаковы подходы проектировщиков и недропользователей к вопросам проектирования и управления заводнением могут проектировать систему разработки на месторождении, не имея для этого необходимой гелого-промысловой информации, или эта информация крайне ограничена

Создают иной раз (довольно часто1) модель пласта, используя важные гелого-физические параметры для построения модели не путем выполнения нужных исследований и анализа их результатов, а «по аналогии» с другими пластами.

Созданная таким образом модель, создает ложное чувство благополучия в вопросах геологии месторождения, исследования скважин и пластов, в вопросах получения информации о выработке запасов нефти каждого пласта, пропластка Это опасно'

Это главная причина того, что, затрагивая некоторые проблемы заводнения на страницах диссертации, я показал, как создавалась информационная база для управления процессами заводнения на примере уникального Ромашкинского месторождения, на котором впервые было применено внутриконтурное заводнение

Приведенные в диссертации примеры изучения особенностей геологического строения продуктивного плата горизонта Д! на одной из площадей Ромашкинского месторождения - Южно-Ромашкинской, свидетельствует о важности детального изучения геологического строения объекта разработки, показано, к чему следует стремиться, создавая геологическую основу для решения конкретных задач разработки

Важно, чтобы нынешнее поколение проектировщиков сумело правильно оценить наследие недавнего прошлого и воспользоваться этим наследием

Многие исследования на протяжении полувекового периода работы автора в нефтяной отрасли выполнялись совместно с известными исследователями, учеными и специалистами отрасли, имена которых с благодарностью упоминаются в диссертации

Особенно автор благодарен Н Н Лисовскому, Р X Муслимо-ву, С Н Закирову, Б Т Баишеву, В М Юдину, С К Устимову, С А Мальцеву, Э М Халимову, Р Н Дияшеву, Ю Н Яшину, участвовавшим в совместных исследованиях и обсуждении их результатов

На этапах творческих порывов и раздумий мобилизующими оказались чуткое отношение и поддержка автора председателем ЦКР Роснедра Н Н Лисовским и профессором М М Ивановой -бессменными организаторами важных дел ЦКР

Автор выражает им искреннюю благодарность

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

1 Изучить зависимость нефтеотдачи от полноты промывки продуктивных пластов при их заводнении в различных геологических условиях

2 Определить оптимальные режимы прокачки жидкости (промывки пласта) в зависимости от геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов

3 Оценить величину потерь нефтеотдачи в результате нарушения режимов промывки пластов

4 Оценить роль геологических факторов, влияющих на эффективность реализуемых систем на основе опыта разработки нефтяных месторождений, находящихся в поздней и завершающей стадиях разработки

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1 На основе результатов обобщения опыта разработки нефтяных месторождений с заводнением

1.1. Показать влияние отбора жидкости на полноту извлечения нефти в различных геологических условиях

2 Показать значение системы геологопромыслового контроля и регулирования процессов заводнения в условиях разработки неоднородных пластов

3 Доказать целесообразность поэтапного освоения месторождений запасов нефти в зависимости от особенностей геологического строения залежей

ИСПОЛЬЗОВАНЫ ФАКТИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ

-Затем, будучи руководителем отделов разработки^проектирования в Министерствах нефтяной промышленности, участвовал в подготовке отраслевых руководящих нормативных документов по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.

К ним относятся «Регламент по составлению проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», «Регламент проведения геолого-промыслового анализа», «Методическое руководство по гидродинамическим и промы-слово-геофизическим исследованиям»

Будучи членом и экспертом ЦКР, автор непосредственно возглавлял экспертизу проектных технологических документов, поступающих на рассмотрение ЦКР Эти документы являются важным источником информации

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1 Установлена прямая зависимость нефтеотдачи пластов от

у, 20Г N

полноты их промывки г -» у (-)

НГЗплу

2 Снижение отборов жидкости по сравнению с проектными при разработке месторождений ведет к разбалансированию реализуемых систем, к нерегулируемым отборам запасов нефти и их ра-зубоживанию, удорожанию и удлинению сроков разработки месторождений

3 Важнейшими показателями эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением явля-

ются годовые темпы промывки продуктивных пластов (Дх), полнота промывки пластов (т = —), и величина текущей нефтеотдачи (КИН- I) при прокачке жидкости в количестве оного объема пор (НГЗ пл у)

4 Причинами недостижения запроектированной нефтеотдачи по многим месторождениям и объектам явилось снижение по сравнению с проектными темпов промывки пластов в основной период их разработки

5 В условиях поэтапного освоения месторождений и объектов, представленных расчлененными и прерывистыми линзовидными коллекторами, в условиях широкого применения компьютерных технологий (моделирование процессов) внедрения мероприятий по управлению процессами заводнения необходимо осуществлять контроль, анализ и проектирование разработки не строго по пластам и объектам, выделенным на ранних этапах освоения месторождений, а выделять в их составе самостоятельные элементы разработки - блоки, участки, линзы

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1 Выявлена зависимость нефтеотдачи от полноты промывки

20плу

пласта при его заводнении КИН—> / (х) х =--—

НГЗплу

2 Выявлена и показана закономерность распределения параметров «промывки» пласта в зависимости от геолого-физических характеристик - «веерное» распределение (рис 1)

3 Предложена методика прогнозирования технологических показателей разработки (КИН, добыча жидкости и нефти, обводненности, водо-нефтяной фактор) «Палетка прогноза КИН» (рис 2)

4 Предложена методика сопоставительной оценки эффективности реализуемых систем разработки «Таблица рангов» (табл 1)

5 Предложена система показателей при геолого-промысловом анализе процесса «промывки» нефтяного пласта при его заводнении.

6 Обосновано блоковое строение продуктивного горизонта Д1Д0 на Ромашкинском нефтяном месторождении - аналога многих месторождений нефтяной отрасли

Зависимость КИН от полноты промывки КИН—>/(т)

- _ — — — — ---- _ — = — - - -! }—

_ ___ _ — Е^ 1 - _ — _|

= — ргр 1_ —ч Еь 1-

ЕЕ § _|15 СЕ гЕН ЕЕ |ЕЕ —

== 3 гДза §1 ш ЗЕ! ^¡рт ет да Е1 в—

-- —— А Е^ 2] - =

—- — -- Ш — --- = ЕЕ = — ;- — 1 ЧП-1

— 1 У ЙЕ ^Лзз о]— ¡1нр Г==~ ЕЕ ЕЕ ЕЕ = — —

—1 Ш 1—* Щ П34 — Е Е= — — — ЕЕ _ ЕЕ - —1 -

=31 ЕЕ - __ __ __ ___I !_ — _ — _ _; 1= _ _ - —

Г — ЕЕ Е — = — — 1-1-1-1 -; Еи —

О 50 100 150 200 Юж.пл.у. 250

- х100%

НБЗпл.у.

Рис. 1. Зависимость КИН от полноты промывки: 1 - Ромашкинское (сумма объектов); 2 - Ромашкинское, До + Дь 3 - Ново-Епховское Д, + Д0; 4 - Бавлинское Дь 5 - Бо ндюжское, Д, + Д0; 6 - Первомайское, До* Дь 7 - Арланское, бобриковсий горизонт;

8 - ШкаповскоеД,; 9 - Шкаповское Д/к 10- Серафимовское, Д,; 11 - Туймазинское Д,; 12- Туймазинское Д„; 13- Мухановское; 14 - Зольненское; 15- Дмитриевское, Сш; 16 - Дмитриевское, Си' 17- Кулешовское, АЗ; 18 - Кулешовское, А4; 19 - Самотлорское, сумма объектов; 20 - Самотлорское, БВв; 21 - Аганское; 22 - Аганское, БВа; 23 - Федоровское; 24 - Федоровское, БС10; 25 - Правдинское; 26 - Ватинское; 27 - Ватинское, БВа; 28 - Западно-Сургутское; 29 - Южно-Сургутское; 30 - Усть-Балыкское; 31 - Мамонтовское; 32 - Быстринское; 33 - Быстринское, БС2; 34 - Лянторское; 35 - Советское; 36 - Коробковское; 37- Жирновское; 38 - Анастасиевско-Троицкое; 39 - Западно-Тзбукское; 40 - Чутырско-Киенгопское; 41 - Малгобек-Вознесенское

Палетка прогноза КИН

КИН, % 80

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250

Юж.пл.у.

НБЗпл.

Арланское, бобриковский горизонт -•- Мухановское, I (С|+Си} Бондюжское, Дч+До Шкаповское, Д1

Коробкоеское, Б1 * Соколовогорское, Дг-у Самотлорское. АВ4-5

х100%

Рис. 2. Зависимость КИН от полноты промывки пласта различных месторождений

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1 На основе сопоставительного анализа и оценки эффективности реализуемых систем, находящихся в поздней и завершающей стадиях разработки месторождений, выявлены ряд закономерностей

1 1 Ранее и повсеместное снижение отбора жидкости при разработке месторождений по сравнению с проектными уровнями ведет к разбалансированию реализуемых систем, к нерегулируемым отборам запасов нефти

2 Предложена система экспертно-аналитической оценки эффективности разработки месторождений с заводнением и прогноза показателей разработки на любом этапе разработки месторождения Практическая ценность системы заключается в возможности оценить надежность выполненных расчетов при проектировании с помощью геолого-гидродинамического моделирования

3 Рекомендации автора по вопросам отбора жидкости широко используются Центральной Комиссией при рассмотрении проектных технологических документов на разработку месторождений

4 Предложенная схема экспертной оценки надежности прогноза проектных решений и моделирования по уровням отбора нефти и жидкости способна существенно облегчить выполнение работы по авторскому надзору, подготовку проектных документов к утверждению

5 При участии автора разработаны и утверждены ряд нормативных документов на разработку месторождений Это

- Регламент РД 153-39-007-96 по составлению проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений,

- Регламент РД 153-39-0-110-01 - Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные положения диссертации докладывались на

1. Всесоюзном семинаре по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин «Опыт исследования работы неоднородных пластов Ромашкинского нефтяного месторождения» Гомель, 1967 г

2 Всероссийском совещании «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений» «Состояние, проблемы и пути их решения» Альметьевск, 1995 г

3 «Научно-практической конференции» «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» Лениногорск, 1998 г

4 Расширенном заседании ЦКР «Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений» Москва, 1999 г

5 Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений «Основные направления по совершенствованию проектных технологических документов» Альметьевск, 2002 г

6 Международном технологическом симпозиуме «О научном сопровождении проектных технологических документов на разработку месторождений и новых технологий» Москва, 2004 г

7 Международном технологическом симпозиуме «О путях дальнейшего совершенствования проектирования разработки» Москва, 2005 г

8 Заседании ЦКР Роснедра «О научном сопровождении и авторском надзоре за реализацией проектных решений» Москва, 2006 г

9 Международном технологическом симпозиуме «Об отборе жидкости». Москва, 2007 г

10 Научно-практической конференции «О перспективах разработки карбоновых коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти» «Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением» Лениногорск, 2007 г

11 XI Международной Научно-технической конференции «РОСИНГ» «Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и газа» «Экспертно-аналитическая оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением» Москва, 2007 г

12 Постоянно-действующем семинаре при ОАО «ВНИИнефть» им А П Крылова «Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением» Москва, 2007 г.

13 Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений» «Об отборе жидкости» Казань, 2007 г

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ

Диссертация на тему «Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении» состоит из пяти глав, введения и заключения Представляется на защиту на 254 стр, 85 графиков и 75 таблиц

1. ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТБОРА ЖИДКОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ

Особенности процесса промывки пласта при его заводнении

Зависимость нефтеотдачи от полноты промывки пласта при разработке его с заводнением заложена в основе известного выражения КИН

КИН = Яв хКохв,

где Кв — отношение объема вытесненной нефти к ее начальному объему в пласте при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды

Коэффициент охвата (Кохв ) является величиной охвата пласта процессами воздействия по объему

Эти величины изменяются во времени, поскольку фронт поступающей в пласт воды по мере продвижения по нему захватывает все новые участки пласта, пропластки, а при изменении направления фильтрационных потоков — застойные и тупиковые зоны

Поэтому в условиях разработки продуктивных пластов с заводнением процессы вытеснения нефти водой представляются не иначе, как промывка пласта

Задача состоит лишь в том, чтобы на фактическом материале, с использованием данных по залежам, разрабатываемым длительное время с заводнением, количественно оценить величину прироста коэффициента нефтеизвлечения в зависимости от степени промывки пласта

Для решения этой задачи в качестве критерия оценки технологической эффективности реализуемых на месторождении систем разработки принята величина достигаемой нефтеотдачи при одинаковой степени "промывки" объема пор, занятых нефтью

у/^ПЛ у у

КИН^/ШГДе

НГЗплу — начальные геологические запасы нефти в пластовых условиях,

2(2™ У — накопленный отбор жидкости в пласт ул , 1,Оп" у

———представляет собой объем прокачки (кратность про-НГЗплу

мывки — т)

Кратность промывки пласта — т, будучи величиной относительной, при сопоставлении весьма удобна, поскольку она в одинаковой мере применима при анализе, как небольших по размеру залежей, так и крупных месторождений

Рассчитаны и построены характеристики промывки по основным месторождениям Республик Татарстан и Башкортостан, Самарской области, Западной Сибири и по отдельным месторождениям других регионов (всего 140 объектов на 65 месторождениях).

Зависимость нефтеотдачи от степени промывки пласта. КИН -:>f(x)

По мере увеличения накопленного отбора жидкости из пласта кривые зависимости нефтеотдачи от кратности промывки КИН -» Г (т) на графике отклоняются вправо от исходной теоретической прямой, проложенной между двумя точками, первая из которых — начало координат, вторая соответствует значению КИН равному единице при отборе жидкости в количестве одного поро-вого объема пласта На графике такие кривые располагаются в виде "веера" (см рис 1)

По мере увеличения накопленного отбора жидкости этот веер расширяется Верхнее положение на графике занимают объекты, значение КИН по которым самые высокие

Нижнее положение «веера» занимают месторождения и объекты, которые в силу сложности их геологического строения или недостаточной эффективности применяемых систем разработки характеризуются самыми низкими показателями промывки пластов

В дальнейшем по мере увеличения накопленной прокачки жидкости все ветви «веера» стремятся занять параллельное положение друг к другу

В редких случаях эта закономерность нарушается. Она может принять другой характер продолжения лишь в случае существенных изменений в реализуемой системе разработки месторождения.

На характере кривой вытеснения сильно сказываются результаты регулирования. Те объекты разработки, на которых процессы заводнения продуктивных пластов постоянно регулируются, отличаются постоянным улучшением процессов промывки.

Годовые темпы промывки пласта. Режимы промывки

Режим промывки пласта при разработке нефтяных месторождений с заводнением характеризуется годовыми объемами прокачки жидкости в % от начальных геологических запасов в пластовых условиях - темпами промывки. Дт = х 100 % у/НГЗпл.у.

Годовые темпы промывки в подавляющем большинстве реализуемых объектов в основной период разработки составляют 3...6 % от начальных геологических запасов в пластовых условиях (рис. 3).

I Ож.пл.у.

---100%

НБЗпл.у.

Рис. 3. Динамика годовых темпов промывки основных месторождений

По всем объектам изучалась динамика темпов промывки. Были использованы зависимости значений КИН от полноты и от темпов промывки (рис. 4), т. е. от х и Дх.

Дт

---

у \

/ /

с — - г

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

кин

Дт

/ \

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 8

Дт

— £

-г 7

/ / ■

у- /

-400 ■350 ■300 ■ 250 ■200

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

КИН

Годовой темп промывки пласта в зависимости от КИН:

Факт

Прогноз

При условии достижения КИН принятого на баланс ВГФ

Дт

/ V /

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70

КИН

Дт

/ У

250 200 150

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

КИН

Степень промывки пласта в зависимости от КИН:

Факт

Прогноз

КИН

1. Ромашкинское месторождение, Д0 + Д 4. Мухановское месторождение, I объект

2. Арланское месторождение, Арланская площадь 5. Самотлорское месторождение, АВ^

3. Туймазинское месторождение, Д, 6. Самотлорское месторождение, БВ,

Рис. 4. Графиков КИН н>/(%) и КИН (Дт)

Экспертно-аналитическая оценка эффективности процесса промывки пласта. «Таблица рангов» Палетка прогноза КИН

Накопленный отбор жидкости в количестве одного порового объема (х = 1,0) знаменует собой определенный рубеж в разработке месторождения Если значения КИН на этапе промывки до 0,5 порового объема в большей мере зависит от природных факторов (активность законтурной области, проницаемость пласта, вязкость нефти в пластовых условиях и др), то при прокачке одного порового объема они зависят как от природных факторов, так и от эффективности созданной на месторождении системы разработки (размещение и плотность сетки скважин, система воздействия, эффективность системы регулирования)

Значение коэффициента нефтеизвлечения на рубеже прокачки одного объекта пор (т= 1,0) условимся обозначать КИН - 1 По этому показателю проранжированы все находящиеся в зрелых стадиях разработки и рассматриваемые в настоящей работе месторождения

«Таблица рангов», составлена на основе сопоставительного анализа эффективности месторождений путем приведения их к «общему знаменателю» - КИН - 1

В «Таблице рангов» приведены текущие показатели по 51 объекту разработки Объекты разработки проранжированы в диапазоне значений КИН 1 от 0,70 (Коробковское месторождение, объект Б!) и до 0,25 (Туймазинское месторождение, Бобриковский горизонт)

На основе детального анализа характеристик промывки пластов по объектам, находящимся в поздней и завершающей стадии разработки, построены «Палетки прогноза КИН» (см рис. 2) «Палетки прогноза КИН» составлены на основе фактических показателей разработки объектов, находящихся в завершающей стадии разработки, отличающихся стабильностью и чистотой процесса промывки пласта на протяжении всего периода разработки

Таблица 1

Таблица рангов

№ п/п Место рояедение, объект Ступень КИН-1 Проницаемость К, мкм3 Вязкость нефти, мПа с Подвижность, мкм2 мПа с Коэф расчлененности, доли ел

1 Коробковское, Б т I 0,70 0,465 0,6 0,790 3,0

2 Соколовогорское, Д2 ч I 0,65 1,200 1,4 0,857 1,7

3 Зольненское, Б, + Б2 II 0,60 2,005 1,7 1,370 2,1

4 Жирновское, Б, II 0,60 1,060 4,9 0,204 2,4

5 Анаст -Троицкое, Ш II 0,60 1,300 2,4 0,541 1,0

6 Дмитриевское, С|И II 0,60 0,555 1,5 0,370 2,9

7 Мухановское, С, + С', III 0,583 1028 1,7 0,590 4,0

8 Ушаковское III 0,58 0,865 1,5 0,576 2,4

9 Западно-Тэбукское III 0,57 0,440 1,6 0,275 2,3

10 Мухановское, III IV 0,56 0 126 0,6 0,200 4,0

11 Дмитриевское, С[у + Су IV 0,56 0,600 1,8 0,330 2,3

12 Кулешовское, А3 IV 0,56 0,188 0,7 0,290 2,2

13 | Серафимовское, Д| | V | 0,555 | 0,360 | 2,0 | 0,180 | 3,2

14 Самотлорское, БВ8 VI 0,53 0,537 1,1 0,488 7,0

15 Шкаповское, Д!у VI 0,53 0,307 1,0 0,320 2,6

16 Бавлинское, Дг VI 0,53 0,960 1,9 0,511 1,7

17 Чишминская пл Ромашкинского м-ния VII 0,52 0,387 4,0 0,096 1,6

18 Туймазинское, Д[ VII 0,51 0,464 2,6 0,182 2,8

19 Бондюжское, Дт + Д0 VII 0,51 0,597 5,8 0,103 4,4

20 Солкинское, БС, VIII 0,50 0,400 3,2 0,144 2,4

21 Алькеевская пл VIII 0,50 0,392 3,9 0,082 2,2

Ром м-ния

22 Устъ-Балыкское, Б| IX 0,49 0,660 3,4 0,119 2,3

23 Сармановская пл Ромашкинского м-ния IX 0,49 0,207 4,4 0,060 1,6

24 Ватинское, БВ8 X 0,48 0,222 1,0 0,222 5,7

25 Кулешовское, А4 X 0,48 0,073 1,089 1,4 0,528 3,0

26 Аганское, БВ8 X 0,48 0,328 1,1 0,298 10,9

Окончание табл 1

№ п/п Месторождение, объект Ступень КНН-1 Проницаемость К, мкм3 Вязкость нефти, мПа с Подвижность мкм1 мПа с Ко эф расчленен-ностн, доли ед

27 Шкаповское, Д, XI 0,47 0,388 4,3 0,090 2,2

28 Быстринское, БCf XI 0,47 0 574 4,6 0,124 1,4

29 Туймазинское, Д» XII 0,46 0,430 2,8 0,156 1,4

30 Абдрахмановская пл, Ромашкине ко го м-нкя XII 0,46 0,500 3,6 0,138 5,3

31 Южно-Ромашкинская пл, Ромашкине кого м-ния XII 0,46 0,348 3,7 0,094 4,0

32 Миннибаевская пл Ромашкинского м-ния хш 0,45 0,514 0,160 4 5 2,7 0,140. 0,06 5,3 1,5

33 Ромашкинское, Д | + Д, XIII 0,45 0,514 5,8 0,135 3,9

34 Зал Сургутское, БС23 XIII 0,45 0,708 5,5 0,128 1,9

35 Зап Сургутское, БС| хш 0,45 0,540 49 0,110 1,8

36 Поточное, БВ8 XIV 0,44 0,870 1,4 0,617 2,8

37 Мухановское, II объект XIV 0,44 0,380 4,5 0,080 4,8

38 Ново-Елховское, Д {+ Д> XV 0,42 0,386 4,2 0,092 4,7

39 Федоровское, БС ю XV 0,42 0,443 1,4 0,307 7,0

40 Самотлорское, АВ4} XV 0,42 0,507 2,15 0,250 104

41 Воет Лениногорская пл Ромашкинского м-ния XVI 0,415 0,450 3,7 0,121 3,2

42 Первомайское, Д( + До XVI 0,405 0,597 6,2 0,127 4,1

43 Самотлорское, БВ ю XVII 1 0,39 0,134 1,19 0,131 10,7

44 Заи-Каратайская пл Ромашкинского м-ния XVII 0,39 0,360 3,0 0,120 3,3

45 Самотлорское м-ние, АВгз XVIII 0,37 0,332 1,56 0,046 7,2

46 |Самотлорское м-ние | XIX | 0,35 10,546 0,036 | 2,15 1,17 | 0,021 0,294 | 10,7 2,6

47 Самотлорское, АВ3, XX 0,32 0,212 1,52 0,139 2,6

48 Арланское, С( 2Ь XXI 0,31 0,411 3,925 23,2 18,1 0,022. 0,169 3,7 4,0

49 Арла некая пл XXI 0,30 1,422 18,1 0,078 2,5

50 Ново-Хазинская пл XXI 0,27 0,411 3,925 23 2 0,017 0,169 7,2

51 | Туймазинское, С (2Ь | XXII | 0,25 | 0,561 | 16,0 | 0,035 | 1,26

Полученные «Палетки » позволяют.

- на экспертном уровне по месторождениям, находящимся в разработке определять нефтеотдачу, показатели по отбору нефти, воды и жидкости на любом этапе их разработки,

- экспертно оценивать надежность предлагаемого варианта разработки, т е. оценивать надежность выполненных расчетов показателей разработки при их проектировании с использованием моделей

Сопоставление фактических значений КИН с результатами, полученными по «Палеткам прогноза КИН» показало достаточно высокую сходимость прогнозных и фактических показателей

Абсолютно совпали прогнозные показатели с фактическими в 40 % случаев

В остальных случаях фактические значения КИН ниже прогнозных, те. по этим месторождениям и объектам не полностью использованы потенциальные возможности

Причинами снижения нефтеотдачи по всем объектам явилось снижение темпов промывки продуктивных пластов в основной период их разработки, а также неиспользованные возможности регулирования отборов жидкости

Прогнозная оценка показателей разработки

У пл у

Несложные преобразования зависимости т = —- позво-

НГЗплу

ляют определить добычу воды и жидкости в поверхностных условиях на любом этапе разработки ^Г 0& - (х НГЗ - ^ 0*)Къ,

где Кп - коэффициент пересчета нефти в пластовые условия

Таким образом, по отбору нефти и воды на любой период разработки определяются такие показатели, как отбор жидкости, отбор воды на одну тонну нефти (ВНФ), обводненность и др

На основе сопоставительного анализа фактических показателей с прогнозными делается вывод

- на этапе прокачки жидкости в количестве одного объема пор (т=1,0) из пластов, разрабатываемых с заводнением, извлекается в среднем 84,5 % запасов

- нефтеотдача на этом этапе в зависимости от геологического строения продуктивных пластов, их продуктивности, степени неоднородности, применяемой технологии разработки, колеблется в широких пределах — от 0,25 до 0,70,

- за безводный период разработки месторождений отбираются 8,8 % извлекаемых запасов, в диапазоне обводненности от 5,1 50 % отбирается 39,16 % запасов, на этапе обводненности 50,1 до 90 % отбор запасов составляет 26,4 % и на этапе обводненности 90 % и более 25,57 % запасов,

- отбор воды на одну тону нефти (ВНФ)

- в диапазоне промывки (т -1,0) составляет 2 т/т,

- в диапазоне промывки (т - 2,0) - 4,13 т/т;

- в диапазоне обводненности от 88-98 % - 12,4 т/т

3 ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1. Нефтяные месторождения ОАО "Татнефть".

Бавлинское, Д;

По "шкале рангов" среди месторождений Российской Федерации, Бавлинское, Дг нефтяное месторождение занимает VI ступень, опережая Туймазинское, Дь Шкаповское, Дь Бондюжское, Д! + Д0, также западно-сибирские объекты БВ» Аганского и Ватинского месторождений На одной ступени таблицы рангов Бавлинское, Д1 находится с такими объектами, как БВ8 Самотлорского, Д^ Шка-повского месторождений

При прокачке т — 1,317 и обводненности 90,2 % текущая нефтеотдача составляет 0,570

Судя по характеристике промывки пласта на месторождении, реально обеспечить нефтеотдачу на уровне 0,60

На месторождении имеются благоприятные геологические условия для обеспечения высоких показателей высокая проницаемость пласта (0,960 мкм2) низкая вязкость нефти в пластовых условиях (1,9МПа с) и невысокая расчлененность пласта (Кр - 1,7)

К 1957 г запасы пласта Д1 в основном были вовлечены в разработку и с 1958 г начат эксперимент по определению рациональной плотности размещения скважин

Были остановлены 77 добывающих скважин с добычей нефти 5000 т/с (почти половина суточной добычи нефти пласта ДО Отбор жидкости из пласта Д[ в первые пять лет (1958-1963 г г) оставался на уровне 1957 г.

По оценке специалистов результаты пробной эксплуатации скважин, остановленных на эксперимент, и бурение оценочных скважин не подтвердили предположение авторов эксперимента о незначительной величине потерь при разрежении сетки скважин

Потери в нефтеотдаче из-за разрежения сетки скважин вдвое в нефтяной зоне и отказа от разбуривания водонефтяной зоны составляет 11,1 ..12,7 пунктов По своему воздействию на процессы выработки запасов остановка скважин на Бавлинский эксперимент была аналогичной той массовой остановке скважин, которая имела место недавно на месторождениях отрасли.

Текущие темпы промывки на уровне 1,5 % в завершающей период разработки свидетельствует о наличие в пласте нефти, которая не была вовлечена в разработку а оставалась в тупиковых и застойных зонах

Бондюжское Дт_+ Д» месторждение

По «Шкале рангов» занимает 7 ступень (см табл 1)

Значение КИН-1 составляет 0,51

Бондюжское Д + До, месторождение обладает благоприятными характеристиками для получения высоких показателей разработки при заводнении Лишь расчлененность продуктивного горизонта (4,4) не позволила месторождению подняться выше "по шкале рангов"

Ромашкинское. Дт + Дп нефтяное месторождение (рис 5 а, б) При прокачке через пласты горизонта Д[ + До одного объема пор жидкости их нефтеотдача составила 0,45 По "шкале рангов" месторождение занимает 13 ступень

Характеристики вытеснения Ромашкинского, Д! + Д0 месторождения и его площадей расположены в виде пучка при сравнительно небольшом разбросе значений нефтеотдачи (рис 5, в)

В верхней части пучка расположены Чишминская, Ташлияр-ская, Алькеевская площади, нефтеотдача которых при прокачке одного объема пор жидкости (т = 1,0) составила 0,50 и выше Успех этих площадей связан, в первую очередь, с лучшими по сравнению с другими площадями геолого-физическими условиями разработки

Рис. 5. Ромашкинское, Д/ + До нефтяное месторождение: а - профиль; б - схема

6732 5283 2144 1526 354 3287 3212 3261 3356 1880 2092 6375 44

359В 611

1440

¡ЕЛИИрО^КЭО

-----г Г р!.! .

аЦшЛМНККЗЯ .......

Д5ЧЗКЗЕВСКЗЙ

■Пща/с т

/ / )//¡тШШ!;У

• / .{'.....— / ' '

• • /л .....1

«ЖЖМ АН Л йШрцШШ1/ 6

Центральные площади Ромашкинского месторождения Абд-рахмановская, Минибаевская, Южно-Ромашкинская и Павловская

- это высоко продуктивные площади, представленные наиболее полным разрезом продуктивного горизонта Д + До, поэтому расчлененность горизонта на этих площадях самая высокая (3,5-6,0), неоднородность продуктивных коллекторов продуктивного горизонта также самая высокая. С точки зрения организации процессов вытеснения нефти водой, обеспечения высокого охвата пластов процессами воздействия эти площади являются наиболее проблемными.

Сравнительно высокая эффективность процесса выработки запасов нефти на Ромашкинском Д + До месторождении, характеризующейся достижением проектной нефтеотдачи при сравнительно невысоких объемах отбора жидкости из пласта, связана с активным регулированием процессов выработки запасов, на протяжении всего периода его разработки

Ново-Елховское, Дт_+ Дп месторождение Основным продуктивным объектом является горизонт Д До -аналог Ромашкинского нефтяного месторождения Расчлененность его составляет 4,7 Проницаемость - 0,386, вязкость нефти 4,2 мПа с

Подвижность нефти в пласте достаточно низкая (0,092) По шкале рангов месторождение занимает 15 ступень (КИН-1

- 0,42) Это ниже Ромашкинского Д Д0 месторождения

Текущая нефтеотдача составляет 0,42 при прокачке одного объема пор

Бавлинское, Сьль месторождение

Геологической особенностью продуктивных пластов нижнего карбона является их значительная послойно-зональная неоднородность и повышенная вязкость нефти в пластовых условиях Поэтому поддержание пластового давления технологической схемой разработки предусмотрено осуществлять путем сочетания избирательного и законтурного заводнения

С 1987 г осуществлен переход от избирательного к замкнутому блоковому заводнению

Текущая нефтеотдача составляет 0,419 при прокачке т = 1,543 Стабилизация темпов промывки и низкая текущая обводненность свидетельствуют о том, что нефтеотдача пласта на уровне 0,48 - 0,50 является вполне реальной 22

3.2. Нефтяные месторождения ОАО "Самаранефтегаз" (рис. 6).

70 60 50 40 30 20 Ю 0

О 10 20 30 40 50 -♦— Мухановскоа МухановскоеШ Дмигровсгое, Си/ Су

Рис. 6. Зависимость КИН от т по месторождениям ОАО «Самаранефтегаз».

На нефтяных месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" на высоком уровне организовано и осуществляется научное сопровождение проектных технологий, получили развитие такие технологии управления процессами заводнения, как циклическое заводнение с изменением фильтрационных потоков, блоковое разрезание залежей и др.

Самарские нефтяные месторождения по показателю КИН-1 занимают высокие места в «таблице рангов».

Мухановское, С^ + С/месторождение (I объект) (рис. 7) Продуктивный пласт С! характеризуется высокими коллектор-скими свойствами: проницаемость пластов продуктивного горизонта составляет 1,028 мкм2; вязкость нефти в пл. условиях -1,7 МПа'с; подвижность нефти в пласте 0,590 (!).

Залежь разбурена тремя рядами добывающих скважин, размещенных в сводовой части залежи.

Разработка объекта осуществлялась в условиях естественного водонапорного режима при весьма успешном контроле за выработкой запасов нефти геофизическими методами.

КИН, %

-А-*-" -Я*

¿р

/ 4

4 /

60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210

-*—Мухановсхое! Мухановскоа, II У О

-ж- Зольненское -*- Дмитровское. (Сш) ж.пл.у. ^

Х/лешоеетое, Аз Кулешовское, А« НБЗ

Q ж пл у

НБЗТИ

100 %

^Q» пл у

НБЗ„,У

100 %

»-И

Ю Н-> Дг

г*

.jC L

л Г \

Ч-» 1

tv-0 —о-

160 140 120 100 80 60 40 20 0

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 60

КИН %

Q ж пл у

НБЗ„.„

100 %

ZQ,

НБЗ„

КИН->Дт ♦ У

И и А. /

-г* » > к

У Lo®! 0<v л

ivyC 1 1

-100 %

•200 • 180 -160

• 140 ■ 120 ■ 100 .60

. 60 ■40 - 20

• О

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 КИН У.

НБЗ„

^-100 %

£Q»t пл у

НБЗ„

моо %

1 ки II' Н->Дт у

г /

и /

/ кш

L ч

200 180 160 140 120 100

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 КИН %

65 70 75 60

Рис 7 Мухановское месторождение a -1 объект, б-II объект, в - III объект,

Текущая нефтеотдача по горизонту С1 Мухановского нефтяного месторождения составляет 0,683 при высокой прокачке (х = 2,06)

Темпы промывки пласта на всех этапах разработки месторождения были высокими (4 4-5 %) и на завершающем этапе достигли 7% (')

Судя по характеристикам промывки, нефтеотдача пласта С1 составит не менее 0,7 при т = 2,3-2,4

Мухановское Спи Стуместорождение (II объект) Все четыре пласта намечалось разрабатывать единой сеткой добывающих скважин и совместную закачку воды осуществить за контур

Обеспечить равномерную выработку запасов нефти не удалось, поэтому с 1960-1961гг осуществлен переход на раздельное законтурное заводнение каждого пласта

Законтурное заводнение южных С^а, С^б пластов оказалось эффективным Причиной низкой эффективности заводнения по верхним Сп и Сщ пластов явилось значительное удаление нагнетательных скважин от добывающих

Решено по верхним Си и Сщ пластам осуществить блоковое разрезание, которое положительно сказалось на разработке объекта Однако обеспечить высокоэффективные процессы вытеснения нефти водой по всем пластам, участкам залежи не удалось из-за высокой литологической неоднородности пластов Сц и Сщ

Таким образом, несмотря на сравнительно высокую продуктивность пластов второго объекта Мухановского нефтяного месторождения поэтапное освоение заводнения, их высокая расчлененность и низкая подвижность нефти определили не достаточно высокую эффективность системы

В "таблице рангов" объект II Мухановского месторождения занимает 17 ступень

Текущий КИН составил 0,443 при прокачке х - 0,99 и обводненности добываемой нефти 75,7

Мухановское ДгЬДп+Дщ+Дгу месторождение (III объект) Пласты Дп и Дш объединены в один объект разработки и разрабатываются совместно

ППД осуществлялось ч*ерез нагнетательные скважины пласта Дп на контуре нефтеносности Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами составило 1,5 —1,7 км и между нагнетательными - 1 км Система оказалась неэффективной

Пришлось осуществить разрезание пласта Дц на 5 самостоятельных блоков, повышать давление нагнетания, создавать очаги заводнения

Текущий коэффициент нефтеизвлечения III объекта составляет 0,538 при прокачке г - 0,76

Темпы промывки не превышают 3 %(') Снижение темпов промывки началось рано

Дмитриевское нефтяное месторождение, объект Cm Продуктивными коллекторами являются песчаники с проницаемостью 0,325 мкм2

Закачка воды в приконтурную часть пласта началась в 1961 г и оказалась весьма эффективной

Значительную роль в процессе вытеснения нефти водой сыграл естественный напор пластовых вод с севера залежи

Благоприятными оказались и геолого-физические характеристики залежи, как вязкость нефти в пластовых условиях - 1,5 МПа с, подвижность нефти в пласте - 0,220 и невысокая расчлененность продуктивного горизонта - 2,9.

В основной период разработки темпы промывки достигали 5 4 % и более Затем началось их снижение и стабилизация на уровне 3-3,5 % На завершающем этапе разработки залежи темпы промывки стабилизировались на уровне 1,0-1,5% При существующей системе разработки и организации регулирования нефтеотдача может составить 0,7 при прокачке жидкости 1,8-2,0 объема пор Дмитриевское месторождение, объект Civ Условия разработки нефтяных пластов Дмитриевского месторождения весьма благоприятные Высокая продуктивность пластов, низкая вязкость нефти в пластовых условиях обеспечили высокую подвижность нефти в пласте Сш - 0,220. 0,370 мкм2/МПа с и в пласте Qv - 0,260 мкм2/МПа с.

Расчлененность продуктивных пластов сравнительно невысокая

Все это позволило при сравнительно редких сетках (62 34 га/скв) обеспечить высокие показатели разработки КИН-1 для пласта Сш составляет 0,6 и для пласта Civ _ 0)56

Выше этого показателя достигли лишь Коробковское, Б] (0,7) и Соколовогорское Д2.У (0,65) месторождения

Текущее КИН - 0,597 при Z = 1,2 обводненность 87,3 % и ВНФ - 1,75, текущие темпы промывки ниже - 0,8 % При таких показателях КИН на уровне 0,60 не предел!

Кулешовское. Ач месторождение

Проницаемость по сравнению с другими объектами Урало-Волжского региона невысокая - 0,188 Вязкость нефти в пластовых условиях - 0,82 Подвижность нефти в пласте - 0,290 (')

Реализовано блоковое разрезание залежи и циклическое заводнение

Текущие показатели промывки пластов ниже своих возможностей

Значение КИН-1 - 0,56 обеспечило в таблице рангов V ступень Годовые темпы промывки начали снижаться рано - при текущем КИН - 0,35 (!) и достигли 0,3%

Объем прокачки достиг всего-лишь 96 % (') Ожидаемое значение КИН при существующей системе составит 0,56 0,58 Кулешовское, А4 месторождение

Продуктивный пласт представлен известняками органогенно обломочными, кавернозными Проницаемость колеблется от 42 до 1089 10"3 мкм2. Пласт сначала разрабатывался без ППД С началом заводнения (1963 г) замедлилось внедрение пластовых вод в некоторых частях залежи Четко выраженной единой системы создать не удалось

Положение объекта А4 в "таблице рангов"достаточно высокое - IX КИН-1 - 0,48 При существующей системе разработки нефтеотдача окажется на 10-12% ниже возможной Зольнеискос, Б1+Б7 месторождение

Высокая проницаемость продуктивных пластов - 2,005 мкм2 и сравнительно низкая вязкость нефти в пластовых условиях -1,7 мПас обеспечили рекордную величину подвижности нефти в пласте - 1,179мкм2/мПа с

Коэффициент расчлененности не высок - 2,1 В "таблице рангов" месторождение занимает II ступень Текущее значение КИН составляет 0,655 при прокачке х = 1,71 Обводненность добываемой нефти 87 % Нарушение установившегося режима промывки пласта в основной период разработки не смогло не сказаться на эффективности системы Показатели промывки могли быть выше

3.3. Нефтяные месторомедения ОАО "Башнефть"(рис. 8).

кин, %

1 Арлднское, Арланская пл. 5 ~~лг~ Арпанское, Вятская пл. 8 --Арлзнское, Николо-Березовская пл.

2 —Арлэнское, Ново-Хазинская пл. ® Арланское, Юсуповская пл. д Щкзпозское, Д1

3 Шкзповское, Д|у 7 Серафимовское, Д| Ю Туймазинское, Д|

4 Туймазинс«о©, Дн

Рис. 8. Годовые темпы промывки по основным объектам ОАО "Башнефть"

Туймазинское нефтяное месторождение, объекты Дт и Дд (рис. 9).

Пласты Д[ и Дп представлены мелкозернистыми песчаниками, местами замещающимися крупно-зернистыми алевролитами.

Пласты разделены аргиллито-карбонатной толщей, часто они сливаются. Пласты Д и Дц в свою очередь расчленяются на отдельные пачки.

Оба пласта характеризуются обширными ВИЗ, занимающими 45 и 70 % площади месторождения.

Пласты характеризуются единым ВНК.

Условия для организации высокоэффективной системы вытеснения нефтей из пластов достаточно благоприятны.

Схема развития процессов разработки была, примерно такой:

- выделены самостоятельные объекты разработки Д[ и Ди;

- поддержание пластового давления путем законтурного заводнения с переходом в дальнейшем на внутриконтурное;

- плотность сетки скважин составляет по пласту Д1 - 20 га/скв., по пласту Дц- 13,5 га/скв.; 28

Годовой темп отбора, % Дт

,1» •Л ч

/ г $

к ЛН-> Дт /

У У г-О--^ СИН- » т

¡ГЛС* -О-О" 1

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 КИН %

Дт а

25 30 35

кин, % б

Рис 9 Туймазинское месторождение а — пласт Д|, б — пласт Дп,

- текущая (на 01 01 2006 г) нефтеотдача составляет по пласту Д! - 0,579 при прокачке жидкости 2,05 объемов пор Темпы промывки пласта Д постоянно возрастали и достигли на завершающем этапе 6 % в год Стремительное снижение темпов промывки пласта за последние 10 лет, скорее всего, связано с высокой обводненностью добываемой нефти (96-97 %). При этих объемах про-

качки жидкости, какие достигнуты (т - 2,03) по пласту Д1 можно было рассчитывать и на более высокую нефтеотдачу. По "шкале рангов" объект Д1 занимает десятую ступень, заметно отставая от таких объектов, как Серафимовское Дь Мухановское III объект;

- текущая нефтеотдача по пласту Дц составляет 0,493 при прокачке 1,70 объема пор, обводненность добываемой продукции составляет 94,29 % На одну тонну нефти из пласта извлечено 3,5 т воды Характер промывки пластов Дц примерно такой же, как и пласта Д1

На этапе разработки, когда прокачка жидкости превысила один поровый объем пласта, (т > 1), темпы прироста КИН снижались Это свидетельствует о недостаточной эффективности регулирования разработки

Арланское нефтяное месторождение

В разрезе терригенной толщи нижнего карбона до 9 песчаных пластов

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ТТНК проницаемость 0,041. 3,925 мкм2, вязкость нефти в пл уел -18.. 23 мПа с, коэффициент расчлененности - 4.

Особенности разработки месторождения высокая эффективность заводнения пластов с высоковязкой нефтью, применение сравнительно плотных сеток 10. 12 га/скв, высокие показатели промывки, КИН-1 - 0,275 при обводненности 90 %, КИН тек -0,375 при ттек 2,29; темпы промывки до 16 %, по "таблице рангов" -XXI ступень - это предпоследняя ступень, высокий прирост КИН за пределами х - 1,0. 26,6 %. Это при обводненности > 90%

Шкаповское, Дт-Дгу

Принципиальные положения системы

- очагово-избирательное заводнение в сочетании с законтурным и приконтурным,

- плотность сетки скважин по пласту Д1 - 20 га/скв по Ду - 30 га/скв

Серафимовское, Дт месторождения

- проницаемость продуктивных пластов составляет 0,360 мкм2;

- коэффициент расчлененности 3,2,

- вязкость нефти - 2 мПа с

Показатели промывки

- КИН-1 - 0,555, что по "таблице рангов" соответствует V ступени,

- КИН тек - 0,582;

- т -1,36,

- темпы промывки в основной период разработки составляет 4. 5%.

Стабилизация темпов промывки с незначительными колебаниями наступила при текущей нефтеотдаче 0,25 Раевское, Дт нефтяное месторождение Геолого-физические характеристики пласта Д

- Залежь - пластово-сводовая, литологически и тектонически экранирована,

- проницаемость - 0,35 мкм2,

- коэффициент расчлененности - 1,7,

- вязкость нефти в пластовых условиях - 6,8 мПа с Горизонт Д1 разрабатывается с применением приконтурного и

внутриконтурного заводнения (центральное разрезание) В дальнейшем система заводнения дополнена очагами заводнения Сетка скважин сгущена до 8-9 га/скв

Система промывки характеризуется следующими показателями1

- КИН-1 - 0,53, что по "таблице рангов" соответствует IV ступени

Текущие показатели промывки -КИН-0,646; -х-2,83,

- обводненность -81% (')

Высокие показатели промывки пласта связаны в первую очередь с особенностями геологического строения - высокими фильтрационными характеристиками и достаточно высокой плотностью сетки скважин, создавшей достаточный резерв для продолжения промывки пласта (обводненность - 81 %)

3.4. Нефтяные месторояедения других регионов

Жирновское, Бт месторождение

Нефтегазовая залежь тульского горизонта разбурена с плотностью сетки скважин 8,9 га/скв разрабатывается с заводнением через 12 нагнетательных скважин (по контуру) Геолого-физические характеристики

- проницаемость - 1,060 мкм2,

- вязкость нефти в пластовых условиях - 49 мПа с,

- коэффициент расчлененности - 2,4 Характеристики промывки

- по "шкале рангов" - II ступень,

- КИН-1 - 0,6, уступая лишь Коробковскому и Соколовогор-скому месторождениям

- текущий КИН -0,613,

- т -1,77,

- обводненность - 94,6 %,

- темпы промывки 2,5 - 4,5 - 5,4 Коробковское, Бт месторождение

Высокая проницаемость 0,465 мкм2 и низкая вязкость 0,6 обеспечили высокую подвижность нефти в пласте - 0,790 мкм2/мПа с Темпы промывки постоянно росли и достигли 4% на этапе достижения КИН - 0,45 В дальнейшем началось резкое снижение до 2%

Характеристики промывки следующие- КИН-1 - 0,7 (') по "таблице рангов" - I ступень наряду с Со-коловогорским месторождением Текущие показатели промывки. -КИНтек -0,729, -х- 1,05

Ушаковское, Спь месторождение (рис 10) Залежь по всей площади подстилается водой Коллекторами являются кварцевые песчаники проницаемостью до 2,6 мкм2 Расчлененность - 2,4, вязкость нефти 1,5 мПа с, режим залежи - активный водонапорный

На месторождении пробурены 84 скважины Характеристики промывки КИН-1 - 0,580, по "таблице рангов" - III ступень, максимальные темпы промывки - 5 % были достигнуты при КИН 0,25. Это при обводненности 25 30 %

Дальнейшее снижение годовых темпов промывки до 2-3 % связано с ростом обводненности

Текущее значение КИН - 0,584 при прокачке 1,04

'¿!1№Ш

Юго-носат.

внк

Дт

\ I

/ У

к1

10 20 30 40 50 60 70

кин, %

Рис. 10. Ушаковское месторождение: а - геологический профиль; б - зависимость КИН от т

Анастасиевско-Троицкое месторождение, IV гор. (рис. 12) Особенностью геологического строения залежи является приуроченность ее к вытянутой складке длиной 28 км и шириной 3.. .4 км.

IV горизонт представляет собой песчано-алевролитовую пачку толщиной до 100 м, состоящую из двух частей.

Рис. 11. Анастасьевско- Троицкое, IV горизонт: а - схема размещения скважин; б - профиль

Проницаемости основной части пласта - 1,500 мкм2 и подчиненной - 0,6 мкм2.

Коэффициент расчлененности основной части - 1,0 и подчиненной - 5.

Вязкость нефти в пластовых условиях - 2,56 мПас. Залежь разбурена по плотной сетке - 9-16 га/скв, которая уплотнена в три раза (!).

Фонтанирование скважин осложнено прорывами газа из газовой шапки и пескопроявлением.

Характеристики промывки пласта: -КИН-1 -0,60;

- II ступень по "таблице рангов".

Месторождение разрабатывается в особом - строгом режиме. Текущие показатели промывки:

- КИН- 0,58;

- х - 0,67;

- обводненность - 70 %.

3.5. Нефтяные месторождения Западной Сибири (рис. 12).

Ат

[

У Т

/ г 1 /Л \ ж

9 ^=2Ц г ^ у,

8 3

■<3 \ X Г" 1

\ л

хх>

10 15 20 25

30 35

45 50

кин, %

1 —Самотлорское, АВз-з

2 -о~- Самотлорское, БВю

3 Ватинское, БЭа

4 —а— Самотлорское, АВ4-5 7 Самотлорское, БВа

5 —а- Аганское, БВа д Федоровское, БСю

6 Ватинское, АВк1-2) + АВ1+АВ2 + АВ1-2 9Быстринское, БСг

Рис. 12. Объекты основных месторождений Западной Сибири Самотлорское нефтегазовое месторождение (рис. 13, 14).

Рис. 13. Геологический профиль продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения

Лт

14 12 10 8 6 4 2 0

«и* >

350

300

250

200

150

100

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

КИН. %

Рис. 14. Самотлорское нефтяное месторождение.

Зависимость КИН от т

Объект БВя

Разделен на четыре пласта: БВ8°, БВ8', БВ82, БВ83.

На залежи БВ8° созданы блоковые трех и пятирядные системы 650x750 м и площадная с уплотнением до 16 га/скв.

На БВ8'"2 - блоковая трехрядная и пятирядная 800*800 м и 650x750.

Фонд добывающих скважин - 1836 ед. В "таблице рангов" объект БВ8 занимает VIII ступень.

Геолого-физические условия: проницаемость - 0,537 мкм2; вязкость нефти - 1,0 мПас; подвижность - 0,488 мкм2/мПа'с;

Характеристика системы промывки: КИН-1 - 0,530; КИН тек. - 0,582; т - 1,60; обводненность - 92,5 %.

Темпы промывки в основной период составляли 7,3 %. Текущие темпы стабилизировались на уровне Дт - 4,0 %.

При х = 3,00 значение КИН составит 0,65, что соответствует прогнозу при моделировании процессов.

В целом месторождение Самотлор по "таблице рангов" занимает XIX ступень.

Аганское, БВ8

Геолого-физические условия: средняя проницаемость - 0,53 мкм2; вязкость нефти в пл.у. - 1,07 мПа'с; коэффициент расчлененности - 3,2; блоковая пятирядная система; плотность сетки скважин - 35 га/скв.

В "таблице рангов" БВв занимает VI ступень КИН-1 - 0,48 При прокачке 1,6 объема порового пространства КИН составляет 0,562 Обводненность - 94,4 % Ватинское, БВк

Объект делится на два - верхний и нижний Залежи пластово-сводового типа с НЗ, занимающие 60-80 % площади

Проницаемость - 0,110-0,500 мкм2, расчлененность - 2,1, вязкость нефти в пл у - 1,04 мПа с.

В "таблице рангов" объект БВ8 занимает X ступень КИН-1 -

0,48

Текущие показатели промывки пласта следующие объем прокачки -1,26, КИН - 0,521, обводненность - 89,2 Федоровское, БСщ

Пласт БСю - неоднороден, делится на две пачки - верхнюю и нижнюю Верхняя пачка представлена монолитными песчаниками Нижняя пачка - переслаивание глинистых и песчаных разностей

Геолого-физическая характеристика проницаемость - 0,4430,571 мкм2, вязкость нефти в пл у - 1,4 мПас, расчлененность -5 9,7.

Создана трехрядная система Всего пробурено 810 скважин В "таблице рангов" БСю занимает XV ступень КИН-1 - 0,42

Текущие показатели промывки пласта г - 1,07, КИН - 0,426, обводненность - 94,8 %

Сравнительно низкие показатели промывки связаны с высокой расчлененностью продуктивного горизонта

4. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ ПРОЦЕССОВ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Д, НА РОМАШКИНСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Не таков продуктивный горизонт Д на Ромашкинском нефтяном месторождении, каким его мы официально считаем

Горизонт Д] на Ромашкинском нефтяном месторождении — это скопление на огромной территории одновозрастных геологических сооружений — залежей нефти в виде отдельных пластов, различной формы продуктивных тел, полей, линз, различающихся ме-

жду собой гидродинамическими характеристиками, продуктивностью, размерами и'покоящихся под "крышей верхнего известняка"

Схематический геологический профиль отложений горизонта Д Ромашкинского нефтяного месторождения, представленный на рис 5 — это сегодняшнее видение пашийского строения после полного разбуривания месторождения спустя 50 лет после составления Первой Генеральной схемы разработки горизонта Д

Характерными особенностями геологического строения основного объекта эксплуатации (Д и Д0), оказавшими определяющее влияние на эффективность разработки, являются большая расчлененность пластов и неоднородность коллекторов, которые в 2 3 раза превышают эти показатели на других месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. К тому же значительные запасы нефти сосредоточены в слабопроницаемых пластах, водонефтяных зонах, изолированных линзах песчаников в глинистых коллекторах

В разрезе продуктивных горизонтов Д и До на различных участках месторождения выделялись до 10 пластов

Созданная и создаваемая система воздействия на залежь позволила ввести в активную разработку лишь наиболее продуктивную часть запасов, с оставлением на отдельных объектах (площадях) от 50 до 70 % начальных извлекаемых запасов нефти.

Но все это выяснилось потом — по результатам детального изучения геологического строения месторождения, исследования и анализа происходящих на месторождении процессов

По мере разбуривания площадей месторождения детализация выделения отдельных пластов по разрезу непрерывно углублялась от скважины к скважине

Процедура расчленения продуктивного горизонта Д на отдельные пласты была достаточно сложной Расчлененность не всегда могла быть однозначной и спасало от крупных ошибок и просчетов на первом этапе то, что пласты продуктивного горизонта вскрывались бурением единой сеткой скважин и эксплуатировались совместно

Естественно, о никакой одностадийности освоения месторождения и расчленения горизонта Д1 на отдельные пласты, объекты до разбуривания месторождения не могло быть и речи

Блоковое строение продуктивного горизонта Д| на Ромашкинском месторождении.

Методика выделения блоков

Применяемая схема расчленения продуктивного горизонта Д1 на ряд пластов является в некоторой степени условной, так как в ее основе заложены, главным образом, генетические признаки связи между многочисленными телами коллекторов, отдельными линзами и участками пласта. В начальной стадии разработки месторождения такая схема расчленения продуктивного горизонта вполне удовлетворяла требованиям проектирования, внедрения применяемой системы разработки.

В процессе широкого внедрения заводнения пластов и мероприятий по регулированию разработки важно, в первую очередь, учитывать гидродинамическую связь между отдельными телами коллекторов, между зонами отборов и закачки. Поэтому при расчленении продуктивного горизонта стали учитываться, кроме генетических, также и гидродинамические связи между скважинами, отдельными зонами развития коллекторов, зонами отбора и закачки.

На рис. 15 показана карта распространения коллекторов пласта "63" Южно-Ромашкинской площади.

Условные обозначения I",- Песчаники Вскрытая мошносгь пласт«

^__| Алевролиты -ф Скввжины нагнетя)ельные

Слияние с вышележащим 0 Скважину эксплуатационные

^¡Ж Слияние с нижележащим V . ' рэиицы элементарных пластом 1-;—1 блоков

Рис. 15. Литологическая карта пласта "бз"-Южно-Ромашкинская площадь

В пределах пласта выделяются три участка развития коллекторов центральный, западный и восточный

Между собой они разделяются полосами глинистых алевролитов-неколлекторов

На каждом участке пробурено определенное количество эксплуатационных и нагнетательных скважин, имеются свои зоны отбора и нагнетания, определены по этим участкам запасы нефти В процессе разработки эти участки между собой не взаимодействуют, так как между ними гидродинамическая связь отсутствует

В пределах каждого из участков в свою очередь выделяются отдельные тела песчаников, которые между собой связаны лишь узкими полосами малопродуктивных алевролитов Каждое из выделенных тел в пределах участков также не взаимодействуют друг с другом или же эта связь настолько мала, что на период разработки ею можно пренебречь

Выделенный участок коллекторов под номером 6 в процессе разработки не имеет никакой связи, например, с участком под номером 3 Этот же участок 6 связан с участком 5 лишь узкой полосой алевролитов в зоне нагнетания Пятый участок со вторым связан более широкой полосой развития коллекторов Зато они между собой разделяются линией разрезания (нагнетания)

В свою очередь участок 6 через многочисленные зоны слияния связан с пластом «61+2» и «в» Таким образом, гидродинамическая связь участка 6 с пластом «в» для разработки важнее, чем его генетическая связь с участком 3 этого же пласта

На участках развития зон слияния трудно установить границу между пластами Зоны слияния пластов, как правило, встречаются на участках развития высокопродуктивных коллекторов.

Таким образом, анализ фактического материала показал, что продуктивный горизонт Д/ на Южно-Ромашкинской площади состоит из многочисленных блоков-залежей, которые в процессе разработки между собой практически не взаимодействуют.

Условия разработки продуктивных пластов разные и детальный анализ состояния разработки необходимо осуществлять не строго по пластам, а выделять в его составе блоки

Блок — это выделенное в составе одного или нескольких продуктивных пластов сооружение, гидродинамическая связь меаду любыми точками которого осуществляется по телу коллектора. 40

Независимо от того, к какому пласту относятся тела коллекторов, при наличии зон слияния между ними они могут объединяться в один блок.

Методика составления карт текущих темпов отбора и закачки

I Й^-ЗЦ-

ь дан г>

г^ЛД^^.....

'у,- "Ч-. р- —. . ^

В Темп выработки по пласту и

I б,»

• Контур закачиваемых вод по пласту

в Скважины механизированные О Скважины фонтанные закачкой

¿г

. 1.

1Лк!1 , IIУ

П> л

. Л (£ И.

!£ 'С.»

НП

,1 л 8- ь- >■ ' \ ;! ц ¡. _ г

г^-Ху^ V"?-;:.....а и^

■"" .г-1--?-".81' '■ . "у-а." 1-" .. ¡¡1К

г? г

!гт 1 V-

рЕ Темп отбора ^ Плотность закачки О Скважины механизированные О Скважины фонтанные О Скважи>ы под закачкой Контур закачиваемых вод

Рис. 16. Карта годовых темпов отбора нефти и закачки воды по пластам горизонта Д1 (Южно-Ромашкинская площадь)

В основе методики построения карт темпов отбора (рис 16) заложены величины удельных запасов и годовых темпов отбора по каждой скважине Принято условно, что эксплуатационная скважина 1-го ряда дренирует площадь по ширине, равную расстоянию между скважинами в ряду, и по длине — расстоянию между нагнетательными и первым эксплуатационным рядами Скважина II ряда дренирует площадь по ширине, равную расстоянию между первым и вторым рядами и т д

По нагнетательным скважинам определялось отношение годового объема закачки по скважине к величине удельного порового объема (тк) Полученные результаты нанесены в масштабе у каждой скважины Кроме того, на карту нанесены контуры продвижения закачиваемой воды по каждому из пластов

Составленные карты годовых темпов отбора не заменяют карт текущего состояния разработки Они лишь дополняют их при детальном анализе процессов выработки запасов Они дают наглядную картину состояния выработки запасов

Совмещенные карты годовых темпов отбора по пластам позволяют оценивать состояние выработки запасов по разрезу продуктивного горизонта, дают представления об охвате заводнением разреза продуктивного горизонта в каждой нагнетательной скважине Для построения карт темпов отбора и закачки нужна информация, нужны исследования скважин и пластов

Исследование некоторых специальных вопросов заводнения коллекторов

На Южно-Ромашкинской площади изучались многие из вопросов, касающиеся заводнения

а) влияние закачки холодной воды на температуру пласта,

б) выработка запасов нефти на охлажденных и заводненных участках,

в) влияние повышения давления нагнетания на охват заводнением коллекторов,

г) влияние закачки горячей воды на профиль приемистости пластов

ВЫВОДЫ

Сопоставительный анализ фактических и прогнозных показателей показал

- на этапе прокачки жидкости в количестве одного объема пор (т = 1,0) из пластов, разрабатываемых с заводнением, извлекается в среднем 84,5 % запасов, 42

- нефтеотдача на этом этапе колеблется в широких пределах -от 0,25 до 0,70,

1 Годовые темпы промывки в подавляющем большинстве реализуемых систем в основной период разработки составляют 3 .6 % от начальных геологических запасов в пластовых условиях.

3 Анализ характеристик вытеснения и темпов промывки показал.

- темпы промывки постоянно возрастают до вступления объекта в завершающую стадию разработки

4 Предлагаемые «Палетки прогноза КИН» базируются на достаточно надежной основе созданной при разработке многочисленных месторождений, находящихся в поздней и завершающих стадиях разработки

- «Таблица рангов», составленная на основе сопоставительного анализа эффективности систем разработки месторождений подтверждают, что эффективность систем разработки зависит в первую очередь от таких параметров пластов, как проницаемость, их нефтенасыщенность, вязкость нефти в пластовых условиях, обеспечивающих подвижность нефти в пласте (к/ц), а также расчлененность продуктивных пластов (Кр)

5 В условиях поэтапного освоения месторождения и широкого внедрения мероприятий по управлению процессами заводнения необходимо осуществлять контроль и детальный анализ не строго по пластам, и выделять в его составе блоки, отдельные поля

Блок — это выделенное в составе одного или нескольких продуктивных пластов сооружение, гидродинамическая связь между любыми точками которого осуществляется по телу коллектора.

6 Установлена прямая зависимость нефтеотдачи пластов от

полноты их промывки Г -> / (-)

НГЗму

7. Снижение отборов жидкости по сравнению с проектными при разработке месторождений ведет к разбалансированию реализуемых систем, к нерегулируемым отборам запасов нефти и их ра-зубоживанию, удорожанию и удлинению сроков разработки месторождений

8 Важнейшими показателями эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением явля-

ются годовые темпы промывки продуктивных пластов (Ат), полно-

ЕОШ1у

та промывки пластов ( х = ^^— ), и величина текущей нефтеотдачи (КИН-1) при прокачке жидкости в количестве оного объема пор (НГЗ пл у)

9 Причинами недостижения запроектированной нефтеотдачи по многим месторождениям и объектам явилось снижение по сравнению с проектными темпов промывки пластов в основной период их разработки

10. В условиях поэтапного освоения месторождений и объектов, представленных расчлененными и прерывистыми линзовид-ными коллекторами, в условиях широкого применения компьютерных технологий (моделирование процессов), внедрения мероприятий по управлению процессами заводнения необходимо осуществлять контроль, анализ и проектирование разработки не строго по пластам и объектам, выделенным на ранних этапах освоения месторождений, а выделять в их составе самостоятельные элементы разработки - блоки, участки, линзы

По теме диссертации соискателем опубликованы 51 печатная работа, в том числе-

I. Монография.

1 Базив В Ф Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением ВНИИОНГ Москва, 2007 г

11. В ведущих рецензируемых журналах.

2 Свищев Б С, Юдин В М, Базив В Ф, Ихсанов Б Г Опыт исследования работы неоднородных пластов Ромашкинского месторождения Нефтяное хозяйство, № 4, 1965 г

3 Свищев Б С, Юдин В М, Гурвич А М, Базив В Ф Оценка текущего коэффициента нефтеотдачи пласта "в" на Северо-Западном участке Мин-нибаевской площади Нефтяное хозяйство, № 7 1966 г

4 Свищев Б С, Афанасьева А В, Дорощук Н Ф, Базив В Ф Контроль за проведением опытного нагнетания растворителя на Миннибаевской площади Нефтяное хозяйство, № 6, 1966 г

5 Свищев Б С, Юдин В М, Базив В Ф Опыт интенсификации выработки запасов нефти путем создания дополнительного очага заводнения Нефтяное хозяйство, № 5 1966 г

6 Муслимое Р X, Грайфер В И, Базив В Ф Состояние изученности температурного режима Ромашкинского месторождения и влияние закачки холодной воды на процесс разработки и нефтеотдачу пластов Нефтяное хозяйство, № 11, 1968 г

7 Базив В Ф Об охлаждении нефтяного пласта Нефтяное хозяйство, № 11, 1968 г

8 Дияшев Р Я, Сергеев С С, Базив В Ф Составление карты изобар в условиях многопластовых нефтяных месторождений Нефтяное хозяйство №9, 1969 г

9 Базив В Ф Об эффективности изоляционных работ в скважинах, эксплуатирующих совместно несколько пластов Нефтяное хозяйство, № 7, 1997 г

10 Базив В Ф, Мальцев С А , Устимов С К Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости Нефтяное хозяйство, 1998 г

11 Базив В Ф О развитии технологий разработки трудноизвлекае-мых запасов Нефтяное хозяйство, № 6, 2000 г

12 Закиров С Н, Базив В Ф Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений Нефтяное хозяйство, 11,2002 г.

13 Базив В Ф О проектировании совместной разработки многопластовых объектов Нефтяное хозяйство, № 3,2002 г

14 Закиров С Н, Базив В Ф Двустадийное освоение месторождений нефти Нефтяное хозяйство, № 6, 2004 г

15 Базив В Ф О выборочной выработке запасов Нефтяное хозяйство №4 2004 г

16 Базив В Ф О научном сопровождении проектных технологических документов на разработку месторождений и новых технологий Нефтяное хозяйство, № 2,2004 г

17 Базив В Ф Объединять или не объединять пласты в один объект разработки"? Нефтяное хозяйство, № 4, 2005 г

18 Базив В Ф ЦКР - 2004 г Нефтяное хозяйство, № 2, 2005 г

19 Базив В Ф Об отборе жидкости при разработке нефтяных месторождений с заводнением Нефтяное хозяйство, № 9,2007 г

20 Базив В Ф ЦКР - От Ромашкино и до сегодняшнего дня Нефтяное хозяйство № 3, 2008 г

III. В научно-технических сборниках основных отраслевых институтов.

21 Базив В Ф, Литвинов А А , Свищев Б С, Свежинцев В И Форма индикаторных диаграмм по скважинам, эксплуатирующим одновременно несколько пластов Татнефть, № 4, 1960 г

22 Мнухин ГД, Закиров И А, Гаврилов ММ, Свищев БС, Базив В Ф и dp Глубинный дистанционный расходомер РГД-1 Сб Опыт эксплуатации новых приборов, средств и систем автоматизации и телемеханизации нефтепромыслов Татарии Таткнигоиздат, 1965 г

23 Свищев Б С, Юдин В М, Базив В Ф Опыт применения гидродинамических методов исследования скважин и пластов в НПУ "Альметь-евнефть" Сб "Опыт проведения промыслово-исследовательских работ с целью контроля за разработкой нефтяных месторождений" ВНИИОЭНГ, 1966 г

24 Куванышев У П, Кондрашкин В Ф, Фаткуллин А X, Базив В Ф О восстановлении температуры охлажденного нефтяного пласта и определение его теплофизических параметров по промысловым измерениям ОНТИ-ВНИИ, 1968 г

25 Муслимое РХ, Ошитко ВМ, Базив В Ф и др Эффективность повышения давления нагнетания при внутриконтурном заводнении Сб Интенсификация разработки нефтяных месторождений Таткнигоиздат, 1968 г

26 Юдин ВМ, Сергеев СО, Свежинцев В И, Киреев ШБ, Базив В Ф Опыт разработки водонефтяных зон на Ромашкинском месторождении Таткнигоиздат, Казань, 1968 г

27 Ахметов 3 М, Дияшев Р Н, Зайнуллин НГ, Базив В Ф Повышение давления закачки при совместной разработке пластов НТС ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, вып 11, 1969 г

28 Базив В Ф, Мельников НА , Яшин ЮН Исследование перетоков жидкости между пластами при совместной разработке многопластовых объектов М ОНТИ-ВНИИ, 1969 г

29 Валиханов А В, Вахитов Г Г, Грайфер В И, Базив В Ф Промышленный эксперимент по закачке воды при давлении, близком к горному Сб ЦНИЛа объединения «Татнефть», выпуск 5, 1969 г

30 Базив В Ф Геолого-промысловый анализ процесса выработки запасов нефти из пластов при их совместной разработке Диссертация Фонды РГУ им И М Губкина, 1969 г

31 Базив В Ф О строении продуктивного горизонта Д1 на Ромашкинском месторождении в связи с его разработкой Геология, разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта Труды Тат-НИПИнефть Выпуск XXVI Казань 1974 г

32 Базив В Ф Технологические условия, определяющие конструкцию скважин Сб «Пути совершенствования конструкций и цементиро-

вания скважин в различных геологических условиях» ВНИИОЭНГ, Москва, 1986 г

33 Базив ВФ, Кулаков АН Нормативно-правовые аспекты разработки нефтяных месторождений Сб Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, состояние, проблемы и пути их решения ВНИИИОЭНГ, Москва, 1996 г

34 Базив В Ф {в составе творческой группы) Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96 Москва, 1996 г

35 Базив В Ф, Лисовский НН, Мальцев С А , Устимов С К Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений ОАО «Сибнефть» в связи с прогнозом КИН Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 г г ВНИИОНГ, Москва, 1998 г

36 Базив В Ф С оглядкой на Ромашкино Сб У руля разработки нефтяных месторождений ВНИИОЭНГ, Москва, 1998 г

37 Базив ВФ, Лисовский НН, Мальцев С А, Устимов С К Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН ВНИИОЭНГ, Москва, 1998 г

38 Базив В Ф (в составе редакционной комиссии) «Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП) Москва, 1999 г.

39 Базив В Ф, Васильев ИП, Устимов С К, Егурцов НН Основные направления по совершенствованию проектных технологических документов Сб трудов Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений Альметьевск, 2002 г

40 Базив В Ф Новые требования к проектированию разработки месторождений с широким применением методов увеличения нефтеотдачи Труды международного технологического симпозиума Москва, 13-15 марта 2002 г

41 Базив В Ф, Баишев Б Т, Батурин Ю Е и др Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39 0-110-01 Москва, 2002 г

42 Базив В Ф, Шагиев Р Г, Шагиев Р Р Комплексирование и этап-ность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений РД 153-39,0109-01 Москва, 2002 г

43 Базив В Ф, Лисовский НН Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений Сб Проектирование и разработка нефтяных месторождений ЦКР, Москва, 1999 г

44 Лисовский НН, Базив ВФ, Лозин ЕВ Анализ разработки Туй-мазинского нефтяного месторождения ВНИИОНГ, Москва, 2003 г

45 Коршунов А Ю, Базив ТВ, Базив В Ф, Яшин ЮНО состоянии и мерах по совершенствованию проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений ВНИИОЭНГ Бюллетень ЦКР № 2, 2003 г

46 Лисовский Н Н, Базив В Ф О путях дальнейшего совершенствования проектирования разработки Труды международного технологического симпозиума Москва, 2005 г

47 Базив В Ф Экспертно-аналитическая оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений Сборник докладов XI Международной конференции РОСИНГ, Москва, 2007 г

48 Базив В Ф Научное сопровождение и авторский надзор за реализацией проектных технологических решений на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений Приложение к журналу «Недропользование-XXI век» Москва НП «НАЭН», 2007 г

49 Базив В Ф Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением Сборник материалов научно-практической конференции ОАО НК «Татнефть» Ленино-горск, 2007 г

50 Лисовский НН, Базив В Ф Об отборе жидкости Сб Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи

» Казань, 2007 г

51 Базив В Ф , Лисовский Н Н , Яковлев А В Влияние отбора жидкости в основной период разработки нефтяных месторождений на завершающую стадию Труды МТС, 2008 г.

Соискатель В Ф Базив

Базив Василий Федорович. Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук - М 200% г

Формат 60x88/16 Бумага офсетная Офсетная печать Тираж 120 экз ОАО «ВНИИОЭНГ» Заказ № 5277

117420, Москва, ул Наметкина, 14-Б Печатно-множительная база ОАО «ВНИИОЭГ»

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Базив, Василий Федорович

1. Введение.

Актуальность.

Цель работы.

Основные задачи исследований.

Использованы фактические материалы.

Защищаемые положения.

Научная новизна.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

Апробация работы.

Структура и объем работы.

2. Геологопромысловая оценка эффективности отбора нефтяных месторождений с заводнением.

2.1. Особенности процесса промывки пласта при его заводнении.

2.2. Зависимость нефтеотдачи от степени промывки пласта КИН—► (г).

2.3. Годовые темпы промывки пласта. Режимы промывки.

2.4. Экспертно-аналитическая оценка эффективности процесса промывки пласта. «Таблица рангов».

2.5. «Палетка прогноза КИН».

2.6. Схема расчета показателей разработки (экспертная оценка).

3. Влияние геологических факторов на эффективность систем разработки нефтяных месторождений.

3.1. Нефтяные месторождения ОАО «Татнефть».

3.1.1. Бавлинское месторождение

Объекты: Д1.

Ci.2h.

3.1.2. Бондюжское, Д1+Д0 месторождение.

3.1.3. Ромашкинское нефтяное месторождение горизонта Д1+Д0.

3.1.4. Ново-Елховское, Д1+Д0 месторождение.

3.1.5. Первомайское, Д1+Д0 месторождение.

3.2. Нефтяные месторождения ОАО «Самаранефтегаз».

3.2.1. Мухановское нефтяное месторождение.

Объекты: I объект, Q1.

II объект, Cn-Civ.

III объект, Д + Дп + дш + Д1У.

3.2.2. Дмитриевское нефтяное месторождение.

Объекты: объект Сщ.

Объект Civ.

3.2.3. Кулешовское нефтяное месторождение.

Объекты: объект, Аз.

Объект, А4.

3.2.4. Зольненское, Б1+Б2 нефтяное месторождение.

3.3. Нефтяные месторождения ОАО «Башнефть».

3.3.1. Туймазинское нефтяное месторождение.

Объекты: горизонт Д1. горизонт Ди.

Бобриковский гор.

3.3.2. Арланское нефтяное месторождение, бобриковский горизонт.

Объекты: Арланская площадь.

Ново-Хазинская площадь.

Юсуповская площадь.

3.3.3. Шкаповское месторождение.

Объекты: горизонт Д. горизонт Дгу.

3.3.4. Серафимовское, Д[ месторождение.

3.3.5. Раевское, Д1 месторождение.

3.4. Нефтяные месторождения других регионов.

3.4.1. Жирновское, Bi месторождение.

3.4.2. Коробковское, Бг месторождение.

3.4.3. Ушаковское месторождение.

3.4.4. Анастасиевско-Троицкое, IV гор. Месторождение.

3.4.5. Соколовогорское, Дд-vместорождение.

3.4.6. Месторождение Эльдарово (верхнемеловая залежь).

3.5. Нефтяные месторождения Западной Сибири.

3.5.1. Самотлорское нефтегазовое месторождение.

Объекты: БВ8.

АВ4-5.

ABi3.

АВ2-з.

3.5.2. Усть-Балыкское, Б1-5 месторождение.

3.5.3. Аганское, БВв месторождение.

3.5.4. Быстринское месторождение.

Объекты: BCi.

3.5.5. Ватинское, EBg месторождение.

3.5.6. Западно-Сургутское, BCj нефтяное месторождение.

3.5.7. Федоровское, БСю месторождение.

4. Научное сопровождение процессов заводнения горизонтов Д1 + До на Ромашкинском нефтяном месторождении.

4.1. Продуктивный горизонт Д1 на Ромашкинском нефтяном месторождении.

4.2. Блоковое строение продуктивного горизонта Д1 на Ромашкинском месторождении. Методика выделения блоков.169*

4.3. Особенности распределения запасов нефти в продуктивном горизонте Д1.

4.4. Распределение запасов нефти по блокам продуктивного горизонта.

4.5. Совершенствование проектных решений. Динамика основных показателей разработки горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади.

4.6. Контроль за выработкой запасов.

4.7. Особенности выработки запасов нефти продуктивного горизонта.

4.8. Методика составления карт текущих темпов отбора и закачки.

4.9. Выработка запасов нефти по разрезу продуктивного горизонта.

4.10. Выработка запасов нефти по блокам.

5. Исследование заводнения коллекторов в различных геолого-физических условиях.

5.1. Изучение влияния температуры закачиваемой воды на процесс выработки запасов.

5.2. Специальные исследования скв. 5061 и 5062.

Результаты опробования пластов на охлажденных участках.

5.3. Влияние закачки горячей воды на профиль приемистости пластов.

5.4. Влияние повышения давления нагнетания на охват пластов заводнением.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении"

Вторая половина прошлого столетия, как и начало нынешнего века, явились эпохой заводнения нефтяного пласта.

Может быть со временем ее заменит другая - более привлекательная эпоха, чем нынешняя? Но это - «может быть».

Если не все, то большинство наших успехов в нефтяном деле связаны с эту эпоху с заводнением.

Это, прежде всего, бурный рост нефтедобычи в нашей стране в результате повышения темпов извлечения запасов нефти по сравнению с естественными режимами, экономическое возрождение в связи с этим многих регионов страны, других отраслей экономики, связанных в той или иной мере с нефтью и, главное, что дало заводнение - это значительное повышение нефтеотдачи, по сравнению с разработкой месторождений на естественных режимах.

Вместе с этим, заводнение нефтяного пласта в чисто технологическом плане породило массу проблем: в глобальном плане заводнение нарушает установившееся в природе равновесие - разрушает месторождение, нефтяную залежь, нарушает природный режим пластов, окружающую среду, не обеспечивая при этом полного извлечения полезного ископаемого из недр — половина запасов остается в недрах!!!

Проблема сокращения отборов воды при разработке нефтяных месторождений настолько важна, что на всех этапах развития нефтяной отрасли были ею заняты лучшие умы как в нефтяной науке, так и на производстве. Это и понятно — объемы добываемой вместе с нефтью воды превышают в два и более раза объемы геологических запасов нефти в пласте!

Вопросы отбора жидкости из пласта на протяжении десятилетий были дискуссионными. Им посвящены специальные исследования, были организованы специальные научные конференции, выступления ученых и производственников в печати.

Может быть и не плохо то, что вопросы отбора жидкости, например, на месторождениях Башкортостана и Самарской области решались по-другому, чем на Северном Кавказе или в Татарстане.

Поэтому сегодня имеется возможность сопоставить результаты, сделать выводы.

На сегодняшний день месторождений, разрабатываемых с заводнением и оказавшихся в поздней и завершающей стадиях, стало много. От этого сопоставительная оценка эффективности разработки месторождений становится убедительней и результаты ее достаточно надежными.

Для всех стало ясно, что нефть необходимо брать с водой, если без воды ее взять нельзя, и не следует зря добывать воду, если нефть можно и без воды извлечь.

Поэтому появились методы, технологии, позволяющие ограничивать отбор воды, если это было возможно.

На основе научных исследований Баишева Б.Т., Губанова А.И., Гавуры В.Е., Жданова С.А., Ивановой М.М., Лысенко В.Д., Мухарского Э.Д., Муслимова Р.Х., Ованесова Г.П., Пермякова И.Г., Сатарова М.М., Сазонова Б.Ф., Сургучова M.JL, Крылова А.П., Халимова Э.М., Хисамова Р.С., Щелкачева В.Н. и многих других исследователей, а также на основе практического опыта были выработаны и общепризнанны критерии, которыми руководствовались при проектировании систем разработки, а также при реализации этих проектов.

Сегодня важно в гуще экономических неурядиц не похоронить того полезного, что было приобретено большими усилиями многих ученых и практиков и не допустить отход от этих принципов ради сиюминутных выгод.

Не в одинаковой мере используются возможности заводнения, которые имеются на месторождениях страны. Совершенно неодинаковы подходы проектировщиков и недропользователей к вопросам проектирования и управления заводнением: могут проектировать систему разработки на месторождении, не имея для этого необходимой информации, или эта информация крайне ограничена. Создают иной раз (довольно часто!) модель залежи, используя важные параметры для построения модели не путем выполнения нужных исследований, а «по аналогии» с другими залежами.

Созданная таким образом модель, приносит ложное чувство благополучия в вопросах исследования скважин и пластов, в вопросах получения информации о выработке запасов нефти каждого пласта, пропластка. Это опасно!

В следующих главах диссертации показано как создавалась информационная база для управления процессами заводнения на примере уникального Ромашкинского месторождения, на котором впервые было применено внутриконтурное заводнение.

Оценки происходивших и происходящих на Ромашкинском месторождении процессов не всегда бывают однозначными и верными.

Следует отрицательно относиться к тем высказываниям и заявлениям отдельных ученых и специалистов, которые заявляли в прошлом и могут заявить сегодня о том, что на Ромашкинском месторождении при разработке Первой Генеральной схемы были допущены ошибки и просчеты, которые исправляются до сих пор.

Развивая принципы разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. заложенные в I Генсхему, нефтяники Татарстана не ошибки исправляют, а творчески развивают и совершенствуют применяемые методы и разработку месторождения на протяжении полувека.

Приведенные в научных статьях и в диссертации примеры изучения особенностей геологического строения на одной из площадей Ромашкинского месторождения — Южно-Ромашкинской площади свидетельствует о ваэюности детального изучения геологического строения объекта разработки, показано, к чему следует стремиться, создавая геологическую основу для решения конкретных задач разработки.

Важно, чтобы нынешнее поколение проектировщиков сумело правильно оценить наследие недавнего прошлого и воспользоваться этим наследием.

Особенно автор благодарен Н.Н. Лисовскому, Р.Х. Муслимову, С.Н. Закирову, Б.Т. Баишеву, В.М. Юдину, С.К. Устимову, С.А. Мальцеву, Э.М. Халимову, Р.Н. Дияшеву, Ю.Н. Яшину, участвовавшим в совместных исследованиях и обсуждении их результатов.

На этапах творческих порывов и раздумий мобилизующими оказались чуткое отношение и поддержка автора председателем ЦКР Роснедра Н.Н. Лисовским и профессором М.М. Ивановой - бессменными организаторами важных дел ЦКР.

Автор выражает им искреннюю благодарность.

Цель работы

1. Изучить зависимость нефтеотдачи от полноты промывки продуктивных пластов при их заводнении в различных геологических условиях.

2. Определить оптимальные режимы прокачки жидкости (промывки пласта) в зависимости от геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов.

3. Оценить величину потерь нефтеотдачи в результате нарушения режимов промывки пластов.

4., Оценить роль геологических факторов, влияющих на эффективность реализуемых систем на основе опыта разработки нефтяных месторождений, находящихся в поздней и завершающей стадиях разработки.

5. Обобщить опыт организации геологического изучения и научного сопровождения процессов заводнения горизонтов Д1+Д0 на Ромашкинском нефтяном месторождении.

Основные задачи исследований

1. Обобщить опыт разработки нефтяных месторождений с заводнением.

1.1. Влияние отбора жидкости на полноту извлечения нефти.

1.2. Разработать принципы сопоставительного анализа.

1.3. Сопоставить эффективность реализуемых систем разработки нефтяных месторождений, находящихся в зрелых стадиях.

1.4. Разработать методику оценки технико-экономических показателей разработки при проектировании и моделировании процессов разработки нефтяных месторождений с заводнением.

2. На примере Ромашкинского и других месторождений исследовать особенности выработки запасов нефти из продуктивных пластов.

2.1. Оценить эффективность системы контроля и регулирования процессов заводнения.

2.2. Изучить опыт создания информационной базы на месторождении для решения практических задач разработки многопластового объекта и моделирования процессов разработки.

3. Доказать целесообразность и объективную необходимость поэтапного извлечения запасов нефти в зависимости от особенностей геологического строения залежей.

Использованы фактические материалы

Поставленные задачи решались автором непосредственно на Ромашкинском месторождении путем организации разработки площадей Минибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской, Березовской, Южно-Ромашкинской, Западно-Лениногорской, Зай-Каратайской и Куакбашской, работая в НГДУ «Альметьевскнефть» и НГДУ «Лениногорскнефть».

Автор непосредственно принимал участие в организации и проведении промышленных экспериментов, в организации избирательного заводнения, очагового заводнения, по изучению влияния температуры и давления на охват пластов процессами воздействия и т. д.

По результатам этой деятельности была выполнена диссертационная работа на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Затем, будучи руководителем отделов разработки и проектирования в Министерствах нефтяной промышленности, участвовал в подготовке отраслевых руководящих нормативных документов по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.

К ним относятся регламент по составлению проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, регламент проведения геолого-промыслового анализа, методическое руководство по гидродинамическим и промыслово-геофизическим исследованиям.

Будучи членом ЦКР и экспертом ЦКР, автор непосредственно возглавлял экспертизу проектных технологических документов, поступающих на рассмотрение ЦКР.

Путем организации аналитической работы по изучению зависимости нефтеотдачи от степени промывки пласта при его заводнении выполнены и опубликованы ряд работ по оценке эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений, по отбору жидкости при заводнении пласта.

Защищаемые положения

1. Установлена прямая зависимость нефтеотдачи пластов от полноты их промывки

2(9™ у г -» /( ~ж ). нгзш/

2. Снижение отборов жидкости по сравнению с проектными при разработке месторождений ведет к разбалансированию реализуемых систем, к нерегулируемым отборам запасов нефти и их разубоживанию, удорожанию и удлинению сроков разработки месторождений.

3. Важнейшими показателями эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением являются годовые темпы промывки

ZOnny продуктивных пластов (Дт), полнота промывки пластов (т = ———); и величина текущей

НГЗплу нефтеотдачи (КИН-1) при прокачке жидкости в количестве оного объема пор (НГЗ пл.у).

4. Причинами недостижения запроектированной нефтеотдачи по многим месторождениям и объектам явилось снижение по сравнению с проектными темпов промывки пластов в основной период их разработки.

5. В условиях поэтапного освоения месторождений и объектов, представленных расчлененными и прерывистыми линзовидными коллекторами, в условиях широкого применения компьютерных технологий (моделирование процессов) внедрения мероприятий по управлению процессами заводнения необходимо осуществлять контроль, анализ и проектирование разработки не строго по пластам и объектам, выделенным на ранних этапах освоения месторождений, а выделять в их составе самостоятельные элементы разработки - блоки, участки, линзы.

То

Научная новизна

1. Выявлена зависимость нефтеотдачи от полноты промывки пласта при его заводнении КИН^ / (т), т -> fZQ™y /НГЗ^у .

2. Выявлена и показана закономерность распределения параметров «промывки» пласта в зависимости от геолого-физических характеристик - «веерное» распределение (рис. 2.2.1).

3. Предложена методика прогнозирования технологических показателей разработки (КИН, добыча жидкости и нефти, обводненности, водо-нефтяной фактор) «Палетка прогноза КИН» (рис. 2.5.1).

4. Предложена методика сопоставительной оценки эффективности реализуемых систем разработки «Таблица рангов» (табл. 2.4.1).

5. Предложена система показателей при геолого-промысловом анализе процесса «промывки» нефтяного пласта при его заводнении:

- полнота промывки (г);

- годовой темп промывки (Дт);

-КИН-1 (при т=1).

6. Обосновано блоковое строение продуктивного горизонта ДтДо на Ромашкинском нефтяном месторождении - аналога многих месторождений нефтяной отрасли.

7. Предложена методика (принципы) выделения блоков и составления карт разработки с учетом блокового строения объекта разработки.

8. Предложена методика составления карт темпов отбора запасов нефти с учетом геологического строения продуктивных пластов.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности

1. Разработана и предложена методика оценки эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением, основанная на зависимости нефтеотдачи пласта от полноты промывки.

2. Рекомендации автора по вопросам отбора жидкости широко используются Центральной Комиссией при рассмотрении проектных технологических документов на разработку месторождений.

3. Предложенная схема геолого-промыслового анализа процессов выработки запасов нефти из многопластовых объектов заложена в основу применяемых технологий по контролю и регулированию процессов выработки запасов нефти.

4. Предложения автора по созданию информационной базы для проектирования, анализа, моделирования процессов разработки широко используется в конкретном проектировании разработки, при подготовке и экспертизе материалов, поступающих на рассмотрение ЦКР.

5. При участии автора разработаны и утверждены ряд нормативных документов на разработку месторождений. Это:

- Регламент РД 153-39-007-96 по составлению проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений;

6. Предложенная схема выделения элементарных блоков на Ромашкинском нефтяном месторождении использована при составлении IV Генеральной схемы разработки месторождения.

7. Автором диссертации по предложенной схеме выполнена работа по договору с институтом ООО «КогалымНИПИнефть» «Экспертно-аналитическая оценка текущих и прогнозных показателей разработки Ключевого — объекты БВг и БВз, Южно-Покачевского и Трехозерного месторождений»; с нефтяной компанией «Газпром нефть» -по месторождениям Пограничное, Холмогорское и Муравленковское.

8. Институтом ТатНИПИнефть с участием автора по предложенной в диссертации системе выполняется работа: «Экспертно-аналитическая оценка эффективности разработки Ромашкинского нефтяного месторождения (22 объекта)».

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на:

1. Всесоюзном семинаре по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин.

Доклад: «Опыт исследования работы неоднородных пластов

Ромашкинского нефтяного месторождения». Гомель, 1967 г.

2. Всероссийское совещание «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений».

Доклад: «Состояние, проблемы и пути их решения». Альметьевск, 1995 г.

3. «Научно-практическая конференция».

Доклад: «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона».

Лениногорск, 1998 г.

4. Расширенное заседание ЦКР.

Доклад: «Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений». Москва, 1999 г.

5. Всероссийское совещание по разработке нефтяных месторождений.

Доклад: «Основные направления по совершенствованию проектных технологических документов». Альметьевск, 2002 г.

6. Международный технологический симпозиум.

Доклад: «О научном сопровождении проектных технологических документов на разработку месторождений и новых технологий». Москва, 2004 г.

7. Международный технологический симпозиум.

Доклад: «О путях дальнейшего совершенствования проектирования разработки» Москва, 2005 г.

8. Заседание ЦКР Роснедра.

Доклад: «О научном сопровождении и авторском надзоре за реализацией проектных решений». Москва, 2006 г.

9. Международный технологический симпозиум. Доклад: «Об отборе жидкости». Москва, 2007 г.

10. Научно-практическая конференция «О перспективах разработки карбоновых коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти».

Доклад: «Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». Лениногорск, 2007 г.

11. XI Международная Научно-техническая конференция «РОСИНГ» «Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и газа».

Доклад: «Экспертно-аналитическая оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». Москва, 2007 г.

12. Постоянно-действующий семинар при ОАО «ВНИИнефть» им. А.П. Крылова. Доклад: «Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». Москва, 2007 г.

Работа представляется на защиту в виде диссертации «Геолого-промысловый анализ долговременно разрабатываемых месторождений нефти с выявлением фундаментальных закономерностей извлечения ее запасов» в объеме 254 страниц, 85 рисунков и 75 таблиц.

По теме диссертации автором опубликованы 51 научная работ. В т. ч. Одна монография и 19 статей в рецензируемых журналах.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Базив, Василий Федорович

6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сопоставительный анализ фактических и прогнозных показателей показал:

1. На этапе прокачки жидкости в количестве одного объема пор (т = 1,0) из пластов, разрабатываемых с заводнением, извлекается в среднем 84,5 % запасов. Нефтеотдача на этом этапе колеблется в широких пределах — от 0,25 до 0,70;

2. Годовые темпы промывки в подавляющем большинстве реализуемых систем в основной период разработки составляют 3.6 % от начальных геологических запасов в пластовых условиях.

3. Темпы промывки постоянно возрастают до вступления объекта в завершающую стадию разработки.

4. Предлагаемые «Палетки прогноза КИН» базируются на достаточно надежной основе созданной при разработке многочисленных месторождений, находящихся в поздней и завершающих стадиях разработки.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Базив, Василий Федорович, Москва

1. Базив. В. Ф. Об охлаждении нефтяного пласта. Нефтяное хозяйство, № 11,1968 г.

2. Базив В.Ф. Технологические условия, определяющие конструкцию скважин. Сб. "Пути совершенствования конструкций и цементирования скважин в различных геологических условиях" ВНИИОЭНГ, Москва, 1986 г.

3. Базив В.Ф. Геолого-промысловый анализ процесса выработки запасов нефти из пластов при их совместной разработке. Диссертация. Фонды РГУ им. И.М. Губкина, 1969 г.

4. А. Базив В.Ф., Литвинов А.А., Свищев Б.С., Свеэюинцев В.И. Форма индикаторных диаграмм по скважинам, эксплуатирующим одновременно несколько пластов. Татнефть, №4, 1960 г.

5. Валюсанов А.В., Вахитов Г.Г., Грайфер В. И. Базив В.Ф. Промышленный эксперимент по закачке воды при давлении, близком к горному. Сб. ЦНИЛа объединения "Татнефть", выпуск 5, 1969 г.

6. Базив В. Ф. О строении продуктивного горизонта Д на Ромашкинском месторождении в связи с его разработкой. Геология, разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Труды ТатНИПИнефть. Выпуск XXVI. Казань 1974 г.

7. Базив В.Ф., Кулаков А.Н. Нормативно-правовые аспекты разработки нефтяных месторождений СБ. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, состояние, проблемы и пути их решения. Москва, ВНИИОЭНГ, 1996 г.

8. Базив В.Ф. С оглядкой на Ромашкино. Сб. У руля разработки нефтяных месторождений. Москва, ВНИИОЭНГ, 1998 г.

9. Базив В. Ф. О выборочной выработке запасов. Нефтяное хозяйство. № 4. 2004 г.

10. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н. Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений. Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Москва, ЦКР, 1999 г.

11. Бюллетень ЦКР. Некоторые вопросы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, № 4. 2004 г.

12. Базив В.Ф., Васильев И.П., Устимов С.К., Егурцов Н.Н. Основные направления по совершенствованию проектных технологических документов. Сб. трудов Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. Альметьевск, 2002 г.

13. Базив В.Ф. О развитии технологий разработки трудноизвлекаемых запасов. Нефтяное хозяйство, № 6, 2000 г.

14. П. Базив В.Ф. Новые требования к проектированию разработки месторождений с широким применением методов увеличения нефтеотдачи. Труды международного технологического симпозиума, Москва, 13—15 марта 2002 г.

15. Базив В.Ф. О проектировании совместной разработки многопластавых объектов. Нефтяное хозяйство, № 3, 2002 г.

16. Базив В.Ф. ЦКР — 2004 г. Нефтяное хозяйство, № 2, 2005 г.

17. Базив В.Ф: Нефтеотдача в принципе не может падать. Москва: Недропользование — XXI век, № 1, 2007 г.

18. Базив В.Ф., Малы{ев С.А., Устимов С.К. Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости. Нефтяное хозяйство, 1998 г.

19. ВНИИ. Рациональная разработка Ромашкинского месторождения нефти- в Татарии. "Генеральная схема разработки". Отчет по теме № 1 этапы 1, 4, 8, 9. 1955 г.

20. Вахитов Г.Г., Еропин В.А., Мальцев М.В., Чоловский И.П. Текущее состояние и задачи дальнейшей разработки Ромашкинского месторождения. Нефтяное хозяйство № 7, 1958 г.

21. Вахитов Г.Г. Нефтедобывающая промышленность СССР' и России: полувековой опыт разработки месторождений 1950—2000 гг. Москва, ОАО "ВНИИЭНГ", 2006 г.

22. Вахитов Г.Г., Кляровский Г.В., Оноприенко В.П., Султанов С.А. О повышении эффективности разработки Ромашкинского месторождения. Татнефть, № 10, 1961 г.

23. Воинов В.В. Опыт корреляции разрезов скважин и выделения продуктивных пластов. Труды ВНИИ, вып. 11.

24. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. Москва, издательская фирма "КУбК-а", 1997 г.

25. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. Москва, ВНИИОЭНГ, 1995 г.29. "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных месторождений России", под редакцией В.Е. Гавуры. Москва, ВНИИОЭНГ, 1996 г.

26. Глумов И.Ф., Гилъманшин А.Ф. Временная инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения отдельных геолого-промысловых задач. Бугульма, ТатНИИ, Тат.правление НТО НГП, 1961 г.

27. ЪЪ.Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. Изд. Казанского Университета, 2004 г.

28. Еронин В.А., Кринари А.И. Опыт освоения нефтяных месторождений Татарии. Таткнигоиздат, Казань, 1959 г.

29. Еронин В.А., Иванова М.М., Чоловский И.П. Опыт разработки Ромашкинского месторождения. Нефтяное хозяйство № 10, 1961 г.

30. Закиров С.Н. Анализ проблемы. Москва, Грааль. 2002 г. "Плотность сетки скважин — нефтеотдача".

31. Закиров С.Н., Базив В.Ф. Двухстадийное освоение месторождений» нефти. Нефтяное хозяйство, № 6, 2004 г.

32. Иванова М.М., Чоловский И.П„ Брагин Ю.И Нефтегазопромысловая геология. Москва, Недра, 2000 г.

33. Иванова М.М., Чоловский И.П., Кинзикеева Н.П., Хисамов Р.Б. Основные закономерности перемещения ВНК и контуров нефтеносности на Ромашкинском нефтяном месторождении. Труды ТатНИИ, вып. 4, Бугульма, 1962 г.

34. Иванова М.М., Орлинский Б.М., Чоловский И.П. и др. Контроль за обводнением горизонта Д в процессе разработки Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, вып. 4, Бугульма, 1962 г.

35. Иванова ММ. Динамика добычи нефти из залежей. М, Недра, 1976 г.

36. Ибатуллин P.P. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория, Методы, практика. Москва, Недра, 2004 г.

37. Кляровский Г.В. Выявление эффективности закачки воды в площадях Ромашкинского месторождения. Татнефть, № 10, 1960 г.

38. Кострюков Г. В. Температурный режим Ромашкинского месторождения. Гостоптехиздат, 1962 г.

39. Кострюков Г.В., Голиков А.Д., Подзолко ИМ. Влияние закачки холодной воды на температуру нефтяного пласта. Труды ТатНИИ, вып. 4, Бугульма, 1962 г.

40. Коцюбинский B.JI. К вопросу о перетоках нефти между пластами горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, вып. VI, "Недра" Л., 1964 г.

41. Крылов А.П., Глаговский М.М., Мирчинк М.Ф. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948 г.

42. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи улучшения этих работ. Труды Всесоюзного совещания работников по добыче нефти в Куйбышеве, 19—23 июня 1956 г. Гостоптехиздат, 1957 г.

43. Лисовский Н.Н., Базив В.Ф., Лозин Е.В. Анализ разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Москва, ВНИИОЭНГ, 2003 г.

44. Лисовский Н.Н., Базив В.Ф. О путях дальнейшего совершенствования проектирования разработки. Труды международного технологического симпозиума. Москва, 2005 г.

45. Литвинов А.А. Из опыта исследования скважин Ромашкинского месторождения глубинными дебитом ерами и расходомерами. Татнефть, № 9, 1961 г.

46. Литвинов А.А., Блинов А. Ф. Промысловые исследования скважин. Изд. "Недра",1964 г.53Лысенко В.Д. К вопросу о неоднородности пласта по проницаемости. Татнефть, № 1, 1962 г.

47. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. Москва, Недра, 2003 г.

48. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. Москва, Недра, 2005 г.

49. Муслимое Р.Х., Шаволиев A.M., Хисамов Р.С., Юсупов КГ. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Москва, ВНИИОЭНГ, 1995 г.

50. Муслимое Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань, изд-во КГУ, 1979 г.

51. Муслимое Р.Х., Ошитко В.М., Базив В.Ф. и др. Эффективность повышения давления нагнетания при внутриконтурном заводнении. Сб. Интенсификация разработки нефтяных месторождений. Таткнигоиздат, 1968 г.

52. Муслимое Г.У., Грайфер В.И., Базив В.Ф. Состояние изученности температурного режима Ромашкинского месторождения и влияние закачки холодной воды на процесс разработки и нефтеотдачу пластов. Нефтяное хозяйство, № 11, 1968 г.

53. Муслимое Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Издательство Казанского университета, 2003 г.

54. Мингареев Р.Ш., Вахитов Г.Г., Султанов С.Н. Регулирование процессов разработки на Ромашкинском нефтяном месторождении. Таткнигоиздат, 2965 г.

55. Мнухин Г.Д., Закиров И.А., Гаврилов М.М., Свищев Б.С., Базив В.Ф. и др. Глубинный дистанционный расходомер РГД-1. Сб. Опыт эксплуатации новых приборов, средств и систем автоматизации и телемеханизации нефтепромыслов Татарии. Таткнигоиздат, 1965 г.

56. Свищев Б.С., Юдин В.М., Базив В.Ф. Опыт интенсификации выработки запасов нефти путем создания дополнительного очага заводнения. Нефтяное хозяйство, № 5. 1966 г.

57. Свищев Б.С., Афанасьева А.В., Дорощук Н.Ф., Базив В.Ф. Контроль за проведением опытного нагнетания растворителя на Миннибаевской площади. Нефтяное хозяйство, № 6, 1966 г.

58. Куванышев У.П., Кондрашкин В.Ф., Фаткуллин А.Х., Базив В.Ф. О восстановлении температуры охлажденного нефтяного пласта и определение его теплофизических параметров по промысловым измерениям ОНТИ-ВНИИ, 1968 г.

59. Базив В.Ф., Мельников Н.А., Яшин Ю.Н. Исследование перетоков жидкости между пластами при совместной разработке многопластовых объектов. М. ОНТИ-ВНИИ,1969 г.

60. Ахметов З.М., Дияшев Р.Н., Зайнуллин Н.Г., Базив В.Ф. Повышение давления закачки при совместной разработке пластов. НТС ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, вып. 11, 1969 г.

61. Дияшев Р.К, Сергеев С.С., Базив В.Ф. Составление карты изобар в условиях многопластовых нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство. № 9, 1969 г.

62. Непримеров Н.Н. Экспериментальные исследования некоторых особенностей добычи парафинистой нефти. Изд. НГУ, Казань, 1958 г.

63. Непримеров Н.Н. Влияние динамики разработки месторождения на вертикальный профиль приемистости нагнетательной скважины. В сб. "Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии". Изд. КГУ, Казань, 1962 г.

64. Оноприенко В.П., Кляровский Г.В. Регулирование выработки запасов нефти по отдельным пластам при разработке Ромашкинского месторождения. Татнефть, № 8, 1961 г.

65. Орлинский Б.М. Контроль за обводнением Ромашкинского нефтяного месторождения нейтронными методами радиометрии. Диссертация, 1966 г. Фонды ТатНИИ.

66. Ошитко В.М. Некоторые вопросы регулирования процесса разработки горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, вып. X, 1967 г.

67. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин КБ. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962 г.

68. Саттаров М.М. Вопросы проектирования и регулирования разработки нефтяных месторождений, приуроченных к неоднородным пластам и водонапорным режимам. Диссертация, 1965 г. Фонды ВНИИ.

69. Сафронов С.В., Иванова М.М. Особенности эксплуатации водонефтяных зон месторождений платформенного типа. Труды ВНИИ, вып. 12. Гостоптехиздат, 1958 г.

70. Свищев Б.С., Юдин В.М., Базив В.Ф., Ихсанов Б.Г. Опыт исследования работы неоднородных пластов Ромашкинского месторождения. Нефтяное хозяйство, № 4, 1965 г.

71. Свищев B.C., Литвинов А.А. Способы определения давления по пластам горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Татарская нефть, № 2, 1962 г.

72. Султанов С.А. Исследование движения водо-нефтяного контакта и контуров нефтеносности в условиях разработки нефтяных месторождений Татарии с законтурным и внутриконтурным заводнением. Диссертация, 1964 г. Фонды ТатНИИ.

73. Султанов С.А., Харьков В.А. Контроль за продвижением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности. Гостоптехиздат, 1962 г.

74. Сургучев М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений платформенного типа. Гостоптехиздат, 1960 г.

75. Сургучев M.JI. Вопросы регулирования разработки нефтяных месторождений. Труды Гипровостокнефти, вып. 5. Гостоптехиздат, 1962 г.

76. Сургучев M.JI. О принципах регулирования совместной разработки нефтяных пластов. Труды Гипровостокнефти, вып. 7. Изд. "Недра", 1964 г.

77. ТатНИИ. Исследование фильтрации и механизма вытеснения нефти водой в неоднородных пластах месторождений ТАССР с учетом влияния температуры закачиваемой воды. Отчет по теме 10/68 г. 1968 г.

78. ТатНИИ. Промышленный эксперимент на Ромашкинском месторождении по исследованию влияния повышения давления нагнетания до горного. Отчет по теме № 34/68, 1968 г.

79. Хисанов Р.С. Анализ эффективности форсированного отбора жидкости на Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, № 7, 1993 г.

80. Холимое Э.М., Лозин Е.В., Лисовский Н.Н., Габитов Г.Х. Вторичная разработка нефтяных месторождений. Изд. "Недра". Санкт-Петербург, 2006 г.

81. Холимое Э.М., Саттаров М.М., Сабиров И.Х., и др. Об эффективности отбора жидкости из девонских пластов. Тр. УфНИИ, вып. 27, 1969 г.

82. Чоловский И.П., Кинзикеева Н.П. Методика выделения пластов горизонта Дь Татнефть, № 4, 1960 г.

83. Чоловский И.П., Ошитко В.М. Охват заводнением и выработка пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Геология нефти и газа № 8, 1962 г.

84. Чоловский И.П. Разработка Ромашкинского нефтяного месторождения в условиях литолого-фациальной недостаточности. Труды ВНИИ, вып. 38. Гостоптехиздат, 1963 г.

85. Чоловский И.П. Методы геолого-промыслового анализа при разработке крупных нефтяных месторождений. Изд. "Недра", 1966 г.

86. Шапиро Д. А. Распределение нефтеносных и водоносных пластов и контроль за продвижением воды геофизическими методами. Татнефть, № 3—4, 1959 г.

87. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. ФГУП издательство "Нефть и газ", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.

88. Щелкачев В.Н. "Задачи обобщения промыслового опыта и анализ данных о количествах добываемой вместе с нефтью воды". Нефтяное хозяйство, № 4, 1974 г.

89. Юсупов М.З., Крупников П.Н. Определение неработающих нефтяных пластов радиометрическими методами. Татнефть, № 5, 1962 г.

90. Базив В.Ф. Эспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений. М. ВНИИОЭНГ 2007.

91. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Яковлев А. В. Влияние отбора жидкости в основной период разработки нефтяных месторождений на завершающую стадию. Труды МТС, 2008 г.

Информация о работе

Базив, Василий Федорович
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 2008
ВАК 25.00.17

Диссертация

Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы