Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геотехнологические основы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Геотехнологические основы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным"
На правах рукописи
33452324 /
Муляк Владимир Витальевич
ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АНАЛИЗА И КОНТРОЛЯ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ
Специальность 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
1 3 НОЯ 2008
Москва - 2008
003452324
Организации, в которых выполнялась работа: Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа, Нефтяная компания ОАО «ЛУКОЙЛ».
Научный консультант - академик А.Н.Дмитриевский
Официальные оппоненты:
доктор технических наук, профессор Ипатов Андрей Иванович
доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович
чл.-корр. РАН, доктор геолого-минералогических наук, профессор Никаноров Анатолий Максимович
Ведущее предприятие: ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИнефть) имени академика А.П. Крылова».
Защита состоится <03» декабря 2008 г. в 15-00 часов на заседании Диссертационного Совета Д.002.076.01 Института проблем нефти и газа РАН по адресу: 119933 , г. Москва, ул. Губкина, 3.
С диссертацией можно познакомиться у Ученого секретаря Диссертационного Совета Д.002.076.01 Института проблем нефти и газа РАН.
Отзывы на автореферат просьба присылать по адресу: 1199933, г. Москва, ул. Губкина, 3. ИПНГ РАН.
Автореферат разослан « 28 » ОЕ-Т Я 2008 г.
Ученый секретарь
Диссертационного Совета Д.002.076.01, кандидат технических наук
М.Н. Баганова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Современное состояние разработки нефтяных месторождений свидетельствует о постоянном снижении в последние годы коэффициентов нефтеизвлечения. Основные российские месторождения вступили в позднюю стадию эксплуатации, характеризующуюся значительным обводнением добываемой продукции, опережающей выработкой активных запасов. В сложившейся обстановке резко возрастает роль детального анализа и оперативного контроля разработки нефтяных месторождений.
Надо отметить, что в советский период истории данному вопросу уделялось большое внимание. Это позволяло повышать качество проектирования и научного обоснования методов воздействия на продуктивные пласты, оценивать эффективность геолого-технических мероприятий и систем разработки залежей. Однако вследствие развала прежней системы хозяйствования в нефтедобыче произошло значительное снижение качества и объемов этих видов работ.
В последние годы внимание к вопросам контроля разработки нефтяных залежей снова возросло. Были оценены преимущества дешевой и легкодоступной гидрогеохимической информации, которая в комплексе с гидродинамическими и геофизическими промысловыми материалами может обеспечивать качественно новый уровень контроля разработки нефтяных месторождений. Также стало очевидно, что создание высокоэффективной технологии гидрогеохимического контроля за разработкой залежей нефти возможно лишь при развитии теоретических положений гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений.
Цель исследования - создание геотехнологических основ анализа и контроля эксплуатации нефтяных месторождений по промысловой гидрогеохимической информации.
Основные задачи исследований
1. Обоснование теоретического базиса гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений.
2. Разработка геотехнологических основ прогноза гидродинамической обстановки в нефтяных залежах по промысловым гидрогеохимическим материалам (оценка скоростей и направлений фильтрационных потоков, взаимосвязи нагнетательных и добывающих скважин, изменения емкостно-фильтрационных свойств коллекторов, прогноз сроков обводнения добывающих скважин).
3. Научное обоснование технологии контроля эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин по гидрохимическим данным.
4. Научное обоснование и внедрение методов интерпретации гидрохимических материалов для контроля за разработкой нефтяных месторождений, приуроченных к специфическим условиям галогенных формаций.
5. Научное обоснование гидрогеохимической технологии контроля паротепло-вого воздействия на карбонатные породы-коллекторы нефтяных месторождений.
Методы решения поставленных задач: оценка качества и информативности фактического материала; автоматизация хранения информации; математический статистический анализ, физико-химические (в том числе изотопные) исследования пород, нефтей и вод; лабораторные и промысловые эксперименты; сравнительный геолого-промысловый анализ.
Объекты исследования. Нефти и нефтяные месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Припятской и частично Днепровско-Донецкой нефтегазоносных областей (более 1 тыс. анализов нефтей, более 300 тыс. замеров плотности нефтей, более 250 тыс. определений в них хлора).
> Пластовые, попутные, закачиваемые и технологические воды, участвующие в процессах разработки залежей УВ (более 12 тыс. хим. анализов вод, около 500 тыс. определений плотности вод и содержания в них хлора).
> Технологии регулирования процесса добычи нефти, направленные на повышение коэффициента нефтеизвлечения.
Научная новизна
1. Создана концепция гидрогеохимии техногенеза - теоретическая основа анализа и контроля разработки месторождений нефти по промысловым гидрогеохимическим данным.
2. Развита теория нефтепромысловой литогидрогеохимии (преимущественно к условиям эвапоритовых бассейнов):
> разработаны новые методы определения генезиса попутных вод с учетом взаимодействия природных и техногенных жидкостей с горными породами;
> впервые для подсолевых и межсолевых залежей нефти предложены гидрогеохимические методы выделения наиболее промытых участков залежей, локализации в них остаточных запасов нефти.
3. Разработаны геотехнологические основы прогноза гидродинамической обстановки в нефтяных залежах, взаимосвязи нагнетательных и добывающих скважин, изменений емкостно-фильтрационных свойств коллекторов; сроков обводнения залежей.
4. Обоснована принципиальная возможность и предложен метод оценки качества проведенных геолого-технических мероприятий по промысловым гидрогеохимическим данным.
5. Впервые раскрыты возможности гидрогеохимического метода при исследовании воздействия пара на карбонатные породы-коллекторы.
6. Обоснована целесообразность комплексного использования гидрохимических данных, сведений о плотностях нефтей и содержании в них хлоридных солей при анализе разработки нефтяных залежей.
7. Обобщен опыт постановки и реализации гидрогеохимических исследований на промыслах, внесены предложения по усовершенствованию гидрогеохимического мониторинга.
Защищаемые положения
1. Концепция гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений как совокупность теоретических положений, раскрывающих причины и механизмы преобразования состава пластовых и технических вод, пород и нефтей в процессе эксплуатации залежей.
2. Научные основы технологии гидрогеохимического контроля разработки нефтяных залежей; особое значение этой технологии для нефтяных месторождений соле-носных бассейнов.
3. Научные основы технологии контроля эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин по гидрохимическим данным, позволяющие прогнозировать время начала обводнения продукции, оценивать качество проведенных геолого-технических мероприятий, уточнять сроки выхода скважин на режим, прогнозировать солеотло-жения на оборудовании скважин.
4. Научные и практические результаты применения разработанных технологий анализа и контроля эксплуатации нефтяных залежей, изучения процессов вытеснения нефти пластовыми рассолами, закачиваемой водой, паром и пароконденсатом на отдельных нефтяных месторождениях России и Беларуси.
Личный вклад. Автором лично обоснован теоретический базис нового научного направления - гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений. Автору принадлежат постановка проблемы, разработка технологии гидрогеохимических промысловых исследований на нефтяных месторождениях. Автор принимал непосредственное участие в работах по гидрохимическому мониторингу эксплуатации целого ряда нефтяных месторождений, интерпретации полученных результатов.
Практическая значимость работы и реализация результатов в промышленности. Теоретические и методические разработки автора диссертационной работы положены в основу гидрохимического контроля эксплуатации нефтяных месторождений в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и РУП «ПО «Белоруснефть». Анализ разработки ряда нефтяных залежей, проведенный с применением промысловой гидрогеохимической информации, использовался при пересчетах запасов нефти (Осташковичское, Речиц-
кое, Золотухинское и др.), составлении дополнений к технологическим схемам и проектам разработки отдельных нефтяных месторождений, создании геологических и гидродинамических моделей залежей (Усинское, Возейское, Осташковичское, Малодушинское и др.).
Публикации. Защищаемые положения диссертации изложены более чем в 60 опубликованных работах, в т.ч. в 2х монографиях, 6 изобретениях, 24 статьях в российских и зарубежных рецензируемых журналах (из них 17 в журналах, входящих в перечень, рекомендованный ВАКом Минобразования и науки РФ).
Апробация работы. Результаты исследований докладывались в период с 1982 по 2007 г.г. на Международных технологических симпозиумах «Повышение нефтеотдачи пластов», «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2002,2004,2005); на Международных конференциях «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» (Москва,
2004), «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2004), «Проблемы нефти и газа» (Варна, 2004) «Проблемы водных ресурсов, геотермии и геоэкологии» (Минск, 2005), «Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии» (Москва,
2005), «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 2007), XV Губкинских чтениях «Нефтегазовая геологическая наука -XXI век» (Москва, 2004), на научно-технической конференции «Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси» (Гомель, 2006), на ЦКР Роснедра и Президиуме НТС ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2007). Основные разработки автора, начиная с 2000 года, ежегодно демонстрировались на выставках «Нефтегаз -2000-2007».
Структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, выводов и списка литературы, включающего 217 наименований публикаций отечественных и зарубежных исследователей. Работа изложена на 337 страницах машинописного текста, включает 122 рисунка и 23 таблицы.
Благодарности. Автор выражает благодарность академику РАН А.Н.Дмитриевскому, академику HAH Беларуси А.А.Махначу, профессорам A.A. Карцеву, И.Т. Мищенко, Ю.П. Гагтенбергеру, С.Б.Вагину, В.М.Максимову, В.Д. Поро-шину, Л.А. Абуковой за консультативную помощь, советы и критические замечания, сделанные в процессе подготовки диссертации. Искренняя благодарность О.П. Абрамовой, Н.К. Карташу, М.Ф. Кибашу, А.Г. Морозову, В.М. Салажеву, А.Э. Сенкевич, И.А. Стрешинскому, В.П. Хайнаку, М.В. Чертенкову, В.В. Шкандратову и другим коллегам и соавторам научных публикаций, с которыми автора связывает многолетнее творческое общение.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении дано обоснование актуальности темы исследования, определены основные задачи, сформулированы научная новизна, защищаемые положения и практическая ценность работы.
Глава 1. История изучения гидпогеохимин техногенеза нефтяных месторождений
В главе систематизируются сведения об истории изучения состава нефтегазо-промысловых вод, связи гидрохимических и гидродинамических параметров пластовых систем при освоении нефтяных месторождений. Рассмотрены этапы становления концепции гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений (таблица 1).
Таблица 1. Основные этапы изучения гидрогеохимии техногенеза __нефтяных месторождений__
Эта пы развития Хронологическая привязка Основные публикации Региональные центры (в масштабе бывшего СССР) Основная направленность исследований
Первый До 40-х годов XX века. •Труды В.И. Вернадского, 19331936 г.г., А.Е. Ферсмана, 1934 г., Б.Л.Личкова, 1924-1934 г.г. Азербайджан, Предкавказье Передовые научные идеи. Первые сведения по геохимии вод нефтяных месторождений.
Второй Начало 40-х годов - конец 60-х годов XX века. •Г.М Сухарев «Основы нефтепромысловой гидрогеологии», 1956 г. •В.А.Сулин «Воды нефтяных месторождений в системе природных вод», 1935-1948 г.г. •Публикации А.Р. Ахундова, 19641965 г.г., О.А.Алекина, 1946-1952 г.г. и др. Азербайджан, Предкавказье, Туркмения, Урало- Поволжье Первые научные обобщения. Исследование процессов смешения технических и природных вод
Третий Конец 60-х-конец 90-х годов XX века. •A.M. Никаноров «Методы нефтега-зопромысловых гидрогеологических исследований», 1977 г. •Ю.П. Гатгенбергер, В.П. Дьяконов «Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений», 1979 г. •A.A. Карцев, А.М. Никаноров «Нефтепромысловая гидрогеология», 1983 г. •Г.П.Волобуев «Прогнозирование гидрогеологических обстановок в нефтегазодобывающих районах», 1986 г. •В.В. Муляк «Взаимовлияние гидрогеологической обстановки и процессов разработки нефтяных месторождений», 1986 г. Практически во всех нефтегазодобывающих регионах СССР Обоснование основных теоретических положений нефтепромысловой гидрогеологии. Исследование взаимосвязи гидродинамических и гидрохимических параметров пластовых систем, взаимодействия природных вод с водовмещаю-щими породами.
« С оконча-
н о, ния 90-х
«Г Й годов XX
Б ¡г века
до настоя-
щего вре-
мени.
продолжение таблицы 1
•В.П.Ильченко, Б.П., Акулинчев, Ю.Г. Гирин и др. «Технология газопромысловых гидрогеологических исследований», 1997 г. •В.Д. Порошин, В.В. Муляк «Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений», 2004 г. •Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии, отв. редактор акад. А.Н. Дмитриевский, 2007 г.
•В.В. Муляк, В.Д. Порошин, Ю.П. Гаттенбергер, Л.А. Абукова, О.И. Леухина «Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений», 2007 г.
Беларусь,
Тимано-
Печора,
Предкавказье,
Западная
Сибирь
Развитие теории гидрогеохимии техноге-неза нефтяных месторождений. Разработка новых и усовершенствование прежних методов гидрохимического анализа и контроле эксплуатации нефтяных залежей. Обоснование и промышленное внедрение комплексной технологии оптимизации процесса разработки и добычи УВ по анализу гидрогеохимических данных
Глава 2. Теоретические основы гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений
В главе дается научное обоснование механизмов трансформации природной гидрогеохимической среды на нефтяных промыслах. Доказывается, что гидрогеохимия техногенеза нефтяных месторождений имеет собственную позицию в общем комплексе знаний о нефтегазоносных геологических системах и опирается на теоретические исследования в области гидрогеологии, геохимии, литологии, геоэкологии и других наук и связана с целым рядом современных концепций промысловой геологии; методологически основывается на сравнительном анализе природных и техно-генно нарушенных гидрогеохимических условий месторождений УВ (рис.1). Ясно видна связь гидрогеохимического контроля разработки залежей с основными прикладными и фундаментальными направлениями анализа геофлюидальных систем.
Информация об изменении гидрогеохимических условий в процессе разработки месторождений носит динамический характер. Как следствие, технология изучения гидрогеохимии техногенеза разрабатываемых нефтяных месторождений базируется на принципах необратимости природных процессов.
Таким образом, с одной стороны, для развития теоретических основ гидрогеохимических методов контроля разработки месторождений нефти и газа востребован целый комплекс фундаментальных и геологических дисциплин, с другой стороны - результаты нефтегазопромыслового гидрохимического мониторинга способствуют развитию прикладных и фундаментальных направлений геологического анализа.
\_
Рис. 1. Гидрогеохимия техногенеза нефтяных месторождений в системе знаний о прнродно-техногенных системах
В главе подробно рассмотрены особенности изменения генетической структуры попутных вод нефтяных месторождений в процессе их разработки. Автором лично и в соавторстве обоснованы и апробированы на большом фактическом материале высокоинформативные методы определения генетических составляющих в смесях пластовых вод. Таблица 2 иллюстрирует возможность диагностики генезиса составных источников попутных вод эвапоритовых бассейнов по количественным соотношениям различных ионов.
Автором обобщены результаты проведенных исследований в области промысловой литогидрогеохимии. Рассмотрены процессы, приводящие к нарушению геохимического равновесия в системе «вода - порода - нефть».
Таблица 2. Пределы изменения диагностических критериев
для высокоминерализованных вод эвапоритовых бассейнов
Пластовые воды, содержащие примеси вод другого генезиса (до 5-7%) Пластовые воды, содержащие воды другого генезиса (свыше 7 %) Смеси пластовых вод с пресными технологическими водами (более 50 %) Фильтраты буровых растворов
Содержание 8042': от 0 до 300 мг/дм3 при содержании Са2+ от 40 до 70 г/дм3 (более 2 тыс. данных) Содержание БО/": от 300 до 500 мг/дм3 при содержании Са2+ от 30 до 50 г/дм3 (более 1,5 тыс. данных) Содержание вО^": от 500 до 700 мг/дм3 при содержании Са2+ от 10 до 40 г/ дм3 (более 1 тыс. данных) Содержание 8042": свыше 700 мг/ дм3 при содержании Са2+ до 10 г/ дм3 (более 1 тыс. данных)
Содержание Вг": от 3 до 7 г/дм3 при минерализации вод от 340 до 390 г/дм3 (более 2 тыс. данных) Содержание Вг": от 2 до 3 г/ дм3 при минерализации вод от 300 до 350 г/ дм3 (более 1,5 тыс. данных) Содержание Вг": от 0,5 до 2 г/ дм3 при минерализации вод от 150 до 200 г/дм3 (более 1 тыс. данных) Содержание Вг": до 0,5 г/ дм3 при минерализации вод от 200 до 300 г/дм3, (более 1 тыс. данных)
Доказана принципиальная возможность диагностики техногенного влияния па-ротеплового воздействия на породы коллекторов. В частности, на Усинском месторождении изотопными исследованиями определено, что существующая аномалия гидрокарбонат-иона вызвана гидролизом карбонатных пород при закачке пара, а не связана с геохимическими преобразованиями нефти. Об этом свидетельствуют близкие значения 13С в попутных водах и продуктивных карбонатных породах, в то время как нефти имеют иной (облегченный) состав углерода (табл. 3).
Таблица 3. Пермокарбоновая залежь нефти Усинского месторождения.
Изотопный состав углерода карбонатных пород, ___нефтей и НСОд" нефтепромысловых вод_
№ п/п Скважина Глубина, м Порода 6 С
1 Оценочная 1 1169,5 Известняк +0,9
2 Оценочная 1 1194,3 Известняк +3,4
3 Оценочная 1 1275,6 Известняк +5,6
4 Оценочная 1 1332,7 Известняк +3,7
5 Оценочная 1 1386,9 Известняк +3,3
6 Оценочная 1 1388,2 Известняк +3,5
7 Оценочная 1 1412,5 Известняк +2,8
8 Оценочная 1 1455,8 Известняк +2,0
9 2970 Нефть в целом -32,6
10 3081 Нефть в целом -33,8
И 3355 Попутная вода -8,0
12 416 Попутная вода +0,9
13 3192 Попутная вода +1,2
14 2970 Попутная вода +2,1
15 4585 Попутная вода +5,8
16 3081 Попутная вода +0,9
Реакция гидролиза карбонатных пород СаС03+Н20=Са0Н++0Н+С02, г=75 - 200 °С
В тройственной системе «пластовые воды - порода - нефть» происходят сложные процессы массопереноса минеральных и органических соединений. Автором уточнен генетический профиль вод, участвующих в обогащении нефти хлоридами. Было установлено, что на самых ранних этапах активность проявляют сначала солю-ционные воды, а вслед за ними подтягиваются погребенные и пластовые воды.
Обоснована возможность уточнения по гидрогеохимическим материалам направлений фильтрационных потоков и определения скоростей продвижения закачиваемых вод от нагнетательных скважин к добывающим (рис. 2).
Рис. 2. Подсолевая залежь нефти Вишанского месторождения. Схематическая карта направлений фильтрационных потоков (1972-1978 гг.)
(Муляк В.В., Порошин В.Д., 2005). Условные обозначения: 1 - нагнетательная скважина, в числителе - номер скважины, в знаменателе - месяц и год начала закачки вод; 2 - добывающая скважина: в числителе - номер скважины, в знаменателе - месяц и год начала снижения плотности попутных вод; 3 - направления фильтрационных потоков; 4 - начальное положение ВНК. Зоны перемещения фронта закачиваемых вод: 5 -за 1973 г, 6- за 1974 г, 7 -за 1975 г, 8- за 1976 г, 9-за 1977 г, 10-за 1978 г.
В частности, по изменению плотности попутных рассолов подсолевой залежи нефти Вишанского месторождения (в зависимости от сроков и объемов закачки пресных вод во внутриконтурные скважины) определены направления перемещения флюидов, рассчитаны скорости фильтрационных потоков (от 1,2 до 9,4 м/сут при среднем значении 3,76 м/сут).
Рассмотрены теоретические аспекты взаимосвязи гидрогеохимических и гидродинамических параметров осваиваемых месторождений. С геофлюидодинамических позиций утверждается: высокая информативность гидрогеохимического контроля за массопереносом воды и нефти обеспечивается генетическим родством нефтей и пластовых вод, способностью последних чутко реагировать на техногенно обусловленные сдвиги в геохимическом равновесии системы «вода - породообразующие минералы коллекторов».
Дальнейшие исследования в области технологии гидрогеохимического контроля разработки нефтяных месторождений должны быть направлены на развитие многих вопросов фундаментального характера. Первостепенными задачами следует считать:
- оценка влияния термодинамической открытости пластовых систем на геохимические равновесия между водой, породообразующими минералами и УВ;
- экспериментальное изучение влияния водорастворенных макро- и микроэлементов органического и минерального происхождения на геохимические параметры пластовых и технических вод (активность растворенных компонентов, ионная сила растворов, произведение растворимости солей, устойчивость минералов и др.);
- изучение процессов взаимовлияния природных гидрогеохимических условий и техногенно-геодинамических воздействий;
- изучение геохимических последствий активации связанных вод под техногенным виброакустическим воздействием; влияние на химизм природных вод электрокинетических явлений;
- исследование возможного влияния повышенной радиоактивности вод на геохимические и геофлюидодинамические процессы.
Глава 3. Геотехнологические основы гидрохимического контроля разработки нефтяных месторождений
Современные представления о технологии гидрохимического контроля эксплуатации нефтяных месторождений базируются на научных достижениях в области общей теории нефтепромысловой геологии, нефтегазовой гидродинамики, гидродинамического и геофизического мониторинга за добычей УВ, изложенных в трудах А.Р. Ахундова, К.Б. Аширова, Ф.М. Гаджиева, Ю.П. Гатгенбергера, Н.И.Даниловой, С.А.Жданова, М.М. Ивановой, А.И. Ипатова, A.A. Карцева, В.Е. Кащавцева, М.И. Кременецкого, Н.П. Лебединца, Г.П. Лысенина, H.H. Михайлова, И.Т. Мищенко, Н.Д. Сергеева, И.П.Чоловского и многих других авторов.
Вопросы контроля разработки нефтяных залежей с использованием гидрогеохимических промысловых данных ранее рассматривались преимущественно для безэва-поритовых регионов (А.Р.Ахундов, А.А.Карцев, А.М.Никаноров, В.Д.Порошин, Г.П. Волобуев, Л.Е.Сокирко, С.Б.Вагин, В.П.Шугрин и др.). Однако существующие методы контроля, как правило, были неприемлемыми для месторождений соленосных
осадочных бассейнов. Автором в процессе многолетних исследований были обоснованы и внедрены новые, а также усовершенствованы ранее известные методы контроля за разработкой нефтяных месторождений для осадочных бассейнов России, Беларуси и Украины (как с региональными соленосными толщами, так и без них).
Анализ огромного фактического материала по физическим свойствам и химическому составу нефти, закачиваемых и попутных вод ряда нефтяных месторождений (более миллиона данных) способствовал созданию геотехнологических основ гидрохимического контроля эксплуатации нефтяных месторождений.
Ниже рассмотрены возможности технологии контроля разработки нефтяных месторождений на базе комплексной интерпретации гидрогеохимических промысловых данных.
3.1. Общая характеристика методов и требований к исходной гидрохимической информации. Исследовано влияние количества и качества первичной гидрохимической информации на эффективность ее применения в решении различных нефтепромысловых задач. Особое внимание уделено вопросу оценки представительности фактических данных.
Модернизация ранее существовавших и разработка автором новых методов оценки качества первичных материалов позволили автоматизировать разбраковку громадного количества результатов химических анализов вод из поисковых и разведочных скважин, сформировать банки данных для постоянного использования и дальнейших исследований по определению фонового состава пластовых рассолов.
Автором детально рассмотрены особенности идентификации генетической природы попутно добываемых вод. Формирование их состава не всегда можно объяснить только процессами смешения вод разных типов, растворением или выпадением различных минералов. В ряде случаев изменение гидрохимических параметров связано с техническими причинами (заколонными перетоками, возникновением жидких продуктов реакции при солянокислотных воздействиях на призабойную зону скважины и др.).
Для уточнения возможных воздействий кислотных обработок на изменение химического состава вод проведено лабораторное моделирование, выполнены промысловые эксперименты. Установлено, что воздействие соляной кислоты на карбонатные породы приводит к формированию водных растворов, напоминающих по своему составу пластовые рассолы. Такие совпадения зачастую провоцируют грубые ошибки в выводах о природе полученных флюидов и приводят к неверным технологическим решениям, как это ранее случалось на промыслах.
В диссертации на конкретных примерах месторождений Приютской НТО и Тимано-Печорской Hi ll показано, что флюиды, образовавшиеся после реакции соляной кислоты с карбонатными породами, очень схожи с пластовыми рассолами по плотности, минерализации и составу ионов, однако их генетические параметры резко отличались. Научно-обоснованный подход к интерпретации гидрогеохимических
материалов значительно повысил достоверность заключений о происхождении отобранных вод, что позволило доказать отсутствие угрозы заводнения продуктивных пластов на текущий момент времени по ряду промысловых объектов.
Для гидрогеохимического контроля над разработкой месторождений (например, белорусских), в разрезе которых имеются соленосные отложения, следует учитывать существенное обогащение закачиваемых вод хлоридами натрия (до 200 г/дм3) за счет растворения галита, содержащегося в продуктивных пластах. В таких случаях для определения природы вод недостаточно сведений о плотностях, минерализации, содержании ионов Na и СГ. Здесь необходим комплексный подход к изучению гидрохимических условий с учетом микроэлементного состава (особенно брома), генетических коэффициентов и др.
3.2. Методы изучения трансформации коллекторов за счет литогидрогеохимиче-ских взаимодействий. Результаты обработки гидрогеохимических материалов по белорусским нефтяным месторождениям позволили установить в продуктивных пластах широкомасштабное развитие процессов растворения галитовых и ангидритовых выполнений трещин, пор и каверн, выпадение карбоната кальция при продвижении закачиваемых вод к добывающим скважинам.
Для количественной оценки влияния протекающих процессов на фильтрацион-но-емкостные свойства пород были предложены методики и специальные компьютерные программы, предназначенные для обработки гидрогеохимической информации. Рассчитан баланс NaCl, CaS04 и СаС03 в пластовых, закачиваемых и попутных водах нефтяных месторождений Беларуси.
Приведены отдельные результаты этих расчетов. Оценено, что из межсолевой залежи Осташковичского месторождения вынесен целый ряд легко растворимых породообразующих минералов, в частности ангидрита около 650 м3; кальцита - около 2,2 тыс. м3.
Для нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции более характерны процессы растворения и выпадения сульфатных и карбонатных минералов, а для Гне-динцевского и Монастырищенского месторождений Днепровско-Донецкой впадины -растворение сульфатного цемента продуктивных пород.
3.3. Оценка долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах и объемов пластовых вод, внедрившихся в нефтяную залежь. Для большинства нефтегазодобывающих регионов, в том числе и для нефтяных месторождений Тимано-Печорской НГП, вопрос оценки доли закачиваемых вод в попутно добываемых особой сложности не вызывает. В странах бывшего СССР обычно для этих целей применяются общеизвестные методы H.A. Огильви, А.Р. Ахундова и других исследователей. Однако для белорусских нефтяных месторождений, при разработке которых проявляются широкомасштабные техногенные литогидрохимические процессы, эти методы, как правило, оказываются неприемлемыми. Автором предложены новые автоматизированные методы обработки гидрохимических данных, учитывающие процес-
сы растворения или выпадения отдельных минералов в разных термобарических условиях.
3.4. Количественная оценка объемных изменений в залежи за счет техногенных литогидрохимических процессов. При пересчете запасов нефти, анализе и контроле разработки нефтяных месторождений широко используется метод материального баланса, который, однако, не учитывает изменение объема порового пространства за счет процессов растворения (осаждения) различных минералов. Как было показано выше, такие изменения весьма существенны и связаны с выносом галита из пласта, частичным его растворением закачанными водами с уменьшением суммарного объема раствора (воды и соли). К примеру, в межсолевой залежи нефти Осташковичско-го месторождения уменьшение объема, произошедшее за счет растворения галита, превышает 2 млн. м3.
3.5. Выделение наиболее промытых участков залежей. Решение данной задачи применительно к межсолевым и подсолевым залежам нефти основано на оценке избыточного содержания в попутных водах хлористого натрия, которое формируется за счет растворения галитовых включений в трещинах, порах и кавернах. Установлена прямая зависимость между степенью промытости коллектора и величиной избыточного №0 в попутных водах. Метод реализуется в автоматизированном режиме и позволяет выделять по площади залежи зоны с различной степенью промытости. Для интенсивно промытых зон характерны повышенные величины долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах.
3.6. Изучение направлений и скоростей передвижения закачиваемых вод. Сведения о различиях в химическом составе пластовых рассолов и технологических вод, закачиваемых для ППД, используются при уточнении направлений и скоростей передвижения воды и нефти. Эта возможность рассмотрена на примере межсолевой залежи нефти Дубровского месторождения, где для ППД закачивались воды различной минерализации (вплоть до пресных). По сопоставлению времени начала закачки пресных вод со временем опреснения попутных рассолов в добывающих скважинах уточнены направления и оценены скорости передвижения флюидов по продуктивным пластам (в западной части залежи - 4,8 - 6,6 м/сут). На отдельных частях межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения скорости передвижения фронта закачиваемых вод, определенные по массовым гидрохимическим данным, составили от 0,39 до 0,85 м/сут. Близкий порядок скоростей получен и по отдельным месторождениям Республики Коми.
Относительно низкие скорости характерны для основной массы флюидов, однако часть закачиваемых вод движется в залежах (особенно в карбонатных коллекторах) к добывающим скважинам по высокопроницаемым каналам фильтрации. Направления высокоскоростных фильтрационных потоков и основного фронта передвижения закачиваемых вод могут не совпадать. Вопрос о масштабах движения попутных вод,
поступающих в добывающие скважины по средне- и высокоскоростным каналам фильтрации, рассмотрен на примере Южно-Осташковичского месторождения, где для ППД в июне 2005 года закачивались воды с плотностью 1,13 г/см3, а в августе - 1,094 г/см3. В течение месяца в большинстве добывающих скважин плотность попутных вод снизилась, средняя величина снижения составила 7,4% от разницы в плотностях закачиваемых вод. Это позволяет считать, что по высокопроницаемым каналам фильтрации (50 - 100 м/сут) к добывающим скважинам ориентировочно поступает около 7 - 8% закачиваемой воды.
3.7. Оценка взаимосвязи добывающих и нагнетательных скважин по гидрохимическим данным наиболее достоверна в тех случаях, когда для поддержания пластового давления используются воды, заметно отличающиеся от пластовых по химическому составу. Рассмотрен пример семилукской залежи нефти Золотухинского месторождения. Здесь, в основном, закачивались высококонцентрированные хлоркальциевые рассолы плотностью 1,17-1,18 г/см3, а с 1998 г. в восточную часть залежи нагнетались слабоминерализованные и пресные воды, что привело к снижению плотности вод в близлежащих окружающих скважинах. Было установлено синхронное, но противоположное по знаку колебание значений плотности попутных вод при изменении объемов закачки. Графоаналитические построения, выполненные автором, дали возможность уточнить характер гидродинамической связи добывающих и нагнетательных скважин. Показано, что плотность вод реагирует на изменение объемов закачки с временной задержкой до 2-3 месяцев, а рассчитанная скорость перемещения фронта нагнетания составляет 5-7 м/сут. Аналогичные закономерности установлены (хотя и по ограниченному объему фактического материала) на Возейском и Усинском месторождениях.
3.8. Уточнение гидродинамической обстановки в залежах. Опираясь на теоретические положения о взаимосвязи природных гидрохимических и гидродинамических процессов, а также учитывая, что данных по химическому свойству и плотностям попутных вод, как правило, в сотни раз больше, чем замеров пластовых давлений в скважинах, автор изучил возможность использования гидрогеохимической информации для уточнения гидродинамических условий в залежах. На многочисленных примерах показано, что анализ изменения во времени плотностей и химического состава попутных вод, позволяет корректировать карты изобар для детализации текущей гидродинамической обстановки.
3.9. Уточнение геологического строения нефтяных залежей по гидрогеохимическим промысловым данным проведено по подсолевой залежи нефти Золотухинского месторождения. На этом примере показана информативность гидрогеохимических показателей для детализации представлений о блочном строении залежи. Характер площадного изменения плотности попутных вод, отражающийся в смене субширотного направления изолиний равных плотностей на преимущественно субмеридио-
нальное, дал основание предположить, что залежь разделена экранирующими разломами на 5 блоков, в пределах которых формируются относительно обособленные фильтрационные потоки.
Полученные результаты интерпретации гидрохимических материалов были учтены при построении структурной модели залежи для пересчета запасов нефти. Впоследствии (2005-2007 гг.) детальные ЗБ сейсморазведочные работы на месторождении подтвердили наличие прогнозируемых разломов.
3.10. Контроль и оценка эффективности проведения крупномасштабных мероприятий. направленных на повышение нефтеотдачи пластов (ПНП). Для межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения с помощью гидрохимической информации даны рекомендации по корректировке геолого-технических мероприятий, направленных на ПНП. С декабря 2003 по ноябрь 2004 года поддержание пластового давления осуществлялось путем циклической (помесячной) закачки вод попеременно в западную и восточную части месторождения. Помесячное перераспределение объемов закачки сопровождалось синхронными колебаниями гидрохимических параметров только вблизи фронта нагнетания, а на большей части залежи длительность гидрохимических циклов была в 2-3 раза больше. За это время происходит перераспределение фильтрационных потоков в залежи. Расчеты, выполненные на постоянно действующей модели залежи, показали, что при использовании циклов закачки той же длительности, эффективность вытеснения нефти и охват пластов заводнением увеличатся, а дополнительная добыча нефти возрастет на 20-30%.
На примере залежи IV пачки Речицкого месторождения рассматриваются возможности гидрохимического контроля за проведением вибросейсмического воздействия на продуктивную зону пласта. Уже через сутки после начала работ был отмечен резкий рост минерализации попутных вод в скважине 40, наиболее близко расположенной к пункту возбуждения. Плотность попутных вод повысилась (от 1,16 до 1,23 г/см3); увеличилось и содержание воды в добываемой продукции. Вероятнее всего, наблюдаемая скважина обводнялась пластовыми рассолами в результате заколонного перетока из нижележащих горизонтов.
Влияние вибросейсмической нагрузки на гидрохимическую обстановку прекратилось лишь через месяц после завершения работ. Вибросейсмическое воздействие привело к изменению гидрохимических условий и в районе скважины 191, где было дополнительно добыто свыше 4 тысяч тонн нефти. Резкое снижение содержания воды в добываемой продукции здесь произошло через 15 суток после начала работы вибраторов. Плотность попутной воды заметно снизилась, что указывает на смену фильтрационных потоков и возможное подключение к работе новых продуктивных пластов.
Все вышерассмотренные методические приемы гидрохимического контроля разработки нефтяных залежей были внедрены на месторождениях нефти Беларуси и Республики Коми. В работе даны лишь отдельные примеры решения нефтепромысло-
вых задач на основе анализа гидрохимических материалов, в действительности их в десятки раз больше.
Предлагаемая технология комплексных гидрогеохимических исследований с успехом может использоваться не только в Беларуси, но и в других нефтедобывающих регионах (Иркутский, Тунгусский, Прикаспийский, Восточное Предкавказье, Триасовая провинция Алжира, Мичиганский и Иллинойский бассейны США), пластовые воды которых характеризуются весьма высокой минерализацией, а в продуктивных отложениях широкое развитие имеют галит и ангидрит.
Региональный аспект применения гидрогеохимической технологии анализа и контроля разработки нефтяных залежей в различных нефтегазодобывающих регионах отражен в таблице 4.
Таблица 4. Особенности применения гидрогеохимических методов при анализе и контроле разработки нефтяных залежей в различных нефтегазодобывающих регионах
Геолого-гидрогеологические условия нефтяных залежей Характерные нефтегазодобывающие регионы и нефтегазоносные комплексы Наиболее информативные методы и их ограничения Примечание
Подсолевые и межсолевые залежи с минерализацией пластовых вод свыше 300 г/дм3, наличием вторичного галита, ангидрита и кальцита в продуктивных коллекторах. Припятский, Ангаро-Ленский, Триасовый (Алжир), бассейны штата Мичиган (США) Весь комплекс защищаемых методов анализа и контроля разработки нефтяных месторождений и эксплуатации добывающих скважин
Залежи нефти в карбонатных коллекторах с минерализацией пластовых вод 50-300 г/дм3. Прикаспийский, Ти-мано-Печорский (0-Бь Р-С), Волго-Уральский (С) Ограничения по использованию литогидрогеохи-мических методов
Залежи нефти в тер-ригенных коллекторах с минерализацией пластовых вод 50-300 г/дм3. Тимано-Печорский (Ог), Днепровско-Донецкий, Волго-Уральский и Изменение ФЕС продуктивных пород оценивается только за счет растворения или выпадения сульфатных и карбонатных минералов
продолжение таблицы 4.
Залежи нефти в тер-ригенных коллекторах с минерализацией до 50 г/дм3. Западно-Сибирский, свита Бб бассейна Иллизи (Алжир) Ограничения по использованию сведений о плотностях нефтепромысловых вод Влияние литогидро-химических процессов на ФЕС продуктивных пород обычно проявляется при наличии в них сульфатного и карбонатного цемента
Залежи нефти с трещинным и каверно-во-трещинным типом коллектора Северный Кавказ Из всего комплекса практический интерес представляют, преимущественно, методы прогноза сроков обводнения добывающих скважин Из литогидрогеохи-мических исследований интерес представляют результаты изучения карбонатного равновесия в попутных водах
Глава 4. Геотехнологические основы гидрохимического контроля эксплуатации добывающих скважин
Технология гидрогеохимического контроля за эксплуатацией добывающих скважин объединяет комплексное решение важных промысловых задач:
- прогноз времени обводнения продукции добывающих скважин;
- оценка качества проведенных в скважинах водоизоляционных работ и определение времени выхода скважин на рабочий режим;
- прогноз солеотложений.
4.1. Прогноз времени обводнения продукции добывающих скважин - один из наиболее важных вопросов, возникающих при контроле разработки нефтяных месторождений и добыче нефти. Для его решения автором предложено использовать сведения о содержании солей в нефтях в период безводной эксплуатации скважин.
Установлено, что обводнение скважин начинается раньше, чем оно фиксируется в промысловых отчетах. Для диагностики начала обводнения исследован механизм накопления хлора в нефтях на безводном этапе разработки залежи. Увеличение содержания солей в нефтях, контролируемое по концентрации хлора, свидетельствует о начальном поступлении небольших порций пластовых вод, являющихся предвестником последующего обводнения добываемой продукции (рис. 3). Предложен количественный метод прогноза начала обводнения эксплуатационных скважин, даны рекомендации по выбору режима их работы и разработки залежей. На конкретных примерах показано, как снижение дебита в период повышения концентрации хлора в нефтях позволяет продлевать безводный период работы скважин и способствует равномерной выработке запасов. По анализу характерных изменений, происходящих в залежи, составлен прогноз времени обводнения эксплуатационных скважин на целом ряде месторождений.
Стадии обводнения
1-ая стадия
-П,г/дм> -1-ыа этап* 1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
• у*
ÍÍ • ♦ ♦ ♦
4 8
-г-12
4 8 1970
-г-12
2-ая стадия
3-ий
з man
- 4-ый этап-
«1
-5-ый этап-
* * > » о* * i-*
'180 160 140 Ц20 100 80
4 8 12 1971 I
1972 1974 1976 1978 1980 1982
1969
Сп - содержание хлоридов в нефти
С\у ■ содержание хлоридов в попутной воде
Рис.3. Содержание хлоридов в нефтях и попутных водах (на примере скв. 9 Речицкого месторождения)
На основе выявленной зависимости концентрации хлоридов в нефти от расстояния забоя скважины до ВНК, текущего дебита, коллекторских свойств пласта, депрессии на пласт автором предложена технология прогноза времени обводнения добываемой продукции, широко применяемая ныне на месторождениях Беларуси. Было рекомендовано в период роста содержания хлоридных солей в нефтях уменьшать отборы или временно приостанавливать работу скважин, что позволило достичь высокой выработки запасов на одну скважину Малодушинского месторождения (намного выше, чем по любой другой залежи Беларуси). Как следствие, при пересчете и утверждении запасов по западному блоку месторождения КИН увеличился с 0,462 до 0,506.
4.2. Оценка качества проведения водоизоляционных работ (ВИР) и времени выхода скважины на рабочий режим. Было установлено, что при качественных водоизоляционных работах фильтрационные потоки меняют свою направленность. Смена фильтрационных потоков приводит к существенному изменению плотности попутных вод. Это зависит от промытости «новых» фильтрационных каналов, растворимости минеральных выполнений, объемов подтягивающихся закачиваемых вод или пла-
стовых рассолов. Таким образом, по начальному времени заметного изменения плотности попутных вод можно судить о результативности водоизоляционных работ. Резкое изменение плотности попутных вод следует рассматривать как показатель высокого качества ГТМ. Стабильность данного показателя чаще всего свидетельствует о некачественном выполнении ВИР, однако могут быть и иные причины. В спорных случаях полезно комплек-сирование гидрохимических и индикаторных методов. 4.3. Контроль и прогноз солеот-ложений в добывающих скважинах и на нефтепромысловом оборудовании. Механизмы соле-отложения под контролем природных и техногенных факторов изучены автором на примере пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения (рис.4). По результатам этих работ выделены участки локализации попутных вод с аномально высокими концентрациями сульфат- и гидрокарбонат-ионов, где перенасыщенность вод по гипсу, ангидриту и кальциту дает основание прогнозировать выпадение этих минералов.
Рис. 4. Пермо-карбоновая залежь нефти Усинского месторождения. Карта локализации попутных вод с аномально высокими концентрациями сульфат- и гидрокарбонат-ионов. Условные обозначения: 1 - зоны распространения попутно добываемых вод с аномально высокими (более 1000 мг/дм3) концентрациями сульфат-ионов; 2 - зоны распространения попутно добываемых вод с аномально высокими (более 600 мг/дм3) концентрациями гидрокарбонат-ионов, 3 - участки и их границы.
Глава 5. Опыт внедрения гидрогеохимической технологии анализа и контроля за разработкой нефтяных месторождений
Высокая информативности гидрохимических данных при разработке нефтяных залежей показана на примерах ряда месторождений. Подбор объектов не случаен; их выбор диктовался необходимостью показать широкий круг возможностей предлагаемых технологических решений для уточнения геолого-промысловых моделей нефтя-
ных месторождений (строения залежи, ее флюидодинамической неоднородности, скоростей и направлений движения фильтрационных потоков, зон локализации остаточных запасов), а также для оценки эффективности различных способов интенсификации притока нефти к эксплуатационным скважинам.
Полученные результаты не только демонстрируют возможности метода, но имеют и самостоятельное научно-практическое значение.
5.1. Использование гидрогеохимического контроля при тепловом воздействии на высоковязкие нефти (на примере пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения). Залежь массивная, сводовая с эффективными нефтенасыщенными толщинами до 200 м, открыта в 1963 году. Нефть имеет аномально высокую вязкость (около 700 МПа-с). Разработка начата в 1977 г. на естественном режиме. В 1982-1998 гг. для повышения нефтеотдачи пластов и поддержания пластового давления на участках ПТВ-1 и ПТВ-2 проводилась закачка горячей воды суммарным объемом около 22 млн. м3. На участке ПТВ-3 с 1992 года осуществлялась площадная закачка пара в продуктивные горизонты. Залежь характеризуется высокой обводненностью продукции при низкой освоенности балансовых запасов нефти. По резкому отличию состава закачанных пресных вод и пароконденсата от состава пластовых рассолов можно уверенно оценить долю участия этих флюидов в заводнении залежи и вытеснении нефти на различных этапах освоения месторождения (рис. 5).
Так, анализ гидрогеохимических данных показал, что в западной части месторождения происходит активный процесс внедрения пластовых вод и оттеснение пресных закачанных вод в восточном направлении. Второй участок активного внедрения пластовых рассолов установлен в юго-восточной части залежи. Поля распространения закачанной воды четко распознаются по пониженной общей минерализации, низким содержаниям сульфат- и гидрокарбонат-ионов. Напротив, для зон и участков внедрения пароконденсата характерны аномально высокие концентрации гидрокарбонат-иона в попутных водах.
В целом имеющиеся сведения о химическом составе попутно добываемых вод, результаты их обработки и интерпретации свидетельствуют о преобладании медленных латеральных перемещений значительных масс флюидов по всему продуктивному разрезу залежи. Сформировавшиеся в процессе закачки пресных вод и пара гидрохимические аномалии сохраняются длительное время, и только через много лет контрастность аномалий уменьшается, а границы начинают постепенно размываться. Имеющиеся материалы впервые позволили установить наличие гидрохимической аномалии с высокими концентрациями гидрокарбонат-ионов в пределах участка ПТВ-3. Как было показано в главе 2, эта аномалия связана с гидролизом карбонатных пород под влиянием закачки пара, что значительно увеличивает неоднородность пластов и уменьшает их охват выработкой.
Гидрохимическая модель вытеснения нефти водой и паром.
Условные обозначения: 1-3 - направления активного внедрения пластовых (1) и закачанных (2) вод, пара и пароконденсата (3); 4 - зоны активного внедрения пластовых рассолов; 5 - зоны преимущественного распространения закачанных вод (выделена по минерализации вод и концентрации в них сульфат- и гидрокарбонат-ионов), 6 - нагнетательная скважина, 7 - накопленные объемы закачки горячей воды (диаметр круга соответствует объему закачки, в усл. ед.); 8 - накопленные объемы закачанного пара (диаметр круга соответствует объему закачки, в усл. ед.); 9 - название участков и их границы.
Полученные результаты объясняют повышенные текущие коэффициенты извлечения нефти в пределах отдельных участков (Е-1, Эталонный), разработка которых велась не только на естественном режиме, но и под влиянием закачки горячих вод и пара, осуществлявшихся на соседних территориях. По гидрохимическим данным влияние указанных мероприятий прослеживается на большей части залежи, поэтому оценка эффекта от их проведения не должна ограничиваться условно выделенными границами отдельных участков.
5.2. Уточнение на основе анализа гидрогеохимической информации геолого-промысловой модели эксплуатационных объектов Возможности защищаемой технологии гидрогеохимического контроля за разработкой нефтяных месторождений продемонстрированы на различных примерах. Исследовались залежи в карбонатных и терригенных коллекторах безэвапоритовых бассейнов, а также межсолевые и подсо-левые нефтяные залежи.
5.2.1. Среднедевонская залежь нефти Усинского месторождения. Залежь приурочена к терригенным поровым коллекторам. Залежь пластовая, сводовая, стратиграфически ограниченная. Введена в разработку в 1973 году с применением внутриконтур-ного заводнения разрезанием субмеридиональными рядами нагнетательных скважин. По анализу гидрохимических данных, в частности, по массовым сведениям о плотностях попутно добываемых вод, стало ясно, что к 1985 году, когда существенно увеличилась обводненность добываемой нефти, продуктивные пласты заводнялись преимущественно закачиваемыми водами (прослеживаются лишь отдельные, относительно небольшие по площади участки внедрения пластовых вод). На этом фоне существовала возможность вытеснения нефти закачиваемой водой за контур нефтеносности в пределах отдельных участков. Гидрохимические данные последних лет позволяют предполагать внедрение пластовых вод в южные, восточные и юго-восточные части залежи, а также оттеснение флюидов за ВНК (в основном, на юго-восточном участке).
5.2.2. Пермо-карбоновая залежь нефти Возейского нефтегазового месторождения. Месторождение открыто в 1973 году в южной части Колвинского мегавала Ти-мано-Печорской Ш11. Большая часть запасов нефти содержится в пермо-карбоновой залежи. Залежь массивная, сводовая, связанная с карбонатньми коллекторами; введена в разработку в 1978 году. Резкое несоответствие между высокой степенью обводненности добываемой продукции и низкими показателями выработанности запасов указывают на малую эффективность сложившегося механизма вытеснения нефти закачиваемой водой. Анализ гидрохимической обстановки на различные периоды разработки залежи позволил установить приуроченность закачанных распресненных вод к рядам нагнетательных скважин, разбивающих основную юго-восточную часть залежи на отдельные блоки. В центральных частях блоков до последнего времени сохранились зоны распространения пластовых рассолов.
Полученные материалы позволили уточнить механизм передачи энергии закачиваемых вод от зон нагнетания к зонам отбора. Этот механизм срабатывает не за счет перемещения основной массы закачиваемой воды к добывающим скважинам, как предполагалось ранее, а путем формирования под ВНК линз закачиваемых и смешанных вод вдоль разрезающих рядов нагнетательных скважин; линзы по мере расширения вытесняют пластовые воды к отдаленным добывающим скважинам. Разные участки залежи характеризуются проявлением различных этапов продвижения закачиваемых вод к зоне отбора.
Из-за низкой эффективности процессов заводнения с 2003 года в пределах центрального и восточного объектов проводилась реорганизация системы ППД. Как следствие, изменились гидрохимические условия залежи, что отражает смену направлений фильтрационных потоков. Добыча нефти увеличилась в три раза.
В северо-западной части залежи закачиваемые воды установлены не только вблизи фронта нагнетания. Здесь прослежены узкие заливообразные зоны опресненных попутных вод, которые имеют субширотную направленность и разбивают ее присводовую часть на ряд участков, где фиксируется поступление пластовых рассолов. Установленные зоны распространения вод пониженной минерализации имеют достаточно активную связь с зоной нагнетания, а участки с повышенной минерализацией попутных рассолов - с подошвенными водами. Прекращение с 1998 года закачки в данный объект не привело к росту плотности попутных вод. Более того, в отдельных участках залежи отмечено их опреснение. Все это подтверждает более ранние выводы автора о масштабных перетоках закачиваемых вод с центральной и восточной частей залежи в северо-западную.
5.2.3. Южная среднедевонская залежь нефти Возейского месторождения. Залежь пластовая, сводовая, стратиграфически ограниченная с севера, приурочена к терри-генным поровым коллекторам; в опытно-промышленную эксплуатацию была введена в 1975 году с последующей внутриконтурной закачкой пресных вод. По гидрохимическим данным в начальный период разработки объем закачки не обеспечивал полной компенсации добычи нефти, и в нефтенасыщенные пласты начали внедряться пластовые воды. Однако локальное внедрение законтурных вод не компенсировало отбор продукции. Под воздействием системы ППД, состоящей преимущественно из двух разрезающих рядов нагнетательных скважи, сформировалась достаточно сложная геофлюидодинамическая картина.
В работе показано, как с помощью гидрогеохимических данных можно проследить за процессом продвижения нефти при смене систем заводнения месторождения. Благодаря гидрогеохимической информации было установлено, что с середины 80-х годов в тех частях залежи, где отсутствуют законтурные нагнетательные скважины, внутриконтурное заводнение привело к вытеснению нефти за ВНК в пределах отдельных участков. На южном направлении (где проводилось законтурное заводнение) этот процесс был существенно ограничен.
5.2.4. Межсолевая залежь нефти Осташковичского месторождения - самая крупная в Беларуси, приуроченная к фаменским межсолевым карбонатным отложениям. Залежь массивная, сводовая, стратиграфически ограниченная. Разработка началась в 1967 году на естественном режиме. В 1969-1972 годах для поддержания пластового давления в законтурную зону было закачано около 13 миллионов кубометров пресной воды, однако давление продолжало падать. Отчасти это было связано с выпадением из высокоминерализованных (более 350 г/дм3) вод на ВНК катагенетического галита, который, образуя непроницаемый слой, отделяет залежь от законтурной зоны (рис. 6).
нексллекгос □
Условные обозначения:
коллектор
| керазрабэты баемая часть Щ разрабатываемая часть
Выработанная часть: :§| завздненная преимущественно Пластовы ми рассолами Г] заводненная преимущественно закачиваемыми водами Щ коллектор ниже В Н К п котектор с низкими ёмкостными
:характеристиками выработанной части объею
| возможное местоположение невыработаннсгс целика
преобладающие направления перемещения :вод различного типа
сохранившийся ;галитсеы;й экран на ВН
-255© «О 2752 55 ГЛубИНЭ
1
интервал гсерфссацго?
¡72кг
абсолютная отметка
Рис. 6. Межсолевая залежь нефти Осташковичского месторождения. Геолого-гидрохимический профиль
В дальнейшем применение очаговой закачки вод привело к заметному повышению давления в отдельных скважинах. Характер распространения этих вод в залежи хорошо отслеживается по ежемесячным картам плотностей попутных вод.
На первом этапе большинство добывающих скважин отреагировало на внутри-контурную закачку пресных вод существенным снижением плотности попутно добываемых рассолов. Было установлено запаздывание времени начала опреснения попутных вод по мере удаления добывающих скважин от нагнетательных, что позволило уточнить направления и рассчитать скорости фильтрационных потоков в залежи.
Очаговое заводнение достаточно четко отразилось на изменении гидрохимических параметров в большинстве скважин южной и центральной частей залежи. В ее северной части, находящейся за малоамплитудным субширотным нарушением, заметного влияния внутриконтурного заводнения не отмечено. Это обстоятельство мо-
жет служить подтверждением изолирующей роли разлома, обеспечившего существенные различия условий разработки разных частей залежи.
В начальный период закачки установлено снижение плотностей попутных вод (за счет увеличения в них доли закачиваемых вод) вокруг внутриконтурных скважин. На более поздних этапах, несмотря на кратно возросшие объемы закачки, минерализация попутных вод стала повышаться, очевидно, за счет разрушения (размыва) экрана на ВНК вблизи забоев нагнетательных скважин и внедрения в залежь подошвенных рассолов. Пластовое давление начало расти, поэтому внутриконтурная закачка была прекращена. Залежь стала разрабатываться более равномерно, гидрохимическая обстановка в ней стабилизировалась: на протяжении последующих лет в пределах участков разрушенного экрана и сформировавшихся гидродинамических «окон» в залежь поступали, главным образом, пластовые воды. В этих зонах нижняя часть резервуара оказалась достаточно хорошо промытой, поэтому сохранение целиков нефти здесь маловероятно. Напротив, в тех зонах, где обводнение скважин происходит преимущественно закачиваемыми водами, поступающими по промытым и наиболее проницаемым пластам, связь перфорированного интервала пласта с подошвенными водами затруднена или вовсе отсутствует. Это не исключает наличия в нижних частях залежи (над ВНК) остаточных запасов нефти. При определенных структурных и гидродинамических условиях прямо над непроницаемым экраном могли сохраниться нефтенасыщенные целики (рис 6). Выполненные гидрохимические исследования позволили выделить в залежи зоны, продуктивные интервалы которых промыты пластовыми водами, и зоны, где имеется вероятность обнаружения целиков нефти в нижней части разреза. Аналогичные вышерассмотренным (залежи Усинского, Возей-ского, Осташковичского месторождений) гидрохимические исследования проведены автором по Южно-Сосновскому и Южно-Осташковичскому месторождениям Беларуси. Полученные результаты уточнили особенности их разработки и рекомендовать ряд мероприятий, реализация которых привела к получению дополнительной добычи нефти.
В целом рассмотренные в данном разделе примеры показали разнообразные возможности применения технологии анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловой гидрохимической информации, позволили получить ряд важных выводов, имеющих существенное научное и прикладное значение.
5.3. Комплексирование гидрохимических и геохимических исследований для анализа и контроля разработки нефтяных месторождений. Комплексное использование гидрохимических и геохимических данных позволяет повысить достоверность решения многих промысловых задач, в том числе прогноз длительности безводного этапа добычи нефти, уточнения направлений перемещения флюидов в пределах продуктивных пластов, выявления емкостно-фильтрационной неоднородности коллекторов, локализации остаточных запасов и др. Результативность комплексирования гид-
рохимических и геохимических исследований показана на примере подсолевой залежи Вишанского нефтяного месторождения.
На первом этапе исследований по данным изменения плотностей нефти были прослежены направления фильтрационных потоков в подсолевой залежи, которые сформировались за первые годы ее разработки. В отличие от большинства залежей белорусских месторождений для Вишанского характерно существенное влияние лишь внутриконтурного заводнения на плотность добываемой нефти, что свидетельствует об отсутствии взаимосвязи с законтурной водоносной зоной в первые годы эксплуатации.
По гидрохимическим данным очевидно, что с начала эксплуатации и до 1975 года здесь идет вытеснение проникших в залежь пластовых рассолов закачиваемыми водами. На поздних стадиях разработки состав попутных вод формировался практически только за счет закачиваемых вод, растворивших значительное количество находившегося в продуктивных пластах галита. Таким образом, внутриконтурное заводнение пресными водами привело к расширению системы фильтрационных каналов, увеличению фильтрационно-емкостной неоднородности продуктивных пластов, резкому обводнению добываемой продукции и уменьшению охвата залежи выработкой. В сложившихся условиях нефть вытеснялась преимущественно из высокопористых и проницаемых участков и пропластков. В наибольшей степени это характерно для западной части залежи, где в результате закачки пресных вод, несмотря на незначительные отборы, отмечалось интенсивное обводнение скважин, и основная часть продуктивных пластов оказалась не оказалась охваченной выработкой. Данный участок представляет несомненный интерес для его доразработки. Более равномерно вытеснение нефти происходило в районах, где до настоящего времени ведется добыча нефти.
Особенности изменения плотности добываемой нефти в процессе эксплуатации скважин, а также гидрохимические материалы позволили обосновать наличие остаточных запасов нефти на отдельных участках, прилегающих к ВНК. Вовлечение их в разработку рекомендовано осуществить путем восстановления и использования в системе ППД пробуренных ранее нагнетательных скважин. Реализация этих предложений способствовала смене фильтрационных потоков и вытеснению дополнительных объемов нефти.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Гидрогеохимия техногенеза нефтяных месторождений раскрывает особенности взаимодействия углеводородов и вод различного происхождения между собой, а также с вмещающими породами в процессе добычи нефти. В диссертации раскрыт мультидисциплинарный характер этой концепции, ее связь с теоретическими положениями химии, физики, математики, геологии.
2. Развита теория литогидрогеохимических нефтепромысловых процессов. Показано, что в результате гидрогеохимического техногенеза при контакте технологических жидкостей с коллекторами (за счет растворения соляных пробок, кислотной обработки карбонатных коллекторов и др.) в скважинах часто формируются хлоридно-натриевые или хлоридно-кальциевые воды, идентичные по химическому составу природным рассолам, однако отличающиеся от них генетической принадлежностью. Разработаны новые методы определения генетических составляющих попутных вод с учетом взаимодействия природных и техногенных флюидов с горными породами.
3. Обоснованы механизмы трансформации структуры порового пространства коллекторов в эвапоритовых бассейнах, формирования дополнительной техногенной флюидопроводящей системы за счет взаимодействия закачиваемых вод с породой, растворения (выпадения) хлоридных, сульфатных и карбонатных минералов.
4. Изучены механизмы влияния на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных коллекторов паротеплового воздействия; показано, что техногенно обусловленный гидролиз известняков и доломитов приводит к значительному повышению фильтрационной неоднородности коллекторов.
5. Научно обоснована технология анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным, которая дает возможность детализировать гидродинамическую обстановку в залежах, в частности, изучать направления и скорости перемещения закачиваемых вод, уточнять взаимосвязь нагнетательных и добывающих скважин, сроки обводнения залежей, положение наиболее промытых участков и зон локализации остаточных запасов и т.д.
6. Научно обоснована технология контроля эксплуатации добывающих скважин по промысловым гидрогеохимическим данным, позволяющая прогнозировать начало их обводнения, оценивать качество проведенных геолого-технических мероприятий, уточнять сроки выхода скважин на нормальный режим работы, прогнозировать соле-отложения в пластах и на скважинном оборудовании.
7. Доказана высокая эффективность технологии анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по физико-химическим свойствам нефтей и вод (плотность флюидов, содержание в них хлоридов, гидрокарбонатов и др.). Эта малозатратная и простая в исполнении технология имеет особое значение для подсолевых и межсолевых залежей нефти.
8. Разработаны рекомендации по проведению гидрогеохимического мониторинга эксплуатации нефтяных залежей, использование которых на ряде российских и белорусских месторождений привело к более эффективной их разработке и повышению коэффициента нефтеизвлечения.
Список основных работ по теме диссертации
Монографии
1. Муляк В.В. Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений / В.Д. Порошин, В.В. Муляк. - М.: Недра. 2004.-220 с.
2. Муляк В.В. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений / В.В. Муляк, В.Д. Порошин, Ю.П. Гатгенбергер, Л.А. Абу-кова, О.И. Леухина-М.: ГЕОС. 2007.-245 с.
Научные статьи в журналах из списка ВАК
1. Муляк В.В. Прогноз обводнения нефтяных скважин на месторождениях Белоруссии // Нефтепромысловое дело. - 1983. - № 8. - С. 10-11.
2. Муляк В.В. Изменение емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород при разработке нефтяных месторождений Белоруссии / В.Д.Порошин, В.В. Муляк // Нефтепромысловое дело. - 1987. - № 9. - С. 1-4.
3. Муляк В.В. Особенности освоения запасов нефти каменноугольной залежи Во-зейского месторождения (часть I) / В.В. Муляк, М.В. Чертенков, Д.В. Зазирный, П.Н.Ладин, М.Ш. Марданов, В.М. Салажев, И.А. Стрешинский, М.Ф. Кибаш, Н.К. Карташ, Л.Ф. Щербович, Н.Л. Лобова, Л.Г. Мельникова, Е.И. Мартынова // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 9. - С. 59-64.
4. Муляк В.В. Особенности освоения запасов нефти каменноугольной залежи Во-зейского месторождения (часть II) /В.В. Муляк, М.В. Чертенков, Д.В. Зазирный, П.Н.Ладин, М.Ш. Марданов, В.М. Салажев, И.А. Стрешинский, М.Ф. Кибаш, Н.К. Карташ, Л.Ф. Щербович, Н.Л. Лобова, Л.Г. Мельникова, Е.И. Мартынова // Нефтяное хозяйство - 2003. - № 10. - С. 96-100.
5. Муляк В.В. Анализ разработки подсолевой залежи нефти Вишанского месторождения по гидрохимическим данным / В.В. Муляк, В.Д.Порошин // Геология нефти и газа.-2005.-№2.-С. 36-44.
6. Муляк В.В. Использование массовых данных о плотностях нефтей при анализе и контроле разработки нефтяных залежей / В.В. Муляк, В.Д.Порошин, А.Э.Сенкевич // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 6. - С. 20-24.
7. Муляк В.В. Технология освоения залежей высоковязких нефтей (краткий обзор) / В.В.Муляк, М.В.Чертенков // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 1. - С. 15-20.
8. Муляк В.В. Состояние и пути повышения эффективности гидрохимического сопровождения разработки нефтяных месторождений / В.В.Муляк, В.Д.Порошин, А.Г.Морозов // Нефтепромысловое дело. - 2007, № 3. - С. 30-37.
9. Муляк В.В. Опыт использования сведений о плотностях дегазированных нефтей при контроле разработки залежей УВ /В.В. Муляк, В.Д.Порошин, А.Э.Сенкевич // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 5. -С. 31-35.
10. Муляк B.B. Анализ особенностей заводнения пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения по гидрохимическим данным // Нефтяное хозяйство. -
2007.-№11.-С. 109-111.
11. Муляк В.В. О необходимости усиления инструментального контроля разработки нефтяных месторождений / В.В.Муляк, А.П.Базылев // Нефтепромысловое дело. -
2008.-№5.-С. 4-10.
13. Муляк В.В. Гидрохимический контроль разработки нефтяных месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 4. -С. 25-31.
14. Муляк В.В. Гидрогеохимический техногенез разрабатываемых нефтяных месторождений // Геология нефти и газа. - 2008. - № 3. - С. 61-67.
15. Муляк В.В. Гидрогеохимические технологии анализа и контроля разработки нефтяных месторождений.// Естественные и технические науки. - 2008. - № 3 (35). -С. 203-213.
16. Муляк В.В. Гидрохимический контроль эксплуатации добывающих скважин // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 6. - С. 46-51.
17. Муляк В.В. Гидрогеохимический мониторинг разработки нефтяных месторождений (с позиций задач экологизации производства) // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2008. - № 7. - С. 9-15.
Патенты
1. A.c. 1130689, МКИ3 Е 21 В 47/00, Е 21 В 43/20, Е 21 В 43/22. Способ контроля за обводнением нефтяных скважин / В.В.Муляк (СССР). - № 3601461. Заявлено 06.06.1983; Опубл. 23.12.1984. Бюл. № 47.
2. A.c. 1802102, МКИ3 Е 21 В 47/00. Способ контроля формирования фильтрационных каналов в процессе разработки нефтегазовой залежи / В.А.Санников, В.Д.Порошин, В.П.Оноприенко, В.В.Муляк (СССР). - № 4889371. Заявлено 10.12.1990; Опубл. 03.15.1993. Бюл. № 9.
3. Пат. 2099522 РФ, Е21В47/06, 47/00. Скважинное устройство для контроля температуры погружного электродвигателя и давления на приеме насоса / Е.П. Зеленцов, А.Н. Митюков, В.П. Дорошев, В.В. Муляк (Россия). - № 95113245/03; Заявлено 26.07.1995; Опубл. 20.12.1997. Бюл. № 46.
4. Пат. 2065027 РФ, Е21В43/00. Способ эксплуатации нефтяных малодебитных скважин и устройство для его реализации / А.Г. Малышев, P.A. Булатов, C.B. Даров-ских, B.C. Журавлев, Г.Н. Малышева, В.В. Муляк, Р.Г. Тухбатуллин, H.A. Черемисин (Россия). - №93015333/03; Заявлено 23.03.1993; Опубл. 10.08.1996. Бюл. № 30.
5. Пат. 2065028 РФ, Е21В43/00. Способ эксплуатации скважин и устройство для его осуществления / А.Г. Малышев, P.A. Булатов, C.B. Даровских, B.C. Журавлев, Г.Н. Малышева, В.В. Муляк, Р.Г. Тухбатуллин, H.A. Черемисин (Россия). - №93015334/03; Заявлено 23.03.1993; Опубл. 10.08.1996. Бюл. № 30.
Другие публикации
1. Муляк В.В. Использование гидрогеологических данных для контроля за процессами разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Сб. науч. тр. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 1 .- С. 6-8.
2. Муляк В.В. Изменение гидродинамических условий под влиянием разработки нефтяных месторождений на примере Речицко-Вишанской зоны нефтегазонако-пления // Геология, гидрогеология, полезные ископаемые Белоруссии и методы их исследования: Сб. науч. тр.- Минск: БелНИГРИ, 1982. - С. 91-92.
3. Муляк В.В. Влияние разработки Осташковичского нефтяного месторождения на изменение гидродинамических условий в межсолевых отложениях центральной части Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления // Геология и география: Сб. науч. тр. - Минск: Университетское, 1983. - Вып. 6. - С. 64-67.
4. Муляк В.В. Взаимовлияние гидрогеологической обстановки и процессов разработки нефтяных месторождений (на примере Припятского нефтегазоносного бассейна). Автореф. дис.... канд. геол.-минер. наук: 04.00.17. -Москва, 1985. - 22 с.
5. Муляк В.В. Гидрохимические исследования при разработке нефтяных месторождений / В.В.Муляк, В.Д. Порошин // Перспективы развития минерально-сырьевой базы БССР: Сб. науч. тр. - Минск: БелНИГРИ, 1990. - С. 179-187.
6. Муляк В.В. Особенности и основные результаты разработки пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения / В.В.Муляк, Л.М. Рузин, C.B. Буракова, Г.А. Тарасов, А.П. Базылев, А.И. Артеменко, А.Н.Гусаков, P.P. Шафиков // Повышение нефтеотдачи пластов: Материалы Международного технологического симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002. - С. 226-229.
7. Муляк В.В. Проблемы стабилизации нефтяной отрасли и пути наращивания добычи нефти в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Ухта: ПечорНИПИнефть, 2002. - С. 7-10.
8. Mulyak V.V. Hydrochemical control of oil pool development (illustrated with Belarusian oil fields). Part I / V.D. Poroshin, V.V. Mulyak, V.P. Khaynak, A.G. Morozov // INDIAN JOURNAL OF PETROLEUM GEOLOGY. - 2003. - Vol. 12. - № 1. - P. 49-57.
9. Mulyak V.V. Hydrochemical control of oil pool development (illustrated with Belarusian oil fields). Part II // V.D. Poroshin, V.V. Mulyak, V.P. Khaynak, A.G. Morozov // INDIAN JOURNAL OF PETROLEUM GEOLOGY. - 2003. - Vol. 12. - № 2,- P. 1-6.
10. Муляк В.В. Прогноз коллекторов в подсолевых и межсолевых нефтегазоносных комплексах по гидрогеохимическим данным/ В.Д. Порошин, В.В. Муляк, Е.А. Пин-чук // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы 7-ой Международной конф.2004 - М.: ГЕОС, 2004. - С. 417-419.
11. Муляк В.В. Новые гидрохимические технологии анализа и контроля разработки нефтяных месторождений / В.Д.Порошин, В.В.Муляк, И.А.Стрешинский // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Тр. Международного технологического симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. - С. 91-100.
12. Муляк В.В. Использование системы скважинного контроля «СКАД-2002» для получения гидродинамической информации о пластовых параметрах и повышение
эксплуатационной надежности установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) / В.В.Муляк, Д.В. Зазирный, М.В. Чертенков, В.В. Шкандратов, A.A. Ляхов, И.А. Стрешинский, A.A. Митюков, О.Р. Искандаров // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Тр. Международного технологического симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004- С. 101-106.
13. Mulyak V.V. Hydrochemical control of oil pool development (illustrated with Belarusian oil fields) Part III / V.D.Poroshin, V.V. Mulyak, E.A. Pinchuk // INDIAN JOURNAL OF PETROLEUM GEOLOGY. - 2004. - Vol. 13. - No 1. - P. 55-59.
14. Муляк B.B. Основные результаты геолого-промыслового анализа разработки каменноугольной залежи Возейского месторождения // Проблемы нефти и газа: Материалы Международной науч-пракг. конф. г. Варна, 2004. - Изд-во БАН, 2004. - С. 274-278.
15. Муляк В.В. Оценка эффективности применения площадных паротепловых методов воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей высоковязких неф-тей / В.В. Муляк, М.В. Чертенков // Проблемы нефти и газа: Материалы Международной науч-пракг. конф. г. Варна, 2004. - Изд-во БАН, 2004. - С. 252-254.
16. Муляк В.В. Исследование взаимодействия вода-порода в процессе разработки нефтяных месторождений / В.В. Муляк, В.Д. Порошин // Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья: Материалы Международной конф. М. 2004. - М., изд-во «ГЕОС», 2004. - С. 161-162.
17. Муляк В.В.Сравнение процессов взаимодействия закачиваемых вод с продуктивными породами нефтяных месторождений Припятской и Днепрово-Донецкой впадин / В.В.Муляк, В.Д.Порошин // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Тр. БелНИПИнефть. - Гомель: БелНИПИнефть, 2004. - Вып. 5. - С. 274282.
18. Муляк В.В. Практические последствия закачки избыточных объемов воды при заводнении нефтяных залежей / В.В. Муляк, В.М. Салажев, A.A. Бохан // Нефтегазовая геологическая наука - XXI век: Материалы XV Губкинских чтений. - М., изд-во РГУНиГ, 2004. - С. 32-33.
19. Муляк В.В. К вопросу о целях геолого-промыслового анализа разработки /В.В. Муляк, В.М. Салажев // Нефтегазовая геологическая наука - XXI век: Материалы XV Губкинских чтений. - М.: изд-во РГУНиГ, 2004.- С. 34-35.
20. Муляк В.В. Технологии оценки масштабов изменения гидрогеологических условий в нефтегазоносных комплексах при разработке нефтяных месторождений (на примере Припятского и Тимано-Печорского регионов) / В.В. Муляк, В.Д. Порошин, Е.А. Пинчук // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. -2005.-№2. -С. 37-41.
21. Муляк В.В. История нефтепромысловых гидрохимических исследований в СССР и Республике Беларусь / В.В.Муляк, Е.А. Пинчук // Проблемы водных ресурсов, геотермии и геоэкологии: Материалы Международной науч. конф., посвящ. 100-летию Г.В. Богомолова. - Минск: ИГиГ HAH Беларуси, 2005. - Т. П.- С. 176-179.
22. Муляк B.B. О негативах заводнения нефтяных залежей / В.В. Муляк, В.М. Сала-жев, A.A. Бохан // Проблемы водных ресурсов, геотермии и геоэкологии: Материалы Международной науч. конф., посвящ. 100-летию Г.В. Богомолова, 2005. - Минск: ИГиГ HAH Беларуси, 2005. - Т. П - С. 182-184.
23. Mulyak V.V.Hydrochemical control of Oil Pool Development (Illustrated with Belarusian Oil Fields). Part IV / V.D. Poroshin, V.V. Mulyak, A.G. Morozov, V.P. Khaynak // INDIAN JOURNAL OF PETROLEUM GEOLOGY. - 2005. - Vol. 14. - № 1-P. 97-99.
24. Муляк B.B. Особенности разработки залежей аномально вязкой нефти с использованием вертикальных и горизонтальных скважин / В.В .Муляк, Л.М.Рузин// Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи: Труды IV Международного технологического симпозиума. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2005. - С. 521-528.
25. Муляк В.В. Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность паро-циклических обработок скважин в условиях пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / В.В.Муляк, Л.М.Рузин, С.О.Урсегов // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи: Труды IV Международного технологического симпозиума. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2005. - С. 529-534.
26. Муляк В.В. Еще раз о главных целях геолого-промыслового анализа разработки нефтяных месторождений/ В.М. Салажев, В.В. Муляк, Н.К. Карташ // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. научн. тр. - Гомель: БелНИПИ-нефть, 2007. Вып. 6. - С. 26-41.
27. Mulyak V.V. Processing and interpretation of hydrochemical date for control of oil field development // Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии : Материалы Международной науч. конф., посвящ. 80-летию А.А.Карцева, 2005. - М.: ГЕОС, 2005.-С. 312-315.
28. Mulyak V.V.Change of the hydrogeological conditions in the productive complexes of the Pripyat trough as a results of intensive oil productions / V.V. Mulyak, V.D.Poroshin, E.A. Pinchuk // Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии: Материалы Международной науч. конф., посвящ. 80-летию А.А.Карцева, 2005. -М.: ГЕОС, 2005. -С. 560-562.
29. Муляк В.В. К методике определения природы вод при проведении солянокис-лотных обработок в скважинах / В.Д.Порошин, В.В.Муляк, Е.А.Пинчук // Литосфера. Минск: ИГН HAH РБ - 2005. - № 2. - С. 151-153.
30. Муляк В.В. Обработка и интерпретация гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений // Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе (теоретические проблемы, региональные модели, практические вопросы. / Под. ред. А.Н.Дмитриевского, В.В.Муляка Сб. науч. тр. - М.: ГЕОС, 2007. - С. 271-289.
31. Муляк В.В. Гидрохимические технологии анализа и контроля разработки нефтяных залежей // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности: Материалы Международной науч. конф., М.: ГЕОС, 2007. - С. 163.
Подписано в печать 22.09.08 г. Уч-изд. л. 2.00 Формат бумаги 60x90/16. Тираж 100 экз.
Отпечатано в типографии ООО «ЛУКОЙЛ - ИНФОРМ» Москва, Сретенский бульвар, д. 11. Тел./факс: (499) 973-7173
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Муляк, Владимир Витальевич, Москва
332
143. Плотников Н.И., Карцев A.A., Рогинец И.И. Научно-методические основы экологической гидрогеологии. М., 1992 - 60 с.
144. Порошин В.Д. О катагенетических преобразованиях пород подсолевой толщи (триас Алжирской Сахары) // Литология и полезные ископаемые. -1997. - №2.-С. 121-126.
145. Порошин В.Д. Оценка представительности данных по химическому составу пластовых вод нефтегазоносных бассейнов // Геохимия. - 1998. -№6.-С. 615-628.
146. Порошин В.Д. Химический состав пластовых вод палеозойских и триасовых отложений Алжирской в связи с оценкой перспектив их нефте-газоносности//Геохимия.-1999.-№7.-С.74-741
147. Порошин В.Д. Ионно-солевой состав водпоритосодержащих осадочных бассейнов в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений /Аавтореферат докторской диссертации. -М.:ГАНГ, 1997.-44 с.
148. Порошин В.Д. Муляк В.В. Изменение емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород при разработке нефтяных месторождений Беларуси. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. (Экспресс информ. Сер. Нефтепромысловое дело). - С. 1-4.
149. Порошин В.Д., Муляк, Стрешинский И.А.. Новые гидрохимические технологии анализа и контроля разработки нефтяных месторождений// Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Тр. Международного технологического симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.-С. 91-100.
150. Порошин В.Д., Муляк В.В. Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 2004.-220 с.
151. Порошин В.Д., Муляк В.В., Пинчук Е.А. К методике определения природы вод при проведении солянокислых обработок в скважинах. /Л1ТАСФЕРА 2005. - №2(23)-Минск: Институт геохимии и геофизики HAH Беларуси.-С. 151-153.
152. Порошин В.Д., Хайнак В.П. Взаимодействия в системе порода-вода при разработке залежей нефти в подсолевых и межсолевых отложениях (на примере Припятского прогиба) // Литология и полезные ископаемые, 2000. - №5. - С. 544-553.
153. Посохов Е.В. Формирование химического состава подземных вод (основные факторы). Гидрометеоиздат, 1996.
154. Рачинский М.З. Конденсационные воды газовых и газоконденсатных залежей. М.: Недра, 1981. - 83 с.
155. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. - М., 2002. -75 с.
-
Муляк, Владимир Витальевич
-
доктора технических наук
-
Москва, 2008
-
ВАК 25.00.17
- Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти
- Гидрогеохимическая характеристика территорий с применением картирования на основе многомерных классификационных процедур
- Методические основы геотехнологических исследований рудных месторождений
- Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке
- Мониторинг и оптимизация скважинной добычи аномальной нефти с использованием многофазной дебитометрии
