Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Глобальные деформации флюидальных контактов до и в процессе разработки месторождений нефти и газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Глобальные деформации флюидальных контактов до и в процессе разработки месторождений нефти и газа"

На правах рукописи

МАМЕДОВ ЭМИЛЬ АДАЛАТОВИЧ

ГЛОБАЛЬНЫЕ ДЕФОРМАЦИИ ФЛЮИДАЛЬНЫХ КОНТАКТОВ ДО И В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Специальность - 25 00 17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2007

003065452

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН

Научный руководитель

докт тех наук

Закиров Эрнест Сумбатович

Официальные оппоненты

докт тех наук

Казаков Андрей Андреевич

ООО «Центр компьютерных нефтяных

технологий»

канд физ-мат наук Пичугин Олег Николаевич ОАО «ВНИИнефть им акад АП Крылова»

Ведущая организация Российский государственный университет нефти и газа им ИМ Губкина

Защита состоится «03» октября 2007 г в 15 ч 00 мин на заседании Диссертационного Совета Д 002 076 01 ИПНГ РАН в зале Ученого Совета Отзывы на автореферат можно присылать по адресу 119991, ГСП-1, г Москва, у л Губкина, 3

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря Диссертационного Совета ИПНГ РАН

Автореферат разослан «1» сентября 2007 г

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

канд техн наук ~ Ваганова МН

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность'тематики.

Рассматриваемые в диссертации вопросы возникли из практики разведочных работ, подсчета запасов природных углеводородов, повышения конечных коэффициентов неф-те- и газоотдачи плаСта, ЗД моделирования процессов разработки месторождений нефти и газа Конкретизация задач и проблем дается в последующем изложении

Лабораторные, теоретические и промысловые исследования соответствующих вопросов нашли свое отражение в многочисленных работах отечественных и зарубежных геологов, гидрогеологов, газогидродинамиков, технологов, о чем будет сказано в дальнейшем

Поэтому продолжение предшествующих исследований подтверждает актуальность выбранной тематики диссертационной работы К проведению намеченных исследований были привлечены современные методы компьютерного моделирования Это позволило соответствующие задачи теории фильтрации исследовать в более общей и строгой математической постановке, и, тем самым, заметно углубйть понимание традиционных представлений в изучаемых автором проблемных вопросах

Цель работы. С использованием современной1 методологии компьютерного моделирования исследовать закономерности фильтрационных процессов применительно к смещенным в естественных потоках воды залежам природных углеводородов, переформированию остаточных запасов нефти и газа, естественному и техногенному формированию и расформированию залежей нефти и газа

Основные задачи исследований.

• Исследовать конфигурации залежей углеводородов при наличии естественного фильтрационного потока воды на основе решения задач в двумерной (2Д) и трехмерной (ЗД), нестационарной многофазной постановке

• Обосновать методику учета естественного фильтрационного потока воды при создании ЗД гидродинамических моделей и проведении прогнозных расчетов

• Изучить закономерности и динамику переформирования остаточных запасов нефти и газа на макро- и микроуровне в результате решения соответствующих задач теории фильтрации б многомерной многофазной формулировке

• На основе методологии современного компьютерного моделирования исследовать особенности естественного и техногенного формирования и расформирования залежей нефти и газа.

Методы решения поставленных задач.

Анализ и учет опыта и результатов предшествующих исследований Консультации у специалистов и коллег, учет их критических замечаний и пожеланий

Для решения исходных фильтрационных задач в 2Д и ЗД многофазной, нестационарной постановках автором использованы сертифицированные программные комплексы CMG и Eclipse Искомые гидродинамические закономерности получены на основе проведения соответствующих многовариантных компьютерных экспериментов

Научная новизна. Она, по мнению автора, заключается в следующем

1 Автором впервые решение задач о конфигурациях залежей нефти и газа при наличии естественного фильтрационного потока воды выполнено на основе численного интегрирования систем дифференциальных уравнений неустановившейся многофазной фильтрации в 2Д и ЗД формулировках

Это позволило

• исследовать конфигурации флюидальных контактов в двух- и трехмерном пространствах,

• находить конфигурации флюидальных контактов в случаях, когда решение соответствующих задач в стационарной постановке невозможно,

• обосновать естественный подход к учету наличия фильтрационного потока воды при создании ЗД газогидродинамических моделей залежей и выполнении прогнозных расчетов

2 Осуществлено компьютерное моделирование и выявлены закономерности процессов техногенного формирования и расформирования залежей нефти и газа, а также переформирования запасов остаточной нефти и газа в 2Д и ЗД пространствах Найдены сроки переформирования макро- и микрообъемов нефти и газа для разных коллекторских свойств и свойств пластовых флюидов

3 С привлечением теории многомерной многофазной фильтрации выполнены оценки минимальных сроков техногенного и естественного формирования залежей нефти и

газа, исходя из критерия достижения горизонтальности (или квази горизонтальности) газоводяного или водонефтяного контактов Практическая значимость работы.

Вскрытые закономерности поведения флюидальных контактов в исследованных задачах на основе теории неустановившейся многомерной фильтрации представляют практический интерес для специалистов, занимающихся вопросами разведки, подсчета запасов нефти и газа, созданием ЗД геологических и ЗД газогидродинамических моделей продуктивных пластов и осуществляющих прогнозные расчеты для проектных документов применительно к разработке месторождений нефти и газа

Показано, что неучет наличия естественного фильтрационного потока воды может приводить к заметным погрешностям при компьютерном прогнозировании показателей разработки залежей нефти и газа

Предложен реалистичный подход к учету естественного фильтрационного потока пластовой воды при создании ЗД газогидродинамических моделей залежей углеводородов и проведении прогнозных расчетов

Выявленные закономерности техногенного воздействия на неразрабатываемые залежи природных углеводородов и полученные оценки минимальных сроков формирования залежей нефти и газа представляют практический и теоретический интерес для геологов, занимающихся соответствующими задачами и проблемами Защищаемые положения.

• Методология исследования флюидальных контактов при наличии естественного фильтрационного потока пластовой воды, переформирования остаточных запасов нефти и газа, формирования (естественного и техногенного) и техногенного расформирования залежей природных углеводородов на основе современной многомерной, многофазной нестационарной теории фильтрации

• Результаты теоретического и прикладного характера, полученные на основе указанной методологии и выполнения соответствующих компьютерных экспериментов

Внедрение результатов исследований.

Результаты выполненных исследований переданы Научно-Аналитическому Департаменту ОАО «Газпром нефть» для использования при решении практических задач в области подсчета запасов, геологического и гидродинамического моделирования

Апробация работы.

Результаты исследований доложены на 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 29-30 января 2007 г), на семинарах лаборатории газонефтеконденсагоот-дачи и общеинститутском семинаре ИПНГ РАН Публикации.

По результатам исследований опубликованы 5 работ в изданиях, рекомендуемых ВАК, в том числе 1 без соавторов Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы из 147 наименований Содержание работы изложено на 126 страницах машинописного текста, включая 44 рисунка и 14 таблиц Благодарности.

Автор выражает глубокую признательность и о зав лаб,, д.т.н Э С Закирову за научное руководство, дтн , проф СН Закирову, завлаб, дг.-м н. БМ Валяеву, завлаб, д т н А.М Свалову, дтн, проф В М Максимову, н.с, к т н М.Н Вагановой, м н с, к т н И М Индрупсшму и м н с Д.П. Аникееву за помощь при выполнении математических экспериментов, а также за замечания и полезные советы

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель и определены основные направления исследований, указаны методы решения поставленных задач, излагаются научная новизна и практическая значимость работы, представлены защищаемые положения

Глава I. Обзор предшествующих исследований.

Обоснование тематики диссертационной работы В параграфе 1.1 анализируются результаты предшествующих исследований процессов смещения залежей нефти и газа в естественных фильтрационных потоках воды Приводятся многочисленные примеры наклонных контактов в залежах нефти и газа в России и за рубежом Описываются результаты отечественных и зарубежных исследователей (В П Савченко, Ю П Гатгенбергера, А. А Плотникова, А Л Козлова, М К Хабберта), впервые столкнувшихся с явлениями смещения залежей нефти и газа

Функциональные зависимости для наклона ГВК и ВНК от гидродинамического градиента впервые установлены американским ученым М К Хаббертом Одновременно с ним отечественный ученый В П Савченко вывел свои формулы для определения величины смещения газоводяного и водонефтяного контактов при наличии естественного фильтрационного потока воды Позже для определения конфигураций газо-, нефтенасы-щенных толщин в смещенных залежах И А Чарным и В А Томельгасом было предложено соответствующие дифференциальное уравнение

Также описываются случаи смещения залежей нефти под влиянием разработки соседних месторождений Аналогичные процессы смещения обнаружены и для ряда газовых месторождений

В обзоре затрагивается опыт арабских ученых (Р Т НвиеИ, Т Я РЬат, Е Н Ви-Ни1ащаЬ), предложивших свои подходы для гидродинамического моделирования залежей нефти и газа с наклонными контактами газ-вода и нефть-вода

В параграфе 1 2 дается обзор исследований по переформированию остаточных запасов нефти и газа в истощенных залежах Известно, что объемы оставляемой нефти в месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, весьма значительны Немалое количество нефти остается в продуктивных пластах и в настоящее время, несмотря на использование современных технологий Извлекается в среднем менее 50% от геологических запасов Ряд авторов отмечает, что одной из причин формирования остаточной неиз-влеченной нефти является выбывание скважин из эксплуатации, неравномерность и сильно разреженное расположение скважин на залежах Вследствие этого на старых площадях обнаруживаются новые нефтеносные участки (целики)

Описываются результаты теоретических и экспериментальных исследований проблемы переформирования запасов нефти (М Ф Мирчинк, В М Рыжик и др ) Даются приближенные расчетные схемы, учитывающие образование застойных зон при наличии у нефти начального градиента фильтрации (В М Ентов, М Г Бернадинер) Отмечается, что формирование остаточной нефтенасыщенности в значительной мере предопределяется скоростями вытеснения нефти водой (Н Н Михайлов, Ю Е Батурин)

Обобщая результаты исследований, авторы выделяют основные виды распределения остаточной нефти в пласте (Н А Еременко, Ю В Желтов, В М Рыжик, Н Н Михайлов) и

процессы, имеющие место при переформировании остаточных запасов нефти Описываются результаты и экспериментальных исследований

В параграфе 1 3 представлен обзор исследований процессов восполнения запасов природных углеводородов в разрабатываемых залежах нефти и газа В последние годы эти вопросы стали активно исследоваться в работах А H Дмитриевского, Б M Валяева, M H Смирновой, Р X Муслимова, А А Баренбаума, В П Гаврилова и др Известна работа канадских исследователей, занимающихся изучением процессов возобновления запасов на месторождениях (Thomas С Bailey, James M Grubb)

Глава II. Исследование закономерностей смещения залежей нефти и газа в естественном и техногенно формируемом фильтрационных потоках воды Известная математическая модель Чарного-Томельгаса для описания стационарной конфигурации смещенных газоводяных (ГВК) или водонефтяных (ВНК) контактов является квази-двумерной Кроме того, она пригодна только для случаев наличия подошвенной воды

В последнее время возникла необходимость исследования конфигураций флюи-дальных контактов не только в естественных, но и техногенно возникающих нестационарных фильтрационных потоках воды При этом практический и теоретический интерес представляют случаи искривления контактов при наличии контурной (подвижной) воды

По мнению автора, исследование таких более общих случаев возможно лишь при привлечении современной теории нестационарной, многомерной, многофазной фильтрации Такая постановка вопроса оказывается реалистичной благодаря наличию компьютерных программ, в которых реализованы соответствующие алгоритмы решения систем дифференциальных уравнений в 2Д и ЗД, многофазной и нестационарной математической постановках

В параграфе 2 1с использованием такого программного обеспечения исследуются задачи смещения газовой, нефтяной и газонефтяной залежей в естественном фильтрационном потоке воды В начальный момент времени при t=0 в водоносном пласте за пределами залежи задается превышение давления (АР) над начальным пластовым давлением В результате возникает неустановившийся фильтрационный поток воды Нестационарная задача решается до момента, когда фильтрационный поток воды становится устано-

вившимся Соответственно установившейся оказывается и конфигурация флюидального (флюидальных) контакта

Для исследуемых типов залежей принята одна и та же геологическая модель - по-лосообразная антиклинальная ловушка протяженностью 18000 м по оси X и 3600 м по оси У Угол наклона пласта -1,5° Общая толщина пласта составляет 100 м

Сеточное разбиение и параметры продуктивного пласта для всех типов залежей принято одинаковым Размеры расчетной сетки составляют 90x18x50 с общим числом элементарных ячеек —, 81000 Вдоль оси X количество ячеек - 90 единиц, вдоль оси У (перпендикулярной плоскости рисунка) - 18 и вдоль оси Z -50 Сетка моделей в этой и последующих главах построена с использованием геометрии угловой точки Используя численную модель водоносного пласта, дополнительно учитывается, что к ловушке примыкают водоносные пласты с каждой стороны

Наивысшая отметка кровли пласта для всех типов залежей - 3000 м Начальная отметка ГВК и запасы газа для газовой залежи составляют 3080 м и 64,5 млрд м3 соответственно В нефтяной залежи ВНК находится на глубине 3080 м, запасы нефти - 178 млн м3, растворенного газа в нефти - 27 млрд м3 Отметки ГНК и ВНК в газонефтяной залежи равны 3040 м и 3080 м, запасы нефти составляют 127 млн м3, свободного газа - 18 млрдм3, растворенного - 19 млрд м3 Пластовое давление в своде структур всех типов залежей равно 310 кгс/см2

Плотность нефти, воды и газа в поверхностных условиях составляют соответственно 857, 1027 и 0,966 кг/м3 Коэффициенты динамической вязкости нефти, воды и газа в пластовых условиях равны 0,46, 0,34, 0,0245 спз соответственно Для газонефтяной залежи Б коэффициент динамической вязкости равен 0,05 спз

Продуктивный пласт для всех типов залежей принят однородно-анизотропным по коллекторским свойствам Коэффициент открытой пористости - 0,25 Абсолютная проницаемость по газу в направлении X и Г равна 500 мд, по Х- 50 мд соответственно

Кривые относительных фазовых проницаемостей принимаются из условий, что коэффициент остаточной водонасыщенности равняется 0,22, нефтенасыщенности - 0,2 в системе нефть-газ и 0,35 в системе нефть-вода, газонасыщенности — 0,04

Анализ полученных результатов моделирования для газовой залежи позволяет отметить следующие характерные моменты

• Величина смещения ГВК тем больше, чем больше задаваемая величина превышения давления (АР), а следовательно, и скорости потока воды Так, при скорости естественного фильтрационного потока (о), равной 0,046 м/год разница между нижней и наивысшей отметками ГВК (АНГВК) составляет 9 м При и равной 1,1 м/год ДНгак составляет 167 м

• Нередко имеет место слабое искривление поверхности контакта газ-вода Поэтому с некоторой степенью погрешности при прогнозных расчетах можно считать ГВК плоским, наклонным.

Анализ смещения нефтяной залежи показал, что процесс смещения ВНК отличается от процесса смещения ГВК Различия заключаются в следующих моментах

• Время, необходимое для того, чтобы залежь нефти в пласте заняла смещенное установившееся положение, гораздо больше, чем для газовой залежи Если для газовой залежи, при принятых исходных данных, это время составляет 1200 лет, то для нефтяной - 3000 лет

• Нефтяная залежь при одних и тех же скоростях фильтрационного потока воды более подвержена смещению, чем газовая залежь Так, например, при и=0,04б м/год смещение ВНК составляет 18 м

• Если фильтрационный поток воды имеет техногенную природу, то запасы нефти расформировываются вследствие ее поступления в изначально водонасыщенные зоны Происходит заметное сокращение подвижных запасов нефти за счет формирования зон с остаточной нефтенасыщенностыр

• При высоком гидродинамическом градиенте наклон ВНК превышает угол падения пласта-коллектора, и нефть вымывается из ловушки При этом «критическая» скорость естественного фильтрационного потока здесь составляет 1,070 »а/год

Для смещения газонефтяной залежи характерны следующие моменты

• Газонефтяной контакт, в отличие от нижележащего ВНК при малых скоростях, всегда горизонтален При скорости фильтрационного потока воды 0,052 м/год газовая шапка сохраняет свое первоначальное положение При больших скоростях газовая шапка смещается вправо Газ противостоит движущейся пластовой воде лучше, чем нефть

• В двух отдельных случаях, когда скорости потока составляют 0,256 и 0,533 м/год одновременно имеют место горизонтальный ГНК и наклонный ГВК

• При у- !.113 м/год нефть отделяется от газовой шапки и вымывается из ловушки. Газ, благодаря своей большей плавучести, противостоит движению воды более эффективно и сохраняется в пределах ловушки после того, как нефть из нее уходит.

Анализу подвергнута также газонефтяная залежь в объемной ЗД модели продуктивного пласта при наличии контурной воды и различных интенсивностях естественного фильтрационного потока воды. Процесс смещения газонефтяной залежи в трехмерном пространстве имеет иной характер по сравнению с профильной моделью (рис. 1).

Анализ результатов расчетов свидетельствует о том, что большему расформированию подвергается нефтяная оторочка. Так, при скорости \г~ 0,653 м/год нефть полностью отсутствует в левом крыле и иол левой частью газовой Шапки образуется зона с остаточной нефтенай.1 июнностью. Контуры нефтяной оторочки смешены относительно контура газовой шапки в сторону потока. При этом газовая шапка практически не изменила своего первоначального положения, а запасы нефтяной оторочки сосредоточились в правой части ловушки.

Рис. I. Конфигурации флюидальмых контактов газонефтяной залежи в 30 пространстве при АР; 10 кгс/слГ

При более высоких скоростях фильтрационного потока воды нефтяная оторочка все более смешается к правому замку ловушки. Мри скорости, равной 1,337 м/год, газовая

шапка имеет наиболее искривленную поверхность газоводяного контакта При этом имеет еще место участок с горизонтальным газонефтяным контактом

Анализируя процесс смещения газонефтяной залежи на объемной модели, м;ожно отметить следующее Запасы нефти продолжают расформировываться притом, что газовая шапка принимает устойчивое положение в пласте При этом нефть как бы «обходит» газонасыщенную толщину, тем самым смещаются внешние контуры нефтяной оторочки относительно газовой шапки и продуктивного пласта

В двух точках 1 и 2 в пределах залежи на левом и правом крыле соответственно фиксируются текущие пластовые давления Р, и Р2 во всех типах залежей Наименьшая разность значений Р] и Р2 для газовой, нефтяной и газонефтяной залежей в расчетах составляла 0,41, 0,34 и 0,43 кгс/см2 соответственно, наибольшая - 6,56, 9,34 и 9,54 кгс/см2 Отсюда видно, что перепады давлений Р] и Р2 в пределах залежи могут указывать на наличие естественного (техногенного) фильтрационного потока воды в пласте и негоризонтальность контактов газ-вода, нефть-вода

В параграфе 2 2 ставилась задача выявить закономерности техногенных воздействий на глобальные деформации флюидальных контактов газовой, нефтяной и газонефтяной залежей Речь идет, например, о влиянии процесса разработки нефтяной залежи N на поведение примыкающей к ней неразрабатываемой залежи М Такое негативное воздействие обычно связано с организацией законтурного или приконтурного заводнения залежи N В отличие от предыдущего случая, техногенные воздействия связываются с более высокими значениями АР и соответственно скоростями возникающего потока воды

Предполагается, что в левой части профильного разреза начато заводнение соседней нефтяной залежи Учет данного обстоятельства осуществляется за счет задания в 4800 м от внешней отметки ГВК в системе нагнетательных скважин забойного давления Р на 150 кгс/см2 выше начального пластового давления (ДР=150 кгс/см2) Техногенное воздействие осуществляется на протяжении 50 лет Затем в течении 50 лет, предполагается, что ведется наблюдение за поведением конфигураций залежей

Анализ результатов расчетов для газовой залежи позволяет остановиться на следующих характерных моментах

• Расформирование газовой залежи происходит ускоренными темпами ГВК на 20 год сильно искривляется Со стороны соседней разрабатываемой нефтяной залежи N газово-

дяной контакт деформируется резко вверх, а в правом крыле газ устремляется вдоль кровли пласта вниз На 50 год наблюдается разрушение залежи по причине прорыва газа через замок правой ловушки

• Скорость возникшего искусственного фильтрационного потока пластовой воды составляет в среднем -124 м/год

• Расчеты показывают, что после прекращения техногенного воздействия газоводяной контакт у оставшегося объема не успевает выравниться за последующие 50 лет

Техногенное влияние на нефтяную залежь сопровождается

• сильным искривлением флюидального контакта, при этом прорыва нефти через замок ловушки на 50 год не происходит,

• образованием в продуктивном пласте зоны с остаточной нефтенасыщенностью

• дальнейшим смещением залежи нефти в сторону правого замка ловушки после прекращения воздействия на протяжении следующих 50 лет

Скорость искусственного фильтрационного потока составила приблизительно 127 м/год

Интерес представляют процессы техногенного деформирования и расформирования газонефтяных залежей с различными PVT-свойствами Условно рассматриваемые две газонефтяные залежи обозначаются как А и Б

Анализ результатов расчетов для газонефтяной залежи А позволяет отметить следующие характерные моменты

• Техногенное воздействие на газонефтяную залежь сопровождается заметным расформированием как запасов нефти, так и газа Это проявляется, во-первых, в сокращении газо- и нефтенасыщенных объемов залежи с наибольшими значениями коэффициентов газо- и нефтенасыщенности Во-вторых, в появлении зон пласта с остаточной нефте- и газонасыщенностью Это является следствием вытеснения нефти-водой, газа-нефтью, неф-ти-газом, воды-нефтью Сказанное довольно четко прослеживается на рис 2

• Рис 2 иллюстрирует расформирование одновременно и газовой шапки и нефтяной оторочки Более подвижный газ газовой шапки движется вдоль кровли пласта быстрее, чем нефть нефтяной оторочки Газ газовой шапки прорывается через нефтяную оторочку За пределами правого крыла антиклинальной ловушки может сформироваться техно-

генная газовая залежь. В рассматриваемом случае I НК уже повсеместно не горизонтален, сильно искривлен.

Рис. 2. Техногенные деформации и расформирование газонефтяной заложи А а) - ири Т 0,6)- Т=20 лет, в) Т==50 лет, г) - Т=100 лет.

• Из рис. 2 также видно, что флюидалъные контакты не успевают выравниться за последующие 50 лет простоя. Газ газовой шапки и нефть нефтяной оторочки продолжают сосредотачиваться в правом крыле антиклинальной ловушки.

• Сопоставление начального объема газовой шапки с ее текущим объемом показывает их различие. Это объясняется двумя причинами. Во-первых, вследствие роста пластового давления снижается газонасыщенный объем. Вф-вторых, увеличение давления приводит к дополнительному растворению газа в нефти. Из 18 млрд. м' начальных запасов свободного газа в нефти растворяется 2 млрд. м3.

Особенности деформирования газонефтяной залежи Б позволяет отметить два интересных момента.

• Во-первых, расформирование этой залежи протекает без прорыва газа газовой шапки через нефтяную оторочку Флюидальные контакты газовой шапки и нефтяной оторочки почти синхронно реагируют на «стороннее» техногенное воздействие

• Во-вторых, в отличие от случая установившегося фильтрационного потока, в динамической («техногенной») задаче искривленным оказывается и ГНК Эта интересная особенность справедлива и для газонефтяной залежи А

Очевидно, что неучет подобных деформаций флюидальных контактов, переформирования запасов нефти и газа приведет к некорректностям в последующих системах разработки рассматриваемых газонефтяных залежей

Сопоставление зависимостей изменения во времени давлений в сводовых частях газовой, нефтяной и газонефтяных залежей А и Б (рис 3) свидетельствует о том, что изменения давления в нефтяной залежи являются наибольшими, а в газовой наименьшими Контроль за изменением давления в неразрабатываемой залежи может выявить момент начала ее техногенного расформирования 345

1 340

о

и

5й 335

«Г

5 ззо

ч

03

я

4 325

V

о

в

£ 320

и

Я

В 315 310

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время, годы

Рис 3 Динамики изменения давления в сводах газовой, нефтяной и газонефтяных залежей А и Б

Результаты моделирования свидетельствуют, что при прочих равных условиях, техногенная деформация газовой залежи отличается наименьшими негативными последствиями расформирования запасов Чисто нефтяная залежь характеризуется наибольшими

деформациями флюидальнего контакта и расформированием запасов. Газонефтяные залежи в этом аспекте занимает промежуточное положение.

В исследованных задачах фильтрационные течения рассматривались не только в рамках одной антиклинальной ловушки, но и нескольких соседствующих ловушек.

Исследования процессов расформирования запасов нефти и газа через замок ловушки выполнены на профильном разрезе продуктивного пласта с двумя антиклинальными ловушками (рис. 4). К одной из них приурочена га:;онефтяная залежь, другая ловушка (правая) является водонасыщенной.

Рис, 4. Техногенное расформирование газонефтяной залежи а) - при Т=0, б) - Т=20 лет. в) — Т=50 лет, г) — Т=1 00 лет.

Принимается, ч то при времени t=0 слева от залежи началась разработка соседней нефтяной залежи на основе заводнения. На расстоянии 2400 м от границы залежи при t>0 задается в системе нагнетательных скважин превышение давления АР нал начальным пластовым давлением, &Р составляет 150 кге/см".

• Согласно рис. 4п-в расформированию одновременно подвергается и газовая шапка, и нефтяная оторочка. При этом расформирование первой протекает быстрее, чем второй.

Газ из газовой шапки прорывается через замок ловушки раньше нефти и расформировывается через правой замок ловушки

• Газовая шапка расформировывается и вследствие растворения газа в нефтяной оторочке Так около 0,8 млрд м3 газа растворяется в нефтяной оторочке

• В правой ловушке формируется техногенная газовая залежь небольшой толщины Техногенная залежь газа не может быть объектом разработки, так как «размазывается» потоком пластовой воды

• При отсутствии воздействия в течение 50 лет техногенная газовая залежь более уверенно располагается в сводовой части правой ловушки Запасы газа в техногенной залежи составляют лишь 4,7 млрд м3 При этом запасы газа газовой шапки в газонефтяной залежи (левая ловушка) равны 12,7 млрд м3

• После прекращения техногенного воздействия наблюдается сглаживание ГНК и ВНК в левой ловушке и ГВК в правой ловушке, однако они не успевают выравниться и за следующие 50 лет

Для оценки влияния неоднородности продуктивного пласта на степень расформирование газонефтяной залежи выполнены исследования для двух дополнительных вариантов В отличие от предыдущих случаев, здесь пласт принимается слоисто-неоднородным по коллекторским свойствам Рассматриваемые случаи неоднородности пласта внесли свои особенности в прогнозные конфигурации флюидальных контактов Оказалось, что неоднородность пласта по коллекторским свойствам заметно влияет на пространственное распределение расформировываемых запасов нефти и газа

В параграфе исследованы особенности разработки водоплавающей газовой залежи с и без учета наличия в пласте естественного фильтрационного потока воды Сравнению во времени подверглись показатели разработки двух газовых залежей с горизонтальным (1-ый вариант) и искривленным ГВК (2-ой вариант) при одинаковости запасов газа в пласте Соответствующие задачи решались в ЗО двухфазной (газ-вода) постановке

В течение 30 лет с начала разработки первый и второй варианты характеризуются одинаковой интенсивностью падения пластового давлений в своде залежей В первом варианте падение давления в залежи длится 37 лет, после чего начинается процесс его восстановления Восстановление давления во втором варианте происходит спустя 30 лет разработки Однако процесс восстановления давления во втором варианте более дли-

тельный, чем в первом Если в первом варианте процесс восстановления давления до величины 300 кгс/см2 занимает 18 лет, то для второго варианта это время - около 30 лет 4500 Ё, 4000

Ъ 3500 и

з 3000

¡3 2500 я и

§• 2000 ю

о 1500 «

я 1000 о

Э

[2 500 0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время разработки, годы

Рис 5 Зависимости темпа отбора газа от времени для первого (1) и второго (2) вариантов

Из рис 5 видно, что имеет место различие в отборах газа из залежи с искривленным ГВК по отношению к залежи с горизонтальным газоводяным контактом Переход на падающую добычу газа во втором варианте происходит через 30 лет, или почти на 7 лет раньше, чем в первом варианте Период падающей добычи в первом варианте составляет 43 года Для второго варианта характерен более продолжительный период падающей добычи - 64 года Снижение добычи в период падающего отбора в первом варианте более интенсивное по сравнению со вторым вариантом

За счет разных динамик добычи газа в периоды падающей добычи восстановление давления в залежи более продолжительно во втором варианте

Применительно к подсчету запасов, построению ЗД гидрогазодинамических моделей и проведению прогнозных расчетов в работе предлагается следующий алгоритм

1 По результатам геолого-геофизических исследований устанавливается факт наличия естественного фильтрационного потока воды и его направленность

г"1-1-К - Вариант 1

1 » \ V_ • Зариан 2 у

• 1

• 1

•

•

\ •

\ • •

Г • • • •

2. В водоносном пласте за пределами залежи, где наивысшая отметка флюидально-го контакта, задается некоторое значение превышения давления АР над начальным пластовым

3 С использованием созданной ЗД гидрогазодинамической модели при принятом АР и отсутствии работы добывающих и нагнетательных скважин проводятся расчеты до достижения установившейся конфигурации флюидального контакта

4 Расчетные отметки флюидального контакта сопоставляются с фактическими данными по скважинам

5 Расчеты, в итерационном цикле при разных значениях АР, продолжаются до требуемого совпадения расчетных и фактических отметок флюидального контакта

6 Найденная в результате этого величина ДР задается неизменной в дальнейших прогнозных расчетах

Глава III. Закономерности переформирования остаточных запасов нефти и газа в истощенных залежах Исследуются особенности переформирования макро объема остаточной нефти Предполагается, что к концу разработки нефтяной залежи в ней остался целик нефти с начальной нефтенасыщенностью

Продуктивный пласт в исследованных вариантах принят однородно-анизотропным по коллекгорским свойствам Расчеты проводились для трех типов пластов с абсолютными проницаемостями (кху) 500, 50 и 10 мд В исследуемых вариантах принимаются различные значения вязкостей для нефти в пластовых условиях - ОД, 0,5,2, 5, 10,20, 50 и 100 спз В результате ЗБ компьютерного моделирования прослеживалась динамика процесса переформирования остаточных запасов нефти в залежи

Моделируется область пласта с фоновой пороговой нефтенасыщенностью 0,35 от кровли до начальной отметки контакта нефть-вода Целик нефти характеризуется начальной нефтенасыщенностью, равной 0,78 Расстояние от свода пласта до области с начальной нефтенасыщенностью составляет 40 м Запасы целика нефти составляют 20 млн м3

Проведенные исследования позволили определить характер всплытия целиков нефти с различной вязкостью В расчетах определялись три характерных времени Т] - время, когда в своде залежи появляются первые признаки сегрегирующей нефти, Т2 - время, за

которое вся целиковая нефть сосредоточилась у кровли залежи, Т3 - время, за которое во-донефтяной контакт вновь сформированной залежи приобретает горизонтальный вид

При благоприятных условиях, когда кху=500 мд и вязкость нефти 0,1 спз Т^ составляет 2 года Время Т2 изменяется от 7 лет до 5125 лет при изменении вязкости нефти о

1 1 ¿с 1

0,1 спз до 100 спз при кх>у=500 мд Время Т3 возрастает до 30-7045 лет при вязкости нефти в диапазоне от 0,1 спз до 100 спз и кад=500 мд С уменьшением проницаемости .кх,у все времена Ть Т2, Т3 возрастают

Дополнительная серия математических экспериментов посвящена исследованию переформирования остаточных запасов нефти на микроуровне, т е остаточной нефти В данном случае для всей нефтенасыщенной области пласта остаточная насыщенность для нефти задается равной 0,50 при пороговом ее значении - 0,35 Остаточные подвижные запасы такой нефти составляют 123 млн м3

Результаты исследований показали, что имеют место нетривиальные поведения границы формирующейся залежи нефти В рассматриваемые характерные моменты времени граница водонефтяного контакта оказывается не горизонтальной Результаты показывают, что при благоприятных условиях, когда проницаемость пласта - кху=500 и к2=50 мд, а нефть маловязкая, процесс сегрегации по толщине происходит за времена, не превышающие времени разработки (не более 50 лет) В худших условиях (при низкой проницаемости пласта и нефти более высокой вязкости) время сегрегации и переформирования выходит за пределы обычного срока разработки

Аналогично целику нефти моделируется целик газа в продуктивном пласте и исследуется во времени процесс его переформирования Целик газа имеет начальную газонасыщенность 0,78 Дополнительно моделируется зона с остаточной газонасыщенностью, составляющая 0,04

Результаты исследования переформирования целика газа позволяют выделить 2 момента Во-первых, процессы сегрегационного переформирования целика газа протекают намного быстрее, чем для целика нефти даже с вязкостью 0,1 спз При наихудших проницаемостях пласта (кх>у=10 мд, к2=1 мд) и глубине залегания целика газа 58 м от кровли максимальное время переформирования Т3 составляет 20750 суток (приблизительно 57 лет) Во-вторых, процесс переформирования целика газа проходит необычным образом Целик нефти при переформировании продвигается единым фронтом, слегка

размазываясь, тогда как для целика газа характерен резкий отрыв в начале небольшой ее части от основного целика Целик газа как бы порциями передвигается к кровле ловушки, «отрывая» от себя часть за частью, и таким образом полностью переформировывается

Глава IV. Гидродинамические закономерности формирования залежей нефти и газа

В проведенных исследованиях упор делается на оценках минимальных значений времени для тех или иных стадий техногенного или естественного формирования залежей нефти газа, исходя из

• представлений современной теории нестационарной, многомерной, многофазной фильтрации,

• предположения, что формирование залежи происходит за счет притока глубинных углеводородов (без акцентирования внимания на механизме их возникновения и природе),

• допущения, что в подошвенной части пласта в некоторой момент времени 1=0 возникает приточный канал той или иной площади и конфигурации, вследствие, например, тектонических процессов

В работе рассматриваются и анализируются особенности формирования газовых залежей за счет притока глубинного газа Сеточное разбиение и параметры продуктивного пласта, включая водоносный бассейн приняты такими же, как и в предыдущих главах

Продуктивный пласт принимается однородно-анизотропным по коллекторским свойствам Абсолютная проницаемость по газу кх у/к2=500/50 мд Коэффициент открытой пористости - 0,25

За приточный канал принимается одна срединная ячейка в подошвенной части водоносного пласта Соответствующий размер приточного канала-ячейки составляет 200*200 м Подразумевается, что именно такими размерами обладает этот канал При этом не акцентируется внимание ни на его конфигурации, ни его строении и коллекторских свойствах Имеет значение лишь темп поступления газа в залежь

В случае формирования техногенных залежей газа (и нефти) такое ограничение излишне При этом проведение аналогичных исследований позволяет оценивать реальные конфигурации флюидальных контактов на разные моменты времени Они могут быть со-

всем негоризонтальными. Знание подобных за ко и ом ер ноете й позволит более обоснованно определять количество и местоположение разгрузочных скважин.

Сначала представлены результата исследования формирования газовой залежи с конечными запасами в 65 млрд. м\ Визуализация некоторых из вариантов расчета лается на рис, 6, видно, что при принятии времени формирования залежи в 100 лет имеет место наибольшее искривление газоводяного контакта (рис. 6.1). Разница между нижней и наивысшей отметками ДН№- равна 140 м. Интенсивность притока газа через приточный капал при этом составляет 1780000 м"'/сут.

В случае формировании залежи за 500 лет различие в отметках ГВК составляет 18 м, интенсивность притока - 356000 м'/сут (рис. 6.2). Формирование залежи за период в 1000 лет даст ДНги: равное 9 м и интенсивность притока через канал составляет" 178000 М3/суг (рис. 6.3). Лишь при времени формирования 6000 лет искривление газоводяного контакта составляет 1 м.

Рис. 4.2. Прогнозные конфигурации газоводяных контактов залежи с запасами 65 млрд. м I - 100 лет, 2 - 500 лет, 3 - 1000 лет

Были дополнительно изучены и проанализированы условия формирования залежей с запасами газа 30 и 6.5 млрд, м\ Согласно расчетам, формирование залежи с запасами 30 млрд. м" газа при ДНГВ„ = 30 м занимает 100 лет. С ДН„К равным I I м время формиро-

вания составило 250 лет А для формирования залежи с разницей отметок ГВК в 2,5 м понадобится 1000 лет

Интерес представляют результаты по формированию залежи с запасами 6,5 млрд м3 Оказалось, что для формирования в пласте таких запасов за 10 лет повлечет за собой искривление ГВК на 24 м За 50 лет формирования различие в отметках ГВК незначительны и составляют лишь 4 м Время формирования залежи с ДНгак равным 2 м составит 95 лет.

Формированию газовой залежи с запасами 65,30 и 6,5 млрд. м3 присущи следующие характерные моменты

• Техногенное формирование газовой залежи сопровождается искривлением контакта Вследствие высокой интенсивности притока газ продвигается по прикровельной части пласта, где наименьшие пластовые давления и наиболее благоприятные условия для проявления закона Архимеда При такой интенсивности притока может иметь место переток газа через замки ловушки

• Смещение газовой залежи всегда происходит по направлению от восходящего глубинного потока. Только в случае формирования залежи за 100 лет имеет место смещение залежи в сторону восходящего потока, да и то, в непосредственной близости к приточному каналу

• Уменьшение абсолютной проницаемости в водоносном пласте в 10 раз прямо пропорционально увеличивает сроки формирования газовой залежи применительно к заданной величине АНгак

Результаты исследований процессов формирования нефтяной залежи с запасами 178 млн. м3 даются ниже

Процесс формирования нефтяной залежи также происходит через приточный канал-ячейку с размерами 200^200 м в подошвенной части пласта Вязкость нефти в пластовых условиях равна 0,5 его, что намного больше вязкости газа Это вносит свои особенности в формирование нефтяных залежей и конфигурации водонефтяных контактов

Процесс формирования залежи нефти с запасами 178 млн м3 за 100 лет сопровождается различием в отметках ВНК в 38 м Интенсивность притока нефти через канал составляет 4877 м3/сут Если принять, что залежь формируется за 1000 лет то искривление ВНК составит лишь 10 м Интенсивность притока нефти здесь меньше в 10 раз и состав-

ляет 487 м3/сут Если формируется залежь за 1500 лет, то искривление контакта нефть-вода составляет 6 м, интенсивность притока здесь - 325 м3/сут

Аналогично исследованы процессы формирования залежей с запасами нефти 90 и 20 млн м3 Для формирования залежи с запасами нефти 90 млн. м3 и искривлением водо-нефтяного контакта в 1 м потребовалось бы 2100, что на 700 лет меньше чем для формирования залежи с запасами нефти 178 млн. м3 Формирование 20 млн м3 нефти в пласте с АНвнк= 1 м занимает 1650 лет

Результаты исследований формирования залежей нефти позволяют отметить следующие моменты

• При формировании залежи с запасами нефти 178 млн м3 нефть, в отличие от газа, движется не только прямо вверх, но и в стороны В приподошвенной части пласта формируется нефтенасыщенная зона больше площади приточного канала.

• Конфигурации водонефтяных контактов кардинально отличаются от конфигураций газоводяных контактов при формировании газовых залежей Формирование нефтяных залежей сопровождается образованием контактов, смещенных в сторону восходящих потоков «глубинных флюидов»

• При уменьшении абсолютной проницаемости водоносного пласта в 10 раз, при прочих равных условиях, сроки формирования залежей нефти также растут

Выполненные автором исследования основывались на современной теории многофазных фильтрационных течений. Вместе с тем, эта методология пока испытывает затруднения в учете результатов трассерных исследований Они практически на всех месторождениях указывают на продвижение трассеров со скоростями в десятки и сотни метров в сутки Предполагается, что это связано с наличием развитой трещиноватости и/или сверхпроводящих прослоев малой толщины (суперколлекторов), которые современными методами геофизических исследований не выявляются Такие особенности геологического строения продуктивных пластов являются «ускоряющими» фильтрационные факторами Эти трудно учитываемые особенности внесут, видимо, свои коррективы, в приводимые временные оценки и являются предметом дальнейших исследований

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Для решения теоретически и практически важных задач смещения залежей нефти и газа в естественном фильтрационном потоке пластовой воды, переформирования оста-

чных запасов нефти и газа, естественного и техногенного формирования и расформи-ования залежей природных углеводородов привлечены современные методы теории не-ационарной, 2Д и ЗД многофазной фильтрации и постановки компьютерных экспери-ентов с использованием сертифицированных программных продуктов

Это позволило автору

• исследовать пространственные конфигурации флюидальных контактов при нали-и естественного фильтрационного потока для случаев, когда традиционные подходы азываются непригодными,

• предложить естественный подход для учета фильтрационного потока воды при-енительно к созданию ЗД гидродинамических моделей залежей нефти и газа,

• выявить закономерности и получить временные оценки в задачах переформирова-я остаточных запасов нефти и газа,

• исследовать процессы формирования и расформирования залежей природных уг-водородов, включая техногенные воздействия, и оценить минимальные сроки форми-вания запасов при принятии критерия горизонтальности ГВК или ВНК

Мамедов Э А Разработка газовой залежи смещенной в потоке пластовой воды - «Газовая промышленность», 2007, №4, с 28-30

Абасов М.Т, Закиров Э С, Мамедов Э А Переформирование запасов в истощенных залежах нефти - «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2007, №4, с 28-30

Закиров Э.С, Мамедов Э А Техногенные деформации и расформирование залежей нефти и газа - «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2007, №3, с 62-64

Закиров Э С, Мамедов Э А. Расформирование залежей нефти и газа при техногенных воздействиях - «Нефтяное хозяйство», 2006, №11, с 74-75

Закиров Э С., Нндрупский И М, Мамедов Э А Моделирование техногенных деформаций залежей нефти и газа - «Технологии ТЭК», 2006, №6, с 27-29

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

Соискатель

Э А Мамедов

Подписано в печать 29 08 2007 г Исполнено 30 08 2007 г Печать трафаретная

Заказ Ха 655 Тираж 110экз

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш, 36 (495) 975-78-56 \vwvv аи<:оге1£га1 ги

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мамедов, Эмиль Адалатович

введение.

Глава I. обзор предшествующих исследований. обоснование тематики диссертационной работы.

1.1. обзор предшествующих исследований процессов смещения залежей нефти и газа в естественном и искусственном фильтрационных потоках воды.

1.2. обзор предшествующих исследований по переформированию остаточных запасов в залежах нефти и газа.

1.3. обзор предшествующих исследований процессов формирования залежей нефти и газа.

1.4. обоснование тематики диссертационной работы.

Глава II. исследование закономерностей смещения залежей нефти и газа в естественном и техногенно формируемом фильтрационных потоках воды.

2.1. смещение залежей нефти и газа в естественном фильтрационном потоке пластовой воды.

2.1.1. гидродинамические особенности смещения газовой залежи.

2.1.2. закономерности смещения залежи нефти.

2.1.3. особенности смещения газонефтяной залежи с различными pvt- свойствами.

2.1.4. особенности смещения газонефтяной залежи в зд пространстве.

2.2. расформирование залежей нефти и газа в техногенно формируемом потоке пластовой воды.

2.2.1. техногенная деформация и расформирование газовой залежи.

2.2.2 техногенная деформация и расформирование залежи нефти.

2.2.3 ОСОБЕННОСТИ ДЕФОРМАЦИИ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С РАЗЛИЧНЫМИ PVT СВОЙСТВАМИ ДЛЯ НЕФТИ.

2.2.4. РАСФОРМИРОВАНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В СОСЕДНЮЮ ЛОВУШКУ.

2.2.5. ВЛИЯНИЕ РАЗМЕРОВ ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ НА РАСФОРМИРОВАНИЕ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ.

2.2.6. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА НА РАСФОРМИРОВАНИЕ

ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ.

2.3. РАЗРАБОТКА ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ СМЕЩЕННОЙ В ПОТОКЕ

ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ.

Глава III. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ ЗАЛЕЖАХ.

3.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ МАКРО ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ.

3.2. ПЕРЕФОРМИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНЫХ НА МИКРОУРОВНЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

3.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ

ЗАЩЕМЛЕННОГО ГАЗА.

Глава IV. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.

4.1. ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ.

4.2. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ.

4.3. ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ В СЛУЧАЕ НЕСКОЛЬКИХ ПРИТОЧНЫХ КАНАЛОВ.

4.4. О ВОЗМОЖНЫХ ТЕМПАХ ФОРМИРОВАНИЯ И ВОСПОЛНЕНИЯ

ЗАПАСОВ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Глобальные деформации флюидальных контактов до и в процессе разработки месторождений нефти и газа"

Рассматриваемые в диссертации вопросы возникли из практики разведочных работ, подсчета запасов природных углеводородов, повышения конечных коэффициентов нефте- и газоотдачи пласта, ЗД моделирования процессов разработки месторождений нефти и газа. Конкретизация задач и проблем дается в последующем изложении.

Лабораторные, теоретические и промысловые исследования соответствующих вопросов нашли свое отражение в многочисленных работах отечественных и зарубежных геологов, гидрогеологов, газогидродинамиков, технологов, о чем будет сказано в дальнейшем.

Поэтому продолжение предшествующих исследований подтверждает актуальность выбранной тематики диссертационной работы. К проведению намеченных исследований были привлечены современные методы компьютерного моделирования. Это позволило соответствующие задачи теории фильтрации исследовать в более общей и строгой математической постановке, и, тем самым, заметно углубить понимание традиционных представлений в изучаемых автором проблемных вопросах.

Цель работы

С использованием современной методологии компьютерного моделирования исследовать закономерности фильтрационных процессов применительно к смещенным в естественных потоках воды залежам природных углеводородов, переформированию остаточных запасов нефти и газа, естественному и техногенному формированию и расформированию залежей нефти и газа.

Основные задачи исследований

• Исследовать конфигурации залежей углеводородов при наличии естественного фильтрационного потока воды на основе решения задач в двумерной (2Д) и трехмерной (ЗД), нестационарной многофазной постановке.

• Обосновать методику учета естественного фильтрационного потока воды при создании ЗД гидродинамических моделей и проведении прогнозных расчетов.

• Изучить закономерности и динамику переформирования остаточных запасов нефти и газа на макро- и микроуровне в результате решения соответствующих задач теории фильтрации в многомерной многофазной формулировке.

• На основе методологии современного компьютерного моделирования исследовать особенности естественного и техногенного формирования и расформирования залежей нефти и газа.

Методы решения поставленных задач

Анализ и учет опыта и результатов предшествующих исследований. Консультации у специалистов и коллег, учет их критических замечаний и пожеланий.

Для решения исходных фильтрационных задач в 2Д и ЗД многофазной, нестационарной постановках автором использованы сертифицированные программные комплексы CMG и Eclipse. Искомые гидродинамические закономерности получены на основе проведения соответствующих многовариантных компьютерных экспериментов.

Научная новизна

Она, по мнению автора, заключается в следующем.

1. Автором впервые решение задач о конфигурациях залежей нефти и газа при наличии естественного фильтрационного потока воды выполнено на основе численного интегрирования систем дифференциальных уравнений неустановившейся многофазной фильтрации в 2Д и ЗД формулировках.

Это позволило

• исследовать конфигурации флюидальных контактов в двух- и трехмерном пространствах,

• находить конфигурации флюидальных контактов в случаях, когда решение соответствующих задач в стационарной постановке невозможно,

• обосновать естественный подход к учету наличия фильтрационного потока воды при создании ЗД газогидродинамических моделей залежей и выполнении прогнозных расчетов.

2. Осуществлено компьютерное моделирование и выявлены закономерности процессов техногенного формирования и расформирования залежей нефти и газа, а также переформирования запасов остаточной нефти и газа в 2Д и ЗД пространствах. Найдены сроки переформирования макро- и микрообъемов нефти и газа для разных коллекторских свойств и свойств пластовых флюидов.

3. С привлечением теории многомерной многофазной фильтрации выполнены оценки минимальных сроков техногенного и естественного формирования залежей нефти и газа, исходя из критерия достижения горизонтальности (или квази горизонтальности) газоводяного или водонефтяного контактов.

Практическая значимость работы

Вскрытые закономерности поведения флюидальных контактов в исследованных задачах на основе теории неустановившейся многомерной фильтрации представляют практический интерес для специалистов, занимающихся вопросами разведки, подсчета запасов нефти и газа, созданием ЗД геологических и ЗД газогидродинамических моделей продуктивных пластов и осуществляющих прогнозные расчеты для проектных документов применительно к разработке месторождений нефти и газа.

Показано, что неучет наличия естественного фильтрационного потока воды может приводить к заметным погрешностям при компьютерном прогнозировании показателей разработки залежей нефти и газа.

Предложен реалистичный подход к учету естественного фильтрационного потока пластовой воды при создании ЗД газогидродинамических моделей залежей углеводородов и проведении прогнозных расчетов.

Выявленные закономерности техногенного воздействия на неразрабатываемые залежи природных углеводородов и полученные оценки минимальных сроков формирования залежей нефти и газа представляют практический и теоретический интерес для геологов, занимающихся соответствующими задачами и проблемами.

Защищаемые положения

• Методология исследования флюидальных контактов при наличии естественного фильтрационного потока пластовой воды, переформирования остаточных запасов нефти и газа, формирования (естественного и техногенного) и техногенного расформирования залежей природных углеводородов на основе современной многомерной, многофазной нестационарной теории фильтрации.

• Результаты теоретического и прикладного характера, полученные на основе указанной методологии и выполнения соответствующих компьютерных экспериментов.

Внедрение результатов исследований

Результаты выполненных исследований переданы Научно-Аналитическому Департаменту ОАО «Газпром нефть» для использования при решении практических задач в области подсчета запасов, геологического и гидродинамического моделирования.

Апробация работы

Результаты исследований доложены на 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 29-30 января 2007 г.), на семинарах лаборатории газонефтеконденсатоотдачи и общеинститутском семинаре ИПНГ РАН.

Публикации

По результатам исследований опубликованы 5 работ в изданиях, рекомендуемых ВАК, в том числе 1 без соавторов.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность и.о. зав.лаб., д.т.н. Э.С. Заки-рову за научное руководство, д.т.н., проф. С.Н. Закирову, зав.лаб., д.г.-м.н. Б.М. Валяеву, зав.лаб., д.т.н. A.M. Свалову, д.т.н., проф. В.М. Максимову, н.с., к.т.н. М.Н. Вагановой, м.н.с., к.т.н. И.М. Индрупскому и м.н.с. Д.П. Аникееву за помощь при выполнении математических экспериментов, а также за замечания и полезные советы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мамедов, Эмиль Адалатович

Общие выводы

Для решения практически важных задач смещения залежей нефти и газа в естественном фильтрационном потоке пластовой воды, переформирование остаточных запасов нефти и газа, естественного и техногенного формирования и расформирования залежей природных углеводородов привлечены современные методы теории нестационарной, 2Д и ЗД многофазной фильтрации и постановки компьютерных экспериментов с использованием сертифицированных программных продуктов.

Это позволило автору

• исследовать пространственные конфигурации флюидальных контактов при наличии естественного фильтрационного потока для случаев, когда традиционные подходы оказываются непригодными,

• предложить естественный подход для учета фильтрационного потока воды применительно к созданию ЗД гидродинамических моделей залежей нефти и газа,

• выявить закономерности и получить временные оценки в задачах переформирования остаточных запасов нефти и газа,

• исследовать процессы формирования и расформирования залежей природных углеводородов, включая техногенные воздействия, и оценить минимальные сроки формирования запасов при принятии критерия горизонтальности ГВК или ВНК.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мамедов, Эмиль Адалатович, Москва

1. Абасов М.Т., Закиров Э.С., Мамедов Э.А. Переформирование остаточных запасов нефти в истощенных залежах нефти. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений» 2007г, №4, с. 28-30

2. Абдрахманов Р.Ф., Попов В.Г. Формирование подземных вод Башкирского Предуралья в условиях техногенного влияния. // БНЦ УрО АН СССР. Уфа, 1990.120с.

3. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.-408 с.

4. Ализаде А.А., Амиров А.Д., Пирвердян A.M. Повышение нефтеотдачи на длительно разрабатываемых площадях Азербайджана «Нефтяное хозяйство» 1974, №9, с. 1-3

5. Альтовский М.Е. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности. М.: Недра: 1967. 121 с.

6. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод. М.: 1984,101с.

7. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья. Тр. ГипроВостокнефть. Вып. 8. М.: Недра, 1965. с. 171

8. Аширов К.Б. О времени формировании нефтяных месторождений Самарской Луки. ННТ, 1956, №1. с. 1-2

9. Аширов К.Б. Причины негоризонтальности водонефтяных контактов. -«Геология нефти и газа», 1961, №12, с. 39-42

10. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007.-396 с.

11. Байбаков Н.К. Задача народнохозяйственной важности. Как улучшить использование геологических запасов нефти. «Нефтяное хозяйство», 1974, №7, с. 1-6

12. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., «Недра», 1972,304 с.

13. Бернадинер М.Г., Ентов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. М., «Наука», 1975,251 с.

14. Большаков А .Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995,184 с.

15. Бурштар М.С., Машков В. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М., Гостоптехиздат, 1963,149 с.

16. Валяев Б.М. О темпах формирования и восполнения залежей нефти и газа. В кн.: Актуальные проблемы геологии нефти и газа. М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2005. с. 100-116

17. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация Земли: масштабы и роль в нефтега-зонакоплении Геология нефти и газа, 1994, №9, с. 38-42

18. Высоцкий И.В. Геология природного газа. М., «Недра», 1979,390 с.

19. Гаттенбергер Ю.П. Анализ изменения положения водонефтяного контакта под влиянием применяемой системы разработки «Научно-технический сборник по добыче нефти ВНИИ», вып. 12. М., Гостоптехиздат, 1961, с. 8082

20. Гаттенбергер Ю.П. Влияние гидродинамической обстановки на залежи нефти и газа «Геология нефти и газа», 1973, №6, с. 59-65

21. Гаттенбергер Ю.П. Влияние изменений плотности нефти на положение водонефтяного контакта и смещение залежей «Геология нефти и газа», 1972, №9, с. 12-17

22. Гаттенбергер Ю.П. Влияние проницаемости пласта на положение водонефтяного контакта «Геология нефти», 1958, №3, с. 52-55

23. Гаттенбергер Ю.П. Зайдельсон М.И., Чистовский А.И., Барс Е.А. и др. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области М., «Недра», 1973, 279 с.

24. Гаттенбергер Ю.П. О некоторых вопросах миграции нефти и формирования ее залежей в девонских отложениях Западной Башкирии и Восточной Татарии «Вопросы нефтепромысловой геологии» (Тр. ВНИИ, вып. 30). М., Гос-топтехиздат, 1960, с. 96-115

25. Гаттенбергер Ю.П. Смещение и переформирование залежей нефти и газа под влиянием разработки месторождений «Нефтепромысловая геология» (Труды ВНИИ, вып. 59). М., «Недра», 1974, с. 96-111

26. Гаттенбергер Ю.П., Березаев А.Н. Перемещение нефти из залежи под влиянием разработки соседних месторождений «Новости нефтяной и газовой техники, нефтепромысловое дело», 1961, №2, с. 22-25

27. Гаттенбергер Ю.П., Юрова М.П. О причинах наклона водонефтяного контакта Радаевского месторождения «Исследования в области нефтепромысловой геологии», вып. 50. М., (ВНИИ), 1974, с. 100-103

28. Гридин В.И. Системно-аэрокосмические изучение нефтегазоносных территорий. М.: Наука, 1994. - 287 с.

29. Гуревич А.Е. Давление пластовых флюидов Л.; Недра; 1987. 223 с.

30. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов Л.; Недра; 1969,111 с.

31. Гутников А.И., А.Ж. Жолдасов, С.Н. Закиров Учет сжимаемости при расчетах нестационарного смещения газовых залежей. Газовая промышленность, 1986, №9, с. 31

32. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Влияние изменения плотности газа на конфигурацию залежи в гидродинамической ловушке. Известия вузов, сер. Нефть и газ, 1987, №7, с. 8-11

33. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Гидродинамика залежей нефти и газа в потоках пластовых вод // Аннотация докладов. Шестой Всесоюзный съезд по теоретической и прикладной механике. Ташкент, 1986, №4,54с.

34. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Залежи нефти и газа в естественных и искусственных фильтрационных потоках воды. ОИ, сер.: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1986, №4,54с.

35. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. и др. Взаимодействие залежей газа и нефти с пластовыми водами / Под общ. Ред. С.Н. Закирова. М.: Недра, 1991.189с.

36. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Конфигурации залежей газа и нефти в гидродинамических ловушках. Известия вузов, сер. Нефть и газ, 1984, №11, с.3-6.

37. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Конфигурации залежей нефти и газа в гидродинамических ловушках при учете капиллярных сил. Нефтепромысловое дело, 1985, №2, с.4-6.

38. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Моделирование формирование залежей углеводородов в гидродинамической ловушке. Деп. во НИИЭГазпроме, №968-гз 87.

39. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Нестационарные смещения нефтяной залежи в потоке пластовых вод. Известия АН СССР, МЖГ, 1985, №2, с. 177-179.

40. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Нестационарные смещения газовой залежи в потоке пластовых вод. Доклады АН СССР, 1987, т. 292, №2, с. 426-429.

41. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Обратные задачи для залежей в естественном потоке воды. Вестник АН Каз. ССР, 1983, №11, с.30-36

42. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Особенности разработки залежей газа в гидродинамических ловушках. Деп. во НИИЭГазпроме, №969-гз 87

43. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Точное решение задачи о конфигурации газоводяного контакта в гидродинамической ловушке. Известия АН СССР, МЖГ, 1986, №4, с. 176-178

44. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н. Численное исследование некоторых разностных схем для нестационарного смещения залежей углеводородов в потоке пластовых вод. Известия АН Каз. ССР, сер. Физико-математические науки, 1985, №3, с. 78-82

45. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа; Пер. с англ. М.; Недра; 1985,149с.

46. Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений. -М.: ГЕОС, 2002,370 с.

47. Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы Международной конференции памяти академика П.Н. Кропоткина, 20-24 мая 2002 года, г. Москва М.: ГЕОС, 2002,472 с.

48. Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых. Тезисы докладов Международной конференции, 30-31 мая 1 июня 2006 г. - М.: ГЕОС, 2006,320 с.

49. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М.: ГЕОС, 2006,315 с.

50. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М., Смирнова М.Н. Масштабы и темпы восполнения нефтегазовых залежей в процессе разработки. В кн.: Генезис нефти и газа. М.: ГЕОС, 2003, с. 106-109

51. Дудко Н.А. О неравномерности снижения пластового давления при разработке массивной залежи Шебелинского месторождения. В сб.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИЭГазпром, 1969, с. 3-14.

52. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. М., «Недра», 1968, 389 с.

53. Еременко Н.А., Желтов Ю.В., Рыжик В.М. и др. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования, М., Изд. ВНИИОЭНГ, 1978, 59 с.

54. Еременко Н.А., Михайлов И.М., Яковлев Б.М., Роль гидравлических сил в сохранении несводовых залежей нефти и газа. М., 1978, с. 36-48 (Труды ИГиРГИ, вып. 17)

55. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсат-ных месторождений. М.: «Струна», - 1998, 628 с.

56. Закиров Э.С, Мамедов Э.А. Техногенные деформации и расформирование залежей нефти и газа. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», 2007, №3, с. 62-64

57. Закиров Э.С., Индрупский И.М., Мамедов Э.А. Моделирование техногенных деформаций залежей нефти и газа. «Технологии ТЭК», 2006, №6, с. 27-29

58. Закиров Э.С., Мамедов Э.А. Расформирование залежей нефти и газа при техногенных воздействиях. «Нефтяное хозяйство» 2006 г, №11, с. 74-75

59. Запивалов Н.П., Богатырева О.А. Типизация месторождений углеводородов по гидродинамическим факторам центральной части Западно-Сибирского бассейна. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», 1999, №10. с. 10-13

60. Запивалов Н.П., Попов И.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2003,198 с.

61. Зерчанинов И.К. Взаимодействие залежей нефти в процессе разработки «Газовая промышленность» 1958, №3, с.

62. Калинко М.К. Основные закономерности распределения нефти и газа в земной коре. Изд-во «Недра», 1964,129 с.

63. Капченко JI.H. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. -Л.: Недра, 1983,263 с.

64. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., «Недра», 1972. 280 с.

65. Карцев А.А., Вагин С.Б. Вода и нефть. М., «Недра», 1977,122 с.

66. Карцев А.А., Вагин С.Б., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. Учебник для вузов. М.: Недра, 1986,224 с.

67. Карцев А.А., Вагин С.Б., Шугрин В.П., Брагин Ю.И. Нефтегазовая гидрогеология. Учебник для вузов. -М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2001, 264 с.

68. Кафичев В.Г. О смещении контура нефтяных залежей под влиянием законтурного заводнения. «Геология нефти и газа», 1966, №11, с. 41-45

69. Козлов А.Л. Минский Е.М. Взаимодействие газовых месторождений в процессе их эксплуатации. «Газовая промышленность», 1958, №3, с. 1-9 с.

70. Козлов А.Л. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. М., Гостоптехиздат, 1959,140 с.

71. Козлов А.Л., Корценштейн В.Н., Савченко В.П. О значении и методике изучения напоров подземных вод. «Нефтяное хозяйство», 1954, №10, с. 30-34

72. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. / М.: Недра, 1975. с. 488-491

73. Коптяев Н.В., Крылов А.В. Гидродинамические условия формирования месторождений нефти на Каймысовском своде // Геология нефти и газа. №10. М., 1986, с. 31-35

74. Корценштейн В.Н. Гидрогеология газоносной провинции Центрального Предкавказья; В связи с вопросами формирования, разведки и разработки газовых залежей М.; Гостоптехиздат; 1960,261с.

75. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов М.; Недра; 1991,419с.

76. Корценштейн В.Н. О соотношении седиментационных и инфильтрацион-ных вод в водонапорных системах «Геология нефти и газа» 1973. №6, с. 78-90

77. Корценштейн В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газокон-денсатных месторождений СССР М., «Недра», 1977,247 с.

78. Корчагин В.И., Трофимов В.А. Нефтеподводящие каналы и современная подпитка нефтяных месторождений. В кн.: Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы Международной конференции памяти П.Н. Кропоткина. 20-24 мая 2002 г. с. 369-371

79. Крылов А.П. О некоторых вопросах проблемы нефтеотдачи в связи с ее обсуждением, «Нефтяное хозяйство», №9, 1974

80. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. М. Гостоптехиздат, 1957, с. 116-139

81. Кудрявцев Н.А. О миграции нефти и формирование ее месторождений. Сб. «Геология и геохимия», вып. I, (П) НТО ВНИИГРИ, 1957

82. Ласточкин А.Н. Неотектонические движения и размещение залежей нефти и газа. М., «Недра», 67 е., (Труды ВНИГРИ, вып. 327)

83. Леворсен А.И. Геология нефти и газа. М: «Мир», 1970, 639 с.

84. Лобанова А.Н. Геолого-технологические условия повышения эффективности создания и эксплуатация подземных хранилищ газа. Авторефератдиссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, Москва, 2007,24 с.

85. Мамедов Э.А. Разработка газовой залежи смещенной в потоке пластовой воды. «Газовая промышленность», 2001т, №4 с. 28-30

86. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптех-издат, 1953, 606 с.

87. Машкович К.А. Условия формирования и разрушения девонских нефтяных и газовых залежей в Саратовском Поволжье. Газовая промышленность, 1958, №9, с. 7-15

88. Мелик-Пашаев B.C. Влияние геологических условий на положение ВНК и четкость его отбивки. «Вопросы нефтепромысловой геологии», 1960, с. 317

89. Муслимов Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании, постоянной подпитке (возобновлении) месторождений углеводородов. «Нефтяное хозяйство», №4,2007, с. 24-29

90. Новосилецкий P.M. Гидродинамические и геохимические условия формирования залежей нефти и газа Украины. М., «Недра», 1975,228 с.

91. Новосилецкий P.M., Токой Г.Н., Щерба В.М. О наклонных водонефтяных и газоводяных контактах месторождений Украины. «Геология и геохимия горючих ископаемых», 1971, вып. 23, с. 17-24

92. Орлов А.А. Аномальные пластовые давления в нефтегазосных областях Украины. Львов, «Высшая школа», 1980,188 с.

93. Пластовые давления в нефтегазосносных провинциях. Сборник научных трудов. М., Изд. ИГиРГИ, 1982,167 с.

94. Плотников А.А. Условия формирования гидродинамических ловушек газа М.; Недра; 1976,150с.

95. Порфирьев В.Б., Краюшкин В.А. Природа наклонных и искривленных флюидных контактов в нефтяных и газовых залежах. В сб.: Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. Киев, «Наукова Думка», 1975, с. 135-142

96. Проблемы нефтегазопоисковой гидрогеологии. Сборник научных трудов. М.: ИГиРГИ, 1989,157 с.

97. Савченко В.П. Влияние коллекторских свойств пластов на размещение в низ залежей нефти и газа. «Газовая промышленность», 1965, №1, с. 20-22

98. Савченко В.П. Вопросы формирования нефтяных и газовых залежей в условиях газонасыщенности района. «Нефтяное хозяйство», 1954, №5, с. 1718

99. Савченко В.П. Вопросы формирования нефтяных и газовых залежей. -«Нефтяное хозяйство», 1952, №5, с. 32-37

100. Савченко В.П. Определение положения газо-нефтяного контакта и водо-нефтяного контакта по данным замеров пластового давления. Газовая промышленность, 1957, №4, с. 14-15

101. Савченко В.П. Плотников А.А. Некоторые особенности формирования и размещения многопластовых месторождений нефти и газа в Саратовско-Волгоградском Поволжье. «Газовая промышленность», 1968, №6, с. 1-5

102. Савченко В.П. Положение и характеристика газонефтяного и водонефтяно-го контактов Оренбургского месторождения. «Газовая промышленность, 1971, №10, с. 1-4

103. Савченко В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей. «Нефтяное хозяйство», 1952, №12, с. 22-26

104. Савченко В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей. «Нефтяное хозяйство», 1953, №1, с.36-41

105. Савченко В.П. Условия формирования залежей газа и нефти при их струйной миграции в водонасыщенных породах. Труды ВНИИ, 19586, вып. XIV

106. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти М.; Недра; 1977,414 с.

107. Савченко В.П., Плотников А.А. Условия образования гидродинамических ловушек газа в связи с проблемой их поисков. «Газовая промышленность», 1972, №3, с.4-7

108. Ш.Садовский М.А., Абасов М.Т., Николаев А.В. Перспективы вибрационного воздействия на нефтяную залежь с целью повышения нефтеотдачи. Вестник АН СССР, №9,1986, с. 95-99

109. Терновой Ю.В., Сулейманов Н.Г. Смещение залежи газа на Каменно-Балковском месторождении. В кн.: Геология, бурение и разработка газовых месторождений Предкавказья. М., «Недра», 1967, с. 21-24

110. Трушкин В.В. Исследование характера движения пластовых вод нефтегазоносных отложений Томской области (на примере Игольско-Талового и Ка-райского месторождений нефти). Дисс. канд. геол.-мин.наук. Томск, 2000, 135 с.

111. Трушкин В.В. О режимах движения подземных вод глубоких горизонтов на примере Западно-Сибирского мегабассейна «Геология нефти и газа», 1993, №2, с. 32-35

112. Ушаков А.П. Влияние гидравлического фактора на форму залежи нефти. -«Азербайджанское нефтяное хозяйство», 1950, №5, с. 4-7

113. Фадеева Г.А., Шатилов А.Ф., Краснокутская Н.В., Мотренко А.А. Положение газоводяного контакта на Астраханском газоконденсатном месторождении. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», 1999, №9, с. 34-38

114. Хабберт М.К. Гидродинамические условия формирования нефтяных месторождений. М., ГОСИНТИ, 1958,94 с.

115. Чарный И.А., Томельгас В.А. О смещении газовых и нефтяных месторождений в потоке пластовых вод. В кн.: Добыча нефти. М., «Недра», 1967, с. 38-68

116. Шахновский И.М. Еще раз о нефтегазоносности пород фундамента. «Геология нефти и газа», 1994, с. 29-34

117. Шахновский И.М. Происхождение нефтяных углеводородов. М.: ВНИИО-ЭНГ, 2004,59 с.

118. Швидлер М.И., Леви Б.И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей. М., «Недра», 1970,70 с.

119. Шорников Б.Я., Фейгельсон И.Б. О методах разработки некоторых нефтяных месторождений. «Нефтяное хозяйство», 1956 г. №11, с. 47-48

120. Юрин И.Я. Влияние разработки на положение водонефтяного контакта в соседних залежах. «Нефтепромысловое дело», №2,1961, с. 25-28

121. Beal, С.Н.: "Geologic structure of the Cushing Oil Field, Oklahoma". // U.S. Geol. Surv. Bull., 1917,658:30

122. Goebel, L.A.: Cairo field, Union country, Arcansas. "Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol.", 1950, voll.34, pl954-1980

123. Green, Т.Н. and Ziemer, C.W.: "Tilted water table at Northwest Lake Creek Field, Wyoming". // O&G., 1953, July 13:78

124. Hubbert, M.K.: "Application of hydrodynamics to oil exploration". / Proc., 7th World Petrol. Cong., Mexico City, 1967,1В:59-75

125. Hubbert, M.K.: "Entrapment of petroleum under hydrodynamic conditions". / Proc., Amer. Assoc. Petrol. Cong. Mexico City, 1953,1В:59-75

126. Illing, V.C.: An introduction to the principles of the accumulation of petroleum. "The Science of Petr.", 1938, vol. 1. Oxford Univ. Press., pp. 228-220

127. Illing, V.C.: Some factors in oil accumulation. "Jour. Inst. Petr. 1939, vol. 25, pp. 201-225

128. Illing, V.C.: The migration of oil and natural gas. "Inst. Petr. Technologists Journ.", 1933, vol. 19, № 114, pp. 229-274

129. Illing, V.C.: The migration of oil. The Science of Petroleum, vol. 1, Oxford Univ. Press., 1938, pp 209-217

130. Mills R., Van A. Experimental studies of subsurface relationships in oil and Gas fields. " Econ. Geol.", 1920, vol. 15, № 5, pp. 398-421

131. Munn M.J.: Studies in the application of the anticlinal Theory of oil and gas accumulation. "Econ. Geol.", 1909a, vol. 4, pp. 141-157

132. Munn M.J.: The anticlinal and hydraulic Theories of oil and gas accumulation. -"Econ. Geol.", 1909b, vol. 4, pp. 509-529

133. Reference Manual of Eclipse Blackoil 100,2004

134. Root D.H., Attanasi E.D.: "A Primer in Field-Growth Estimation". In: The Future of Energy Gases, 547-554,1993

135. Rubey, W.W. and Hubbert, K.M.: "Role of Fluid Pressure in mechanics of over-thrust Faulting". // Bull.Geol.Soc. Amer., 1959,70

136. Russel W.L.: Principles of Petroleum geology, 1951, №4, p. 816-824

137. Russel W.L.: Tilted Fluid contacts in mid-continent Region. «BAAPG», XI, 1956, vol. 40, №11, pp. 2644-2668

138. SPE 53197 Stenger B.A., Saudi Arabian Oil Company "Regional Temperature Gradient: A Key To Tilted OOWC"

139. SPE 53373 Hsueh P.T., Pham T.R., Bu-Hulaigah E.H. Saudi Aramco "A Review of Different Methods in Initializing and History Matching a Reservoir Model with Tilted Oil-Water-Contact"

140. SPE 71339 Stenger B.A., Pham T.R., Al-Sahhaf A.A. " Assesing the Oil Water Contact in Haradh Arab-D"

141. Technical Description of Eclipse Blackoil 100,2004

142. Thomas C. Bailey, James M. Grubb: "Drilling confirms radar-mapped atmospheric seepage anomalies, Premier E&P LLC Houston" // Oil&Gas Journal / Week of Oct 16,2006

143. Valleroy J.P. "A Hydrological Interpretation of the Ghawar Arab-D OOWC", Exxon internal report EP-82-15(1982)

144. Weeks A.W. Some experimental work testing the hydraulic theory of oil migration and accumulation by means of Doucnucard Circulation of water. -«BAAPG», 1925, vol. 9, №8, pp. 1143-1151