Интенсификация выработки запасов нефти с применением горизонтальных скважин

Литвин, Виталий Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Интенсификация выработки запасов нефти с применением горизонтальных скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация выработки запасов нефти с применением горизонтальных скважин"

УДК 622.276.1 /А.

На правах рукописи

О б АВГ 2003

ЛИТВИН ВИТАЛИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (на примере Самотлорского месторождения)

Специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и 1 ачоных месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2009

003475139

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

Научный руководитель

■ доктор технических наук Гильманова Расима Хамбаловна

Официальные оппоненты:

• доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич

• кандидат технических наук Ганиев Булат Галиевич

Ведущая организация

Башкирский государственный университет

Защита состоится 23 июля 2009 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП ИПТЭР».

Автореферат разослан 23 июня 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук д^/^ Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Рост применения технологий горизонтального бурения при вводе в разработку новых месторождений нефти и при доразработке старых месторождений требует научного обоснования и поиска оптимальных условий строительства и эксплуатации систем разработки, основанных на горизонтальных скважинах (ГС). Поэтому дальнейший поиск оптимальных схем расположения стволов ГС с целью повышения эффективности выработки запасов нефти является актуальной проблемой.

Цель работы — поиск и научное обоснование оптимальных схем размещения стволов горизонтальных скважин и их реализация на реальных залежах нефти.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

• анализ существующих технологий разработки залежей нефти с применением горизонтальных скважин. Изучение особенностей эксплуатации ГС на различных месторождениях;

• гидродинамическое моделирование ГС в неоднородном пласте в условиях частичного разгазирования залежи нефти;

• поиск оптимальных схем расположения стволов горизонтальных скважин по латерали и по разрезу пласта;

• разработка рекомендаций по повышению эффективности применения ГС и действующих систем разработки на залежах нефти Самотлорского месторождения.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей нефти с применением горизонтальных скважин.

Научная новизна результатов работы

• Научно обосновано снижение эффективности выработки запасов нефти при возникновении внутрискважинного межпластового перетока жидкости в результате совместной эксплуатации двух и более гидродинамически не связанных пластов с различным энергетическим состоянием.

• Исследование влияния расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти (КИН) и плотность сетки

скважин показало, что использование общепринятых в промысловой практике представлений о том, что горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (ВС), не всегда отражает истинное положение вещей. Данное соотношение выполняется только при оптимальном расположении ствола ГС.

• Показано, что при разработке послойно-неоднородного по проницаемости пласта с применением заводнения размещение ствола ГС в высокопроницаемом слое приводит к снижению КИН.

Основные защищаемые положения:

• вывод о том, что режим частичного разгазирования при разработке чисто нефтяной залежи с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором является более эффективным, чем режим ограничения отборов и поддержания пластового давления (ППД) выше давления насыщения нефти газом;

• разработанный каталог различных схем расположения стволов ГС и определенные для них технологические показатели - КИН и плотность сетки скважин;

• оптимальный набор геолого-технических мероприятий (ГТМ), позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить нефтеотдачу пластов пачки АВ Самотлорского месторождения.

Практическая ценность и реализация результатов работы

• Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Самотлорском месторождении.

• Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по разобщению пластов, выбору скважин-кандидатов для зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС), оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 2,2 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 3,86 млн руб.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2007-2008 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2008 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 8 научных работах, в т.ч. 7 - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 157 наименований. Работа изложена на 177 страницах, содержит 20 таблиц, 86 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные защищаемые положения, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам применения горизонтальных скважин в разработке нефтяных и газовых месторождений.

Вопросы теории и практики применения технологии горизонтального бурения в разработке нефтяных месторождений освещены в трудах следующих исследователей: Алиева З.С., Басова И.К., Берлина Т.Г., Бескровного Н.С., Борисова Ю.П., Бузинова С.Н., Волкова Ю.А., Гайфуллина Я.С., Горшениной Е.А., Грайфера В.И., Григорьева A.B., Григоряна A.M., Григулецкого В.Г., Евченко B.C., Егурцова H.A., Зайцева С.И., Закирова С.Н., Зарипова А.Т., Захарченко Н.П., Ибатуллина P.P., Ибрагимова А.И., Иктисанова В.А., Ипатова А.И., Кагана Я.М., Кнеллера Л.Е., Котляровой Е.М., Кременецкого М.И., Крылова В.А., Крючкова Б.Н., Кулинича Ю.В., Куштановой Г.Г., Леготина Л.Г., Лысенко В.Д., Максимова В.П., Маринина Н.С., Меркулова В.П., Молоковича Ю.М., Мохеля А.Н., Мукминова И.Р., Муслимова Р.Х., Низаева Р.Х., Овчинникова М.Н., Пилатовского В.П., Полубариновой-Кочиной П.Я., Розенберга И.Б., Сафиуллина М.Н., Сомова Б.Е., Стрельченко В.В., Сучкова Б.М., Табакова В.П., Тюрина В.В., Фазлыева Р.Т., Фархуллина Р.Г., Хайруллина М.Х., Чекушина В.Ф., Шамсиева М.Н., Шеремета В.В., Юсупова И.Г., Янгуразовой З.А., Babu D.K., Butler R.M., Economides M.J., Ehlig-Economides C.A., Giger F.M., Goode P.A., Joshi S.D., Kuchuk F.J., Lichtenberger G.J., Odeh A.S., Raghavan R., Suprunowicz R., Thambynaygam R.K. и других.

В настоящее время структура сырьевой базы нефти РФ такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми малопродуктивными коллекторами в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами может быть экономически невыгоден, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов

окажется не вовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, находящимся в неоднородных и низкопроницаемых пластах, коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн.

Рост интереса к технологиям разработки с применением горизонтальных стволов скважин связан также и с процессом истощения «легких» запасов нефти и ростом доли трудноизвлекаемых запасов «старых» месторождений России. Ввод в разработку менее продуктивных, имеющих категорию трудноизвлекаемых запасов нефти, стал одной из причин бурного развития горизонтального бурения и проводки боковых горизонтальных стволов, позволяющих существенно увеличить зоны дренирования.

Анализ научно-технической литературы показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин. Поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей.

Горизонтальные технологии (в том числе и многозабойные скважины) направлены, с одной стороны, на создание новых более эффективных систем разработки, с другой, на повышение эффективности использования старого фонда скважин в результате зарезки боковых горизонтальных стволов. Технология зарезки БГС позволяет «реанимировать» пробуренный фонд условно-вертикальных скважин, осуществить дополнительный отбор запасов нефти за счет ранее находившихся в недренируемых областях залежи, повысить общую величину КИН.

Несмотря на ряд преимуществ применения горизонтальных технологий их фактическая эффективность значительно ниже теоретически возможной. Не всегда оправдываются ожидания по дебитам, в некоторых случаях происходит быстрое обводнение продукции скважин. В литературе выделяют следующие причины недостаточной эффективности ГС: особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, неоднородность геологического строения пласта-коллектора, несовершенство методов определения гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт, трещиноватость коллектора, отставание организации поддержания пластового давления и др. факторы.

Одной из наиболее значимых по важности проблем при использовании ГС является аспект сравнительной эффективности различных систем разработки. В проведенных работах по сравнению эффективности выработки залежей различными системами разработки с применением горизонтальной технологии показано, что в призабойной зоне ГС теряется лишь 2...4 % прилагаемой на пласт депрессии, в то время как на вертикальных скважинах потери давления в ПЗП достигают 50 %. Характеристики вытеснения в системах с применением ГС также существенно лучше, чем в вариантах с вертикальными скважинами. Остается открытым вопрос оптимизации схем размещения ГС как по латерали в окружении действующих скважин (вертикальных и горизонтальных), так и в разрезе пласта.

Во второй главе приведены результаты теоретических исследований, связанных с поиском оптимальных решений по применению горизонтальных скважин в разработке нефтяной залежи.

При проектировании системы разработки возникают вопросы о выборе оптимальных параметров системы разработки. Стоит ли строить систему разработки только с применением ГС или вертикальных скважин? Оправдано ли бурение ГС для интенсивных систем разработки, таких как линейные п-рядные системы разработки?

Одним из насущных вопросов проектирования систем разработки является вопрос влияния ГС на выработку запасов и, соответственно, на плотность сетки скважин. Применяемые подходы зачастую носят эмпирический характер, не подтвержденный модельными расчетами. Несмотря на обилие работ в научной и научно-технической литературе, посвященных данным вопросам, эти проблемы еще не имеют однозначного решения.

В работе рассмотрена модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта, представленного десятью фильтрационными слоями с проницаемостью, изменяющейся от 10 до 1000 мД, между которыми существует гидродинамическая связь. Слои имеют также различную пористость (от 0.16 до 0.24 д.ед.) и начальную нефтенасыщенность (от 0.7 до 0.8 д.ед.). Залежь разрабатывается трехрядной линейной системой скважин. На рисунке 1 показан элемент этой системы разработки.

Исследован ряд случаев, возможных при разработке залежи. В качестве базового варианта разработки рассмотрен случай, когда залежь разрабатывается вертикальными скважинами, с системой заводнения и дополнительным условием, согласно которому пластовое давление не снижается ниже давления насыщения нефти газом (ограничение на величину забойного давления добывающих скважин). 1 вариант -разработка залежи вертикальными скважинами, в условиях частичного разгазирования залежи (компенсация отборов жидкости закачкой воды

менее 100 % в начальный период и забойные давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом). 2 вариант -разработка залежи горизонтальными скважинами, в условиях частичного разгазирования залежи (компенсация отборов жидкости закачкой воды менее 100 % в начальный период и забойные давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом). Этот вариант разбит на подварианты, отличающиеся расположением стволов горизонтальных скважин: 2.1 — стволы скважин расположены в высокопроницаемом слое; 2.2 — стволы скважин расположены в верхнем низкопроницаемом слое; 2.3 - стволы скважин расположены в верхнем (2ГС) и нижнем (2ГС) низкопроницаемых слоях.

а б

Рисунок 1 — Модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта с расположением стволов ГС (вариант 2.1) (а) и показатели выработки запасов по вариантам разработки (б)

Полученные результаты (рисунок 1, б) показывают, что разработка залежи в режиме частичного разгазирования является более эффективной, однако прирост эффективности незначителен и дает увеличение КИН на 0.008 д.ед. Кроме того, первый вариант обеспечивает более высокие темпы отбора нефти в начальный период разработки залежи. Применение горизонтальных скважин позволило увеличить темпы отбора запасов нефти и сократить сроки разработки залежи. Вместе с тем, быстрое снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом приводит к образованию техногенной газовой «шапки», что, с одной стороны, способствует более полному извлечению нефти из верхнего низкопроницаемого пропластка, но с другой, приводит к быстрому снижению дебита нефти, увеличению доли свободного газа в добываемой продукции, снижению гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами.

Конечный КИН для варианта 2.1 составил 0.669, что ниже КИН для первого варианта и превышает на 0.003 д.ед. значение КИН базового варианта. Такое снижение эффективности выработки запасов связано с тем, что расположение стволов ГС в высокопроницаемом слое приводит к быстрой выработке запасов нефти этого слоя, заводнению и последующему отключению скважин, при этом запасы низкопроницаемых слоев остаются невыработанными. Таким образом, для данного варианта применение ГС не увеличивает охват воздействием, а выступает инструментом интенсификации выработки запасов нефти. Очевидно, в данном случае целесообразность применения ГС решается с привлечением экономических критериев. Размещение стволов ГС в низкопроницаемом слое увеличивает эффективность нефтеизвлечения, т.к. при таком расположении скважин выработка запасов происходит более равномерно. Вместе с тем, во всех рассмотренных выше вариантах отмечается формирование «застойной», не вырабатываемой зоны в области коллектора, ограниченного стволами добывающих ГС. Для предотвращения этого рассмотрен вариант с расположением стволов ГС в разных низкопроницаемых слоях. Расчет технологических показателей разработки для данного варианта дает максимальный конечный КИН при сохранении темпов выработки запасов. Анализ полей нефтенасыщенности показывает, что «застойная» зона в коллекторе при таком размещении стволов ГС не образуется.

Несмотря на то что различие КИН в модельных вариантах небольшое, тем не менее, различие в размещении стволов ГС позволит достичь большей эффективности в выработке запасов нефти.

Рассмотрены вопросы эффективности выработки запасов нефти в анизотропном по проницаемости коллекторе. Показано, что наличие анизотропии проницаемости приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения. На рисунке 2 представлены кривые зависимости конечного КИН от показателя анизотропии проницаемости коллектора для каждого из рассмотренных выше вариантов.

Полученные результаты продемонстрировали интересную закономерность. Чем выше анизотропия проницаемости коллектора, тем ниже конечный КИН. Для сильно анизотропных коллекторов (К7/Кх= 0.01) бурение ГС становится неэффективным по сравнению с применением вертикальных скважин. При этом потери в КИН меньше для варианта 2.3, который предполагает расположение стволов ГС у кровли и подошвы пласта, т.е. охватывает воздействием больший объем коллектора. Снижение эффективности применения ГС в сильно анизотропных по проницаемости коллекторах связано с тем, что в данном случае поток флюидов происходит в основном вдоль напластования, и имеет низкую интенсивность в вертикальном

направлении. Выработка запасов нефти происходит послойно. Так как вертикальная скважина вскрывает все слои коллектора, то и эффективность выработки запасов для нее будет выше. Для ГС в первую очередь вырабатываются и, следовательно, заводняются те слои, через которые проходит ствол скважины. Остальные слои вырабатываются менее интенсивно, что и приводит к уменьшению значения конечного КИН.

Данное положение имеет принципиальный характер, т.к. оно определяет стратегию создания наиболее эффективной системы разработки залежи нефти. Очевидно, что сильно анизотропные по проницаемости пласты должны разрабатываться либо системой вертикальных скважин, либо системой полого направленных скважин, вскрывающих все нефтенасыщенные пропластки.

0.7

Ч 0.65 х

Ьй >5

I 0.6

0.55

О вариант 1 ■ вариант 2.1

□ вариант 2.2 □ вариант 2.3

1 0.5 0.1 0.01

анизотропия проницаемости, д.ед.

Рисунок 2 - Зависимость конечного КИН от показателя анизотропии проницаемости коллектора для разных вариантов разработки залежи

Одним из вопросов, возникающих при проектировании систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных стволов скважин, является оптимальное расположение ГС относительно других скважин эксплуатационного и нагнетательного фонда.

На модели однородного по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) пласта рассматриваются различные схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин. Для каждой схемы рассмотрены различные варианты размещения стволов скважин. В расчетах задавалось требование равенства 100 %-ной компенсации отборов жидкости закачкой воды. Стволы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин расположены посередине пласта. Вертикальные скважины вскрывают пласт полностью. На рисунке 3 в качестве примера представлена одна из рассмотренных схем расположения скважин.

Вариант 0 О О Вариант 1 О О Вариант 2 О о

Вариант 3 «-О ^ о> Вариант 4 & | ?

Рисунок 3 - Варианты расположения добывающих и нагнетательных скважин

Результаты расчетов различных вариантов расположения ГС приведены в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что наибольший коэффициент извлечения нефти достигается в третьем варианте, где нагнетательная и добывающие скважины - горизонтальные и стволы добывающих скважин направлены к границам участка. Для варианта 4 характерен меньший КИН, что связано с меньшим охватом воздействием при данном расположении стволов ГС.

Таблица 1 - Результаты расчетов различных вариантов расположения ГС

Номер варианта Накопленная добыча нефти, 103м3 Коэффициент нефтеизвлечения, д.ед. Коэффициент охвата, д.ед. X

0 831.5 0.336 0.50 -

1 821.9 0.332 0.49 0.95

2 1164.9 0.470 0.69 1.92

3 1179.3 0.476 0.70 1.99

4 1119.5 0.452 0.67 1.73

Рассмотрим, как влияет расположение стволов ГС на плотность сетки скважин. Для определения данного соотношения в условиях рассматриваемой модели воспользуемся следующим подходом. Для

варианта 0 рассчитывается плотность сетки скважин по формуле р

О Т-1

Л0 =-, где г0 ~ площадь нефтеносности; пх — количество

«1

вертикальных скважин. Из формулы КИН0 = Кв • е"3" для варианта О определим коэффициент пропорциональности а,:

1 (кинЛ тгг„т

СС1 =--ш - , где КИН0 - коэффициент извлечения нефти

$0 [К ;

варианта О, Кв - коэффициент вытеснения. В дальнейшем полагаем, что а = const. Для варианта / > 0 с применением ГС определим плотность

сетки скважин из формулы KHHi — Кв • е aS>, т.е.

= --1п а

f КИН: Л

С другой стороны, = —0—, где Х-

V К. ,

искомый коэффициент, отражающий соотношение ВС и ГС, щ и пг -количество соответственно вертикальных и горизонтальных скважин для данного варианта.

Расчеты коэффициента х, представленные в таблице 1, показывают, что значение соотношения, близкое к установившемуся в промысловой практике 1:2, соответствует только оптимальному расположению ГС (соответствующему максимальному КИН). Для других вариантов расположения ГС это соотношение ниже и изменяется от 0.95 (!) до 1.73. Очевидно, что неудачное расположение ствола ГС будет соответствовать меньшему значению коэффициента плотности сетки скважин. При этом значение параметра х, меньшее единицы, свидетельствует о нецелесообразности бурения горизонтальных стволов добывающих скважин для данных вариантов.

В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки пластов АВ,1"2, АВ,3, АВ2.з Самотлорского месторождения. В настоящее время проблемы стремительного обводнения добываемой продукции и сосредоточения остаточных запасов в низкопроницаемых интервалах коллектора для данного месторождения являются крайне актуальными.

Особенностью геологического строения названных выше пластов являются их высокие послойная V2) и зональная у22 неоднородности проницаемостных свойств коллектора. Так, для пласта АВ)3 средняя послойная неоднородность составляет 0.81 отн.ед. Это говорит о том, что в разрезе пласта соседствуют прослои, которые отличаются на порядок и выше.

С помощью примененного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов АВ,1"2, АВД АВ2_з Самотлорского месторождения в районе блока в 16-04. Структуризация запасов проводится по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности (рисунок 4), зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС.

Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 10 и более раз, находятся

значительные объемы нефти - около 58 % всех геологических и 50.1 % I начальных извлекаемых запасов пласта АВ]3.

Рисунок 4 - Распределение геологических, подвижных

и извлекаемых запасов нефти пласта АВ]3 в районе блока 016-04 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Таким образом, анализ структуры запасов нефти пластов АВ)1"2, АВ,3, АВ2.з в районе блока 016-04 Самотлорского месторождения показывает, что пласты месторождения характеризуются сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью. Опережающая выработка 1 запасов нефти происходит из высокопроницаемых пропластков, а остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. При наличии гидродинамической связи между " высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо применять [ гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, такие как нестационарное воздействие, потокоотклоняющие технологии. Перспективным является применение технологий горизонтального бурения в интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пластов группы АВ.

Сформированная система разработки рассмотренных пластов Самотлорского месторождения на начальном этапе позволяла осуществлять относительно эффективную выработку запасов нефти, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД

предопределили их неравномерную выработку на текущий момент времени. Следствием этого является высокий уровень обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении пластов АВД АВ2.з. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при недостаточных объемах закачки и низких достигнутых КИН (рисунок 5) свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических

Обводненность, %

Рисунок 5 - Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой продукции пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока 016-04

Проведенный анализ эффективности разработки в целом указывает на необходимость:

• повысить текущие темпы отбора запасов нефти путем повышения эффективности работы нагнетательного фонда;

• провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации «кинжальных» прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах;

• повысить эффективность закачки вытесняющего агента, реализуемый коэффициент охвата процессом дренирования через организацию системы нестационарного заводнения;

• провести работы по разукрупнению совместного фонда и повышению эффективности выработки запасов залежей путем использования самостоятельных сеток скважин;

• применять перспективные технологии горизонтального бурения в интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пластов группы АВ.

Анализ применяемых на участке технологий МУН показал очень низкую эффективность гидроразрыва пласта (ГРП) (таблица 2), что связано с близостью водоносных или обводнившихся в результате заводнения пластов.

Таблица 2 - Успешность ГРП по объектам

Пласт Количество операций Количество успешных операций Средний коэффициент успешности

АВ,1"2 39 18 0.49

АВ,3 6 1 0.17

АВ2-з 1 0 0

В таких условиях стратегия интенсификации выработки остаточных запасов нефти должна быть построена на технологиях горизонтального бурения. Целью этих мероприятий является регулирование выработки запасов в условиях, когда по причине аварийности или обводненности эксплуатация существующих скважин невозможна, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно велики. Кроме того, данная технология - мощное средство реанимации пробуренного фонда, выведенного из эксплуатации по ряду причин.

В условиях рассматриваемого участка бурение боковых горизонтальных стволов проводили в обводненных скважинах, часто расположенных близко к рядам нагнетательных скважин или к контуру водонефтяного контакта (ВНК). К моменту остановки этих скважин обводненность продукции превышала 80 %. Положительным фактором бурения БГС является увеличение добычи нефти. Однако по всем введенным в эксплуатацию БГС увеличилась обводненность добываемой продукции.

Анализ причин быстрого обводнения БГС и пробуренных на участке ГС показал, что вскрываемые ими пласты характеризуются значительной зональной и послойной неоднородностью. Все рассматриваемые горизонтальные скважины пробурены в сильно неоднородных зонах в водонефтяной зоне или в частично заводненных коллекторах (рисунок 6).

Проведенные численные исследования показали, что наличие послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора в пласте водонефтяной зоны существенным образом влияет на процесс вытеснения нефти водой при эксплуатации пласта горизонтальной скважиной. Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных

скважин пласта АВ2_з показал, что при разработке контактной водонефтяной зоны использование горизонтальных скважин предпочтительнее вертикальных при соблюдении нескольких условий. Во-первых, ствол горизонтальной скважины должен размещаться как можно ближе к кровле пласта. Во-вторых, при помощи моделирования или экспериментально необходимо подбирать оптимальный режим эксплуатации горизонтальной скважины, при котором обводненность продукции достаточно долго остается низкой. В-третьих, высокие

отборы горизонтальных скважин должны компенсироваться закачкой.

^ * (............\

/ \ ■ " 017-05

• д17-04 \

/ ^ЧЙ» \

МП _. ^

\ 21Ш »

у" \

ímti

10Мр 2М7Т

iftsrp ^

2р

д1б -ef

i- ^í» VJ16-05

L^r ">» ' ' 316'04'

2*277 K7M

IWftfWJS

217И

W7M o m„ »p

39997 tnJP7*-* »77»

„jjtom "l" »«2T* mt

**L9S ЯМ* О 29771 ®

__И77» «-Ф-

20» I ím» o io,n g eM11

80771

»701 "I" +

g 15-04

° ««•; Miu »1«

g 15-03 _ j jjr

2C724

2M0Í 2И1Г

90790 s 1S>1» e

• T ~ лг т ° T

• "Г" "f" !»«1

0 0 1M»1 0

»74, "Г

Плотность текущих подвижных запасов нефти на 2005 г, тыс.т/га

ГШТГИИ1

0 12345678

Рисунок 6 - Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов нефти на момент начала бурения ГС (01.01.2005 г) (пласт АВ,3, район блока G16-04 Самотлорского месторождения)

Для повышения эффективности действующей системы разработки в четвертой главе предложен комплекс геолого-технических мероприятий, основными элементами которого стали бурение горизонтальных стволов, разобщение пластов с разным энергетическим состоянием и предотвращение внутрискважинных межпластовых перетоков, организация нестационарного воздействия.

Первым и, пожалуй, основным моментом недостаточной эффективности сложившейся системы разработки является отсутствие стратегии доразработки залежи. Система разработки требует значительного изменения, т.к. при существующем положении дел утвержденный КИН не достигается. Здесь необходимо отметить, что для адресного воздействия на остаточные запасы нефти в послойно и зонально неоднородных пластах основной упор в области бурения должен быть сделан на горизонтальные технологии. Однако это капиталоемкий и наукоемкий путь повышения эффективности действующей системы разработки.

Вместе с тем, для повышения эффективности действующей системы разработки необходимо провести ревизию эксплуатационного и нагнетательного фондов скважин для устранения возможности возникновения внутрискважинных межпластовых перетоков жидкости и связанного с ними неконтролируемого заводнения невыработанных пластов и оттеснения запасов нефти от забоев добывающих скважин.

В работе на примере двухпластовой модели (рисунок 7) научно обосновано явление потери части запасов нефти при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями.

Рисунок 7 - Модель двухпластовой системы, эксплуатируемой

добывающей скважиной единым фильтром. Пласты гидродинамически не связаны друг с другом за исключением ствола добывающей скважины. В высокопроницаемый пласт (1) ведется закачка воды (цветом показано поле водо-насыщенности; изолиниями показано поле давления)

Водонасыщенность, д.ед.

гтг

ХИ!

из

О 0.1 02 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 О.в 0.9

На рисунке 8 приведены динамики текущих подвижных запасов нефти пласта 1 и потерь подвижных запасов нефти пласта 2 в зависимости от обводненности продукции скважины. Видно, что наибольший темп оттоков подвижных запасов пласта 2 соответствует уровню обводненности добываемой жидкости более 90 %. К моменту достижения предельной обводненности (98 %) около половины всех подвижных запасов нефти пласта 2 оттеснены за контур дренажа скважины.

Необходимо отметить, что данное явление - отток запасов нефти и неконтролируемое заводнение за счет внутрискважинных перетоков - неоднократно наблюдалось в процессе моделирования разработки ряда месторождений. Например, моделирование разработки залежей нефти пластов АВ,1 "2, АВ]3, АВ2.з Самотлорского месторождения показало, что в «совместных» скважинах существуют внутрискважинные межпластовые перетоки.

0.8 ' 0.7 0.6 -0.5 0.4 -0.3 -0.2 0.1 -оJ

а сг < ®

п и

о < (в о

О у

я 1

5 0 £

—■I пласт 1

— 1 пласт 2 1

-0.1 г а

о •

г ч

-0.2 г о

X О

-0-3 11

-0.4 о |

-О.в 1 §

I *

-0.7 5 о

8 8

"0.8 £ 5

• ч

-0.9 1 ° -1

0.2 0.4 0.6 0.8

обводненность продукции скважины, д ед.

Рисунок 8 - Динамика текущих подвижных запасов нефти пласта 1 и потерей подвижных запасов нефти пласта 2 в зависимости от обводненности продукции скважины

Методом «нечетких множеств» отобраны добывающие скважины с высокой обводненностью добываемой продукции, в которых высока вероятность внутрискважинного перетока. По данным скважинам рекомендовано отключение высокопроницаемых обводнившихся пластов.

Значительное залегание начальных извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах, что характерно для пластов группы АВ в районе блока 016-04 Самотлорского месторождения, заранее предопределяет достаточно быстрое нарастание обводненности добываемой продукции. В таких условиях необходимо применение технологий нестационарного заводнения, позволяющего снизить неравномерность вытеснения нефти водой.

Проведенный анализ позволил выявить зоны пластов с низкой выработкой извлекаемых запасов нефти и повышенной плотностью недренируемых подвижных запасов нефти. Наличие таких зон обусловлено следующими факторами:

1) высокая неоднородность проницаемостных свойств коллектора и его низкая средняя проницаемость;

2) несовершенство действующей системы разработки (пласты, различающиеся своими ФЕС, разрабатываются единой сеткой скважин).

Для организации циклического заводнения был выбран пласт АВ]3 блока G17-04. Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов пласта АВ|3 приведен на рисунке 9, а. Нагнетательная скважина 29976 имеет высокую тесноту связи с добывающими скважинами 29978, 29977, 21235. Данный участок характеризуется достаточно высокой послойной неоднородностью и, как следствие, большой плотностью недренируемых подвижных запасов нефти (рисунок 9, б). Обводненность рассматриваемой группы добывающих скважин на 01.05.2008 г. составляет 86 %. Пластовое давление в зоне отбора выше давления насыщения нефти газом.

д17-04

яр

29,79 2MÍÍ

N ' \

а)

g 17-04

26^72 1

<iate

ÍÍ634 Г •

jBfTjr

29971 •

б)

2|L2

Рисунок 9 - Фрагмент карты плотности текущих подвижных (а) и недренируемых подвижных (б) запасов нефти (пласт АВ)3 Самотлорского месторождения)

На основе созданной фильтрационной модели участка просчитаны несколько вариантов нестационарного воздействия со стороны скважины 29976 с различными периодами работы и остановки скважины: 1) 30 сут работает, 30 сут отключена; 2) 15 сут работает, 30 сут отключена; 3) 30 сут работает, 15 сут отключена.

Сравнение накопленной добычи нефти при различных вариантах разработки приведено на рисунке 10. На основании результатов гидродинамического моделирования можно сделать вывод о положительном эффекте организации циклической закачки в скважине 29976.

На начальном этапе моделирования наиболее эффективным является нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины, при котором скважина работает с одинаковыми периодами

работы и остановки. В режиме, при котором период работы скважины 29976 в 2 раза меньше периода остановки, достигается наибольшее значение дополнительно добытой нефти. Однако на первом этапе при данном режиме происходит значительное снижение добычи нефти по сравнению с базовым вариантом. Очевидно, необходимо менять режимы эксплуатации нагнетательной скважины с течением времени.

Рисунок 10 — Технологические показатели разработки опытного участка при стационарном и нестационарном воздействиях на пласт со стороны нагнетательной скважины 29976

На основании полученных в предыдущих разделах результатов были сформированы первоочередные ГТМ по повышению эффективности разработки рассматриваемого участка. Предлагаемые мероприятия имеют двойную цель. Во-первых, они направлены на повышение эффективности действующей системы разработки рассматриваемого участка. Во-вторых, они являются элементами эксперимента по опробованию новых подходов в разработке нефтяных залежей, часть из которых были изложены выше. Все мероприятия были просчитаны на хорошо адаптированной гидродинамической модели залежи и являются вполне обоснованными, что позволяет надеяться на их высокую эффективность.

Предложенный комплекс ГТМ позволит за прогнозный период в 20 лет дополнительно добыть 874 тыс. т нефти при сокращении добычи жидкости в 3108 тыс. т и закачки воды в 2366 тыс. м3. Прирост накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДЦ) за этот период составит более 190 млн руб.

Основные выводы и рекомендации

1. Анализ научно-технической литературы показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин, поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей.

2. Проведенные расчеты показали, что разработка чисто нефтяной залежи с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором в режиме частичного разгазирования является более эффективной, чем в режиме ограничения отборов и поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом. Это связано с большей эффективностью нефтеизвлечения из низкопроницаемых прослоев коллектора при расширении выделяющегося из нефти газа.

3. Показано, что для интенсивных систем разработки (на примере 3-рядных линейных) применение горизонтальных скважин не дает существенного прироста КИН, а является инструментом интенсификации добычи нефти. С другой стороны, показано, что расположение ГС можно оптимизировать по мощности пласта. Так, размещение ствола ГС в высокопроницаемом слое приводит к снижению КИН.

4. Предложена схема размещения стволов ГС в послойно-неоднородном по проницаемости пласте. Расположение стволов ГС в прикровельном и приподошвенном низкопроницаемых слоях позволит увеличить КИН и предотвратить образование «застойной» зоны в области коллектора, ограниченного стволами добывающих скважин.

5. Исследованы процессы нефтеизвлечения из послойно-неоднородных анизотропных по проницаемости коллекторов. Показано, что чем выше анизотропия проницаемости коллектора, тем ниже конечный КИН. Для сильно анизотропных коллекторов (Кг/Кх= 0.01) применение ГС становится неэффективным по сравнению с применением вертикальных скважин. В этом случае пласт необходимо разрабатывать либо системой вертикальных скважин, либо системой полого направленных скважин, вскрывающих все нефтенасыщенные пропластки.

две вертикальные, не всегда отражает истинное положение вещей. Только при оптимальном расположении стволов ГС данное соотношение выполняется. Однако, как показали модельные расчеты, неудачное расположение ГС может снизить эффективность разработки участка. При этом эквивалентность ГС и вертикальных скважин может составлять величины менее 1, что говорит о нецелесообразности применения таких схем расположения стволов горизонтальных скважин.

7. Проведенный анализ особенностей геологического строения и состояния разработки пластов АВД2, АВД АВ2_з в районе блока в 16-04 Самотлорского месторождения позволил выявить следующие факты:

• особенности строения нефтенасыщенных коллекторов -высокая послойная и зональная неоднородности проницаемостных свойств коллектора - привели к опережающей выработке высокопроницаемых пропластков, прогрессирующему росту обводненности, снижению эффективности действующей системы поддержания пластового давления и разработки в целом. Остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в низкопроницаемых областях коллектора. В таких условиях основные направления стратегии доразработки залежи должны быть направлены на адресное воздействие на остаточные запасы нефти посредством бурения горизонтальных стволов (горизонтальных скважин, многозабойных ГС и БГС), селективную водоизоляцию заводненных участков пласта с целью ограничения водопритока и изменения направления фильтрационного потока, организацию нестационарного воздействия;

• эксплуатация двух и более гидродинамически не связанных пластов с различным энергетическим состоянием приводит к возникновению в стволе скважины межпластовых перетоков жидкости, что отрицательно сказывается на эффективности нефтеизвлечения. Проведенные исследования указывают на крайнюю необходимость разукрупнения объектов эксплуатации;

• близость водоносных (заводненных) пластов предопределила низкую эффективность проводимых на участке ГРП. Предложено заменить ГРП на бурение БГС или радиальное бурение.

8. Для повышения эффективности действующей системы разработки предложен комплекс геолого-технических мероприятий, основными элементами которого стали бурение горизонтальных стволов, разобщение пластов с разным энергетическим состоянием и предотвращение внутрискважинных межпластовых перетоков, организация нестационарного воздействия. Предложенный комплекс ГТМ позволит за прогнозный период в 20 лет дополнительно добыть 874 тыс. т нефти при сокращении добычи жидкости в 3108 тыс. т и закачки воды в 2366 тыс. м3. Прирост НЧД Д за этот период составит более 190 млн руб.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Экспресс-методика расчета технологических показателей эксплуатации залежей нефти / И.В. Владимиров, В.В. Литвин, А.Р. Сарваров, Е.А. Горобец, А.Г. Кан, Ю.В. Михеев. - Уфа: ООО «Выбор», 2007. - 44 с.

2. Литвин В.В. Анализ эффективности применения ГРП на пластах пачки AB Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2008. -№ 12. - С. 26-28.

3. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Тюфякова О.С., Сарваров А.Р., Литвин В.В., Манапов Т.Ф. Потеря части подвижных запасов нефти в результате возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4. - С. 6-11.

4. Гильманова Р.Х., Вафин Б.И., Литвин В.В., Сарваров А.Р., Кожин В.Н. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.

- 2008. - № 5. - С. 35-40.

5. Шпан В.Я., Вафин Б.И., Сагитов Д.К., Литвин В.В., Сарваров А.Р. Анализ характера преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы // Нефтепромысловое дело.

- 2008.-Хг 6.-С. 21-25.

6. Владимиров И.В., Ахмадуллин Ф.Ф., Батрашкин В.П., Литвин В.В., Сарваров А.Р. Оценка степени взаимодействия пар «нагнетательная -добывающая» скважин для выбора объектов применения комбинированного воздействия со стороны этих скважин на послойно неоднородные нефтенасыщенные коллекторы // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 9. - С. 18-21.

7. Владимиров Й.В., Горобец Е.А., Литвин В.В., Васильев В.В., Хальзов A.A. Особенности применения циклического заводнения на недонасыщенных нефтью коллекторах (на примере пластов ПК-13 Самотлорского месторождения) // Нефтепромысловое дело. - 2008. -№ 10.-С. 25-31.

8. Сарваров А.Р., Литвин В.В., Владимиров И.В., Тюфякова О.С., Казакова Т.Г. Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2008.-№12.-С. 61-63.

Лицензия № 223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати 19.06.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага типографская № 1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Усл.-псч. л. 1.36 Тираж 100 экз. Заказ № 26 Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-с марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Литвин, Виталий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРИМЕНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В РАЗРАБОТКЕ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1.0 бщие положения.

1.2. Вопросы проектирования и размещения горизонтальных скважин.

1.3. Разработка нефтегазовых и водонефтяных залежей с помощью горизонтальных скважин.

1.4. Особенности моделирования горизонтальных скважин.

1.5. Выводы.

ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ.

2.1. Общие положения.

2.2. Моделирование процессов нефтеизвлечения из послойно-неоднородного пласта в условиях частичного разгазирования при разработке залежи с применением горизонтальных скважин.

2.3. Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин.

2.4. Выводы.

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ АВ,1'2, ABj3, АВ2.3 САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1. Общие положения.

3.2. Геологическое строение пластов ABi " , ABi , АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g 16-04 и окружающих его блоков.

3.3. Фильрационно-емкостные свойства коллекторов пластов ABi1"2, АВ!3 и АТЬ-ч Самотлорского месторождения в районе блока gl6-04. Показатели неоднородности ФЕС коллектора.

3.4. Свойства и состав нефти, газа и воды.

3.5. Детализация строения залежей нефти. Методические основы построения карт плотности начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти.

3.6. Анализ текущего состояния разработки.

3.7. Выводы.

ГЛАВА 4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВОВЛЕЧЕНИЮ В РАЗРАБОТКУ

ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ГРУППЫ ПЛАСТОВ АВ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РАЙОНЕ БЛОКА G16-04.

4.1. Общие положения.

4.2. Исследование потерь части подвижных запасов в результате внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием.

4.3. Перспективы применения на залежах нефти группы пластов АВ в районе блока gl604 Самотлорского месторождения технологий нестационарного заводнения.

4.4. Комплекс первоочередных геолого-технических мероприятий по повышению эффективности разработки блоков G17-04, G17-05, G16-05, G16-04, G16-03, G15-04, G15-03 пластов ABi1'2, ABi3, АВ2-3 Самотлорского месторождения.

4.5. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Интенсификация выработки запасов нефти с применением горизонтальных скважин"

За последние 20 лет в структуре запасов нефти России произошли значительные изменения. Средние запасы новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились в 4 раза. Доля крупных месторождений, среди вновь открытых, снизилась с 15 до 10%. Значительно ухудшились коллекторские свойства продуктивных горизонтов и качественный состав насыщающих их флюидов. Большинство месторождений России эксплуатируются в течение длительного времени и характеризуются высокой выработанностью запасов, снижением дебитов нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Применение традиционных технологий разработки для таких месторождений снижает эффективность выработки остаточных запасов, увеличивает долю трудно извлекаемых запасов нефти.

Проблема наращивания дебита скважин в условиях падающей добычи остро стоит для большинства нефтедобывающих компаний. Поэтому арсенал применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов и ввода в эксплуатацию остаточных запасов нефти постоянно совершенствуется. Одной из перспективных технологий выработки запасов нефти является горизонтальное бурение. По прогнозам, в ближайшие годы, технологии горизонтального бурения приобретут статус технологий, обеспечивающих экономическую безопасность государства.

В 50-60-е годы прошлого столетия наша страна лидировала в области строительства горизонтальных скважин. Однако затем, отрасль сосредоточилась исключительно на таких методах и технологиях повышения продуктивности скважин, как площадное заводнение, химическое воздействие на пласт, освоение только высокопродуктивных залежей и пр. В результате этого наша страна уступила первенство ряду зарубежных стран, которые интенсивно осваивали эту технологию во всех точках земного шара и достигли эффекта, качественно превосходящего все известные методы воздействия на продуктивный пласт.

Так, дебиты скважин, имеющих горизонтальные окончания большой протяженности, значительно возросли. В результате разрядились сетки эксплуатационных скважин, снизились депрессии на пласт, значительно увеличилось время "безводной" эксплуатации, изменились категории запасов, считавшиеся ранее неизвлекаемыми, которые в настоящее время могут эффективно извлекаться в промышленных масштабах, повысилась эффективность многих устаревших методов воздействия на пласт при их реализации с помощью горизонтальных скважин.

Дальнейшее совершенствование и развитие технологии ГС невозможно без детального и скрупулезного исследования гидродинамики пласта нефтяных и газовых залежей различных типов с целью создания оптимальных систем разработки нефтяных и газовых месторождений на основе применения горизонтальных скважинах (ГС). Актуальность проблемы.

Рост применения технологий горизонтального бурения при вводе в разработку новых месторождений нефти и при доразработке старых месторождений требует научного обоснования и поиска оптимальных условий строительства и эксплуатации систем разработки, основанных на ГС. Поэтому дальнейший поиск оптимальных схем расположения стволов горизонтальных скважин с целью повышения эффективности выработки запасов нефти является актуальной проблемой.

Цель работы - поиск и научное обоснование оптимальных схем размещения стволов горизонтальных скважин и их реализация на реальных залежах нефти. Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих технологий разработки залежей нефти с применением горизонтальных скважин. Изучение особенностей эксплуатации ГС на различных месторождениях.

2. Гидродинамическое моделирование ГС в неоднородном пласте в условиях частичного разгазирования залежи нефти.

3. Поиск оптимальных схем расположения стволов горизонтальных скважин по латерали и по разрезу пласта.

4. Разработка рекомендаций по повышению эффективности применения ГС и действующих систем разработки на залежах нефти Самотлорского месторождения.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей нефти с применением горизонтальных скважин.

Научная новизна выполняемой работы.

1. Научно обосновано снижение эффективности выработки запасов нефти при возникновении внутрискважинного межпластового перетока жидкости в результате совместной эксплуатации двух и более гидродинамически не связанных пластов с различным энергетическим состоянием.

2. Исследование влияния расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти (КИН) и плотность сетки скважин показало, что использование общепринятых в промысловой практике представлений о том, что горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (ВС), не всегда отражает истинное положение вещей. Данное соотношение выполняется только при оптимальном расположении ствола ГС. 3. Показано, что при разработке послойно-неоднородного по проницаемости пласта с применением заводнения размещение ствола ГС в высокопроницаемом слое приводит к снижению КИН.

Основные защищаемые положения.

1. Вывод о том, что режим частичного разгазирования при разработке чисто нефтяной залежи с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором является более эффективным, чем режим ограничения отборов и поддержания пластового давления (ППД) выше давления насыщения нефти газом.

2. Разработан каталог различных схем расположения стволов ГС и определенные для них технологические показатели - КИП и плотность сетки скважин.

3. Оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить нефтеотдачу пластов пачки АВ Самотлорского месторождения

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Самотлорского месторождения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по разобщению пластов, выбору скважин-кандидатов для зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС), оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 2,2 тыс.т нефти с экономическим эффектом в 3,86 млн.руб.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2006-2008 гг.), Научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2007-2008 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007 - 2008 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы 8 научных работах, в т.ч. 7 - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Литвин, Виталий Владимирович

Основные выводы и рекомендации

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. Анализ научно-технической литературы показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно па основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин, поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей.

2. Проделанные расчеты показали, что разработка чисто нефтяной залежи с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором в режиме частичного разгазирования является более эффективной, чем в режиме ограничения отборов и поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом. Это связано с большей эффективностью нефтеизвлечения из низкопроницаемых прослоев коллектора при расширении выделяющегося из нефти газа.

5. Исследованы процессы нефтеизвлечения из послойно-неоднородных анизотропных по проницаемости коллекторов. Показано, что чем выше анизотропия проницаемости коллектора, тем ниже конечный КИН. Для сильно анизотропных коллекторов (К7/Кх=0.01) применение ГС становится неэффективным по сравнению с применением вертикальных скважин. В этом случае пласт необходимо разрабатывать либо системой вертикальных скважин, либо системой полого направленных скважин, вскрывающих все нефтснасыщенные пропластки.

6. Исследование влияния расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин показало, что использование общепринятых в промысловой практике представлений о том, что горизонтальная скважина заменяет две вертикальные, не всегда отражает истинное положение вещей. Только при оптимальном расположении стволов ГС данное соотношение выполняется. Однако, как показали модельные расчеты, неудачное расположение ГС может снизить эффективность разработки участка. При этом, эквивалентность ГС и вертикальных скважин может составлять величины менее 1, что говорит о нецелесообразности применения таких схем расположения стволов горизонтальных скважин.

7. Проведённый анализ особенностей геологического строения и состояния разработки

1 ^ 3 пластов в районе блока §16-04 Самотлорского месторождения позволил выявить следующие факты:

• особенности строения нефтенасыщенных коллекторов - высокая послойная и зональная неоднородности проницаемостных свойств коллектора - привели к опережающей выработке высокопроницаемых пропластков, прогрессирующему росту обводненности, снижению эффективности действующей системы поддержания пластового давления и разработки в целом. Остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в низкопроницаемых областях коллектора. В таких условиях основные направления стратегии доразработки залежи должны быть направлены на адресное воздействие на остаточные запасы нефти посредством бурения горизонтальных стволов (горизонтальных скважин, многозабойных ГС и БГС), селективную водоизоляцию заводненных участков пласта с целью ограничения водопритока и изменения направления фильтрационного потока, организацию нестационарного воздействия.

• эксплуатация двух и более гидродинамически не связанных пласта с различным энергетическим состоянием приводит к возникновению в стволе скважины межпластовых перетоков жидкости, что отрицательно сказывается на эффективности нефтеизвлечения. Проведенные исследования указывают на крайнюю необходимость разукрупнения объектов эксплуатации.

8. Для повышения эффективности действующей системы разработки предложен комплекс геолого-тсхнических мероприятий, основными элементами которого стали бурение горизонтальных стволов, разобщение пластов с разным энергетическим состоянием и предотвращение внутрискважинных мсжпластовых перетоков, организация нестационарного воздействия. Предложенный комплекс ГТМ позволит за прогнозный период в 20 лет дополнительно добыть 874 тыс.т нефти при сокращении добычи жидкости в 3108 тыс.т и закачки воды в 2366 тыс. м3. Прирост НЧДД за этот период составит более 190 млн.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Литвин, Виталий Владимирович, Уфа

1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф.: Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. Изд. Техника, 2001, 191с

2. Борисов Ю.П., Пилатовский В.И., Табаков В.П.: Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. -М.: Недра, 1964.-154 с.

3. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.Е., Лещенко В.Е., Шовкрииский Г.Ю.: Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. -М: ВНИИОЭНГ, 1994,345 с.

4. Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. 190с.

5. Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я.М., Максимов В.П., Маринин Н.С, Сафиуллин М.Н.: Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. -М.: Недра, 1986. -278 с.

6. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск.ун-та, 2002.-596 с. ISBN 5-7464-0823-9.

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

8. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

9. Гилязов P.M. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 255 с.

10. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. /Справочник. М.: Недра, 1997. — 648 с.

11. И. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр».-2001.- 526 с.

12. Оганов С.А., Оганов Г.С., Позднышев C.B. / Многозабойное бурение скважин -развитие, проблемы и успехи. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - 60 с.

13. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИцентр ГКНТ СССР, 1991.-140 с.

14. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991. -533 pp.

15. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Мат. науч.-практ. конф. - ЦКР, 6-8 апреля 1999 г. - М.: ВНИИОЭНГ.-1999.-С. 116-135.

16. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000.-525 с.

17. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. /Нефтяное хозяйство. 1997. - № 7. - С. 19-24.

18. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами. /Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. - С. 2-17.

19. Мукминов Ильдар Р. Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП. Дисс. канд. техи. наук. Уфа, 2004. - 146 с.

20. Мукминов Искандер Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. Дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2004. — 231 с.

21. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. -1994.- № 10.-С. 32-37.

22. Горбунов А.П., Забродин Д.П., Султанов Т.А., Табаков В.П., Мухаметзянов Р.Н. Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. — 1993. № 3. - С. 8-11.

23. Керимов М.З. Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. /Нефтяное хозяйство. 2001. - № 12. — С. 44-48.

24. Луценко В.В., Вахитов Г.Г. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. — 1999. -№9.-С. 21-25.

25. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Проектирование профилей горизонтальных скважин.// Тр. БашНИПИнефть.- Уфа, 1991.-Вып.84.-С.98.

26. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Р., Самигуллин В.Х., Шайнуров P.C., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами. /Межвузовский тематический сборник научных трудов.-Уфа.-УГНТУ.-1996.

27. Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М., Ювченко Н.В., Бердин Т.Г., Сафина Н.М. Моделирование процесса фильтрации неныотоновских жидкостей в пласте, разрабатываемом системой горизонтальных скважин. /Тр.БашНИПИнефть.-1992.-Вып.86.-Уфа.-С.22-25.

28. Медведев Н.Я., Малышев А.Г., Сонич В.П. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». /Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 58-62.

29. Сохошко С.Х., Грачев С.И. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии. /Нефть и газ. — 2000. -№ 2. С. 59-62.

30. Груздилович JI. К. Колтюбинговое бурение новый этап в развитии экологически чистых технологий вторжения в недра. /Технологии ТЭК. - 2002. - № 12. - С. 2628.

31. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. — 1994.- № 10.-С. 32-37.

32. Рамазанов Р.Г., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин. /Сб. науч. трудов «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана». Бугульма, 1996. - С. 81-89.

33. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Мат. науч.-практ. конф. - ЦКР, 6-8 апреля 1999 г. - М.: ВНИИОЭНГ.-1999.-С. 116-135.

34. Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Тазиев М.З., Хисамов P.C. Обоснование рациональной разработки многопластового месторождения системой горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 8.- С. 60-62.I

35. Оганов A.C. Техника и технология строительства горизонтальных скважин: Экспресс-информ. Сер.Газовая промышленность/ИРЦ Газпром.-М., 1993.-Вып.4,5.

36. Оганов С.А., Оганов Г.С., Позднышев C.B. Технологические аспекты строительства радиально-разветвленных горизонтальных скважин. /Бурение. — 2001. № 10. - С. 6-12.

37. Афанасьев В.А., Денисов В.Г., Юсупов А.Т. Эксплуатация горизонтальных скважин газонефтяной залежи АС4.8 Федоровского месторождения. — Нефтяное хозяйство.2001.- №9.-С. 103-105.

38. Богданов В.Л., Медведев H.JL Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. /Нефтяное хозяйство. -2000,- №8.-С. 30-42.

39. Курамшин P.M., Роженас Я.В., Величкова В.А. Обобщение опыта разработки горизонтальными скважинами залежей нефти месторождений Западной Сибири. /Нефтепромысловое дело. — 2002. № 2. - С. 19-27.

40. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяных месторождений. — Мат. науч.-практ. конф. ЦКР, 6-8 апреля 1999 г. — М.: ВНИИОЭНГ.-1999.-С.116-135.

41. Медведев Н.Я., Малышев А.Г., Сонич В.П. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». /Нефтяное хозяйство. — 2001. № 9. - С. 58-62.

42. Нуряев A.C., Балуев A.A., Харламов К.Н. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин. Нефтяное хозяйство.-2001.- №9.-С. 106-107.

43. Нуряев A.C., Батурин Ю.Е., Сонич В.П. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Нефтяное хозяйство.2002.- №8.-С. 13-19.

44. Балуев A.A. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт. /Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. — С. 38-39.

45. Балуев A.A. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского свода. Нефтяное хозяйство. — 2002. - № 8. — С. 33-34.

46. Балуев А.А., Лушпеева О.А., Усачев Е.А., Трошева Т.В. Эффективность применения биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. /Нефтяное хозяйство-2001. № 9. - С. 35-37.

47. Беляков Н.В. Новая технология проводки горизонтальных скважин. /Бурение. — 1998. №4.-С. 15-17.

48. Богданов B.JL, Медведев Н.Я. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. /Нефтяное хозяйство.2000. № 8. - С. 30-42.

49. Вахрешев Л.П., Кошелев В.Н. Пространственные структурированные водные безглинистые буровые растворы. /Нефтяное хозяйство. — 2001. № 9. — С. 40-43.

50. Гайфуллин Я.С., Кнеллер Л.Е., Грезина О.А. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины. /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. - № 9. - С. 29-35.

51. Киселев П.В., Махоров В.А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. — 1998. № 2. - С. 22-24.

52. Кульчицкий В.В. Проблемы геонавигации и новые технологии добычи углеводородов в XXI веке. /Нефть, газ и бизнес. — 2001. № 2. - С. 20-23.

53. Мессер А., Повалихин А.Н. Перспективные технологии бурения скважин. /Нефтегазовая вертикаль. 2001. - № 6. - С. 34-37.

54. Хисамов P.C., Ибатуллин Р.Р., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин. Нефть и жизнь. - № 3. - 2005. — С. 4243.

55. Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Использование геонавигации для оперативного управления траекторией ствола горизонтальной скважины. /Нефтяное хозяйство.2001.- №2.-С. 32-35.

56. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland T.: "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?"/ Paper SPE 22929 prcsented at the ATCE. Dallas, 1991, Oct.6-9.

57. Joshi, S.D., Y.: "Horizontal well application: reservoir management"./ Paper SPE 37036 presented at the 2nd International Conférence on Horizontal Wcll Technology, Calgary, Nov. 18-20, 1996.

58. Joshi, S.D.: "Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells". // JPT, № 6, 1988,p.729-739.

59. Joshi, S.D.: "Horizontal wells: successes and failures". // Journ. Of Canad. Petrol. Technology, vol.33, №3,1994, p.15-17.

60. Joshi, S.D.: "Methods calculate area drained by horizontal wells". // Oil and Gas Journal, Sept. 17, 1990, p.77-82.

61. Акбулатов Т.О. Вынос частиц шлама из горизонтального ствола скважины. /Нефть и газ. 2000. - № 1. - С. 34-38.

62. Муртазина Т.М. Анализ опыта применения горизонтальной технологии в ОАО «Татнефть». Нефть и капитал.- 2005.- №5.-С.2-6.

63. Муртазина Т.М. Результаты применения горизонтальной технологии на объектах Ново-Елховского месторождения. Интеграл. 2002.-№8. С.-80-84.

64. Акчурин Х.И., Струговец Е.Т., Янгуразов А.Е. Гидравлическая перфорация в боковых стволах с помощью малогабаритных скважинных устройств. /Бурение. — 2002,- №1.-С. 20-22.

65. Громов В.Г. Опыт применения методики исследования трещинных коллекторов. /Тр. ВНИГРИ. 1963. - Вып. 214. - С. 44-48.

66. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. /Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 9394.

67. Федоров В.Н., Шемуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8. - С. 92-94.

68. Yeung К., Farong АН S.M.: "How to waterflood reservoirs with a water leg".//JCPT, №1, 1994.

69. Yeung K., Farong Ali S.M.: "Waterflooding reservoirs with a water leg using the dynamic blocking process". // JCPT, №7, 1995, p. 50-57.

70. Shirif E., Elkaddifi К., Hzomek J J.: "Waterflood performance under bottom water conditing: experimental approach". // SPE Reservoir Eval. and Eng., vol. 6, № 1, 2003, p. 28-33. 4

71. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.-463 с.

72. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е.: О конусах подошвенной воды в газовых залежах. // Газ. промышленность, 1961, № 2.

73. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е.: О конусах подошвенной воды в нефтяных месторождениях. // Нефт. хоз., 1961, № 5.

74. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е.: О конусах подошвенной воды в нефтяных и газовых месторождениях. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963.

75. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1965.- 164 с.

76. Чарный И.А.: О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях. / Тр. совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Баку, 1953.

77. Chaperon I.: "Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates". / Paper SPE 15430 presented at ATCE. New Orleans, 1986, Oct. 5-8.

78. Weiping Jang, Watterbarger R.A.: Water coning calculations for vertical and horizontal wells. / Paper SPE 22931 presented at the SPE ATCE. Dallas, 1991,Oct. 6-9.

79. Boyun Guo, Molinard J.E., Lee R.L.: "A general solution of gas/water coning problem for horizontal wells". / Paper SPE 25050 presented at the EUROPEC. Cannes, 1992, Nov. 16-18.

80. Закиров СЛ., Пискарев В.И., Юльметьев Т.И. Особенности разработки водоплавающей нефтяной залежи горизонтальными скважинами / Нефтепромысловое дело. 1997. - № 8-9. — С. 4-7.

81. Закиров С.Н., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки тонких водонефтяных зон горизонтальными скважинами / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. - № 12. - С. 7-11.

82. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland Т. "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?" / Paper SPK 22929 presented at the ATCK. Dallas, 1991, Oct. 6-9.

83. Закиров C.H., Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. -М.: Изд. ИРЦ Газпром, 1996, 51 с.

84. Закиров И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек нефтегазовых залежей. / Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1985, вып. 192.

85. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. Канд. диссертация, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

86. Закиров С.Н., Шандрыгин А.И., Нгуен Хыу Чунг: Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах. / Препринт № 9 ИПНГ РАН, Москва, 1991.

87. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М: изд. Струна, 1998, 626 с.

88. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. // Нефт. хоз., № 6, 2002, с. 104-109.

89. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я. ЦКР и разработка нефтяных месторождений Сургутнефтегаз. / Сб. У руля разработки нефтегазовых месторождений (35 лет ЦКР Минтопэнерго РФ). Изд. ВНИИОЭНГ, 1998, с.215-225.

90. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. / Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научн.-практ. конференции (г. Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).

91. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И. А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИЦентр, 1991.

92. Bringedal В., Ingebzetsen Т., Haugen К.: "Subsea separation and reinjection of produced water". //JPT, №4, 2000, p. 48-51.

93. Henriques A., Apeland O., Orker P.: "Development of large gas reservoir with oil rim". / Paper presented at the International Conference. Krasnodar, 1990, May 29-June 2.

94. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водоиефтяиых и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 2007, 360 с.

95. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ № 2112868, приоритет от 8 сент. 1997 / Закиров С.Н., Закиров Э.С.

96. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. A.C. № 1351230 от 14.11.1985 г. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

97. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С № 1403700 от 01.04.1986 г. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

98. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи. А.С СССР № 1572086 от 31.08.1988 / Закиров И.С, Палатник Б.М., Дубровский Д.А.

99. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей. A.C. СССР № 1554456 от 22.03.1988 / Закиров И.С., Дубровский Д.А., Палатник Б.М.

100. Фаткуллин Р.Х., Вакула Я.В., Поваляев А.И. Юсупов И.Г.: Некоторые аспекты технологии бурения горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана// Нефтяное хозяйство, 1998. № 4. С 63-65.

101. Гиматутдинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное пособие по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра.-1983.-463 с.

102. Акопян Н.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края. /Бурение, 1963. № 8. С 24-29.

103. Стокли И.О., Дженсен Р.Т. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1992. № 4. С 20-25.

104. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многопластовом нефтяном пласте. // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, 1998. № 3. С 6-10.

105. Черных В.А., Славнцкий B.C. Стационарные газодинамические исследования горизонтальных скважин. // Газовая промышленность, 1997. № 12. С 62.

106. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др.: Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах / М.: ИРЦ Газпром, 1997. 30с.

107. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Ковалев A.JI. и др.: Создание высокопродуктивных газовых скважин на ПХГ России.- / Юбилейный сборник трудов, т. 2.М.: 1996. С 119-126.

108. Гриценко А.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А.: Теоретические основы применения горизонтальных скважин / Юбилейный сборник трудов, т. 2. М.: 1996. С. 71-82.

109. Закиров С.Н., Сомов Е.Е., Гордон В .Я. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М.: Недра, 1988.

110. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. М.Технологический режим работы газовых скважин. /: Недра, 1978, 279 с.

111. Иктисанов В. А., Фокеева JI.X. Моделирование притока жидкости к многоствольным скважинам Материалы науч.-практ конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения». Изд-во КГУ. 2005. - С. 121-123.

112. Фокеева JI.X. Неустановившаяся фильтрация жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам // Материалы научной сессии по итогам 2005 года. Часть 1. Из-во АГНИ. -2006. С. 64.

113. Иктисанов В.А., Мусабирова Н.Х., Фокеева JI.X. Современные подходы к интерпретации КВД // Юбилейный сборник трудов ТатНИПИнефть, Москва, 2006. С.108-115.

114. Иктисанов В.А. Яраханова Д.Г. Определение оптимальной длины горизонтальных стволов скважин на двух залежах Ромашкипского месторождения // Нефтяное хозяйство.-2007.-№ 3.- С. 65-67.

115. Пакет TEMPEST-MORE. Техническая документация, (пер. с англ.)

116. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, (пер. с англ.) 1982.-408С.

117. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Титов А.П., Васильев В.В., Хальзов A.A. Особенности выработки запасов нефти из послойно неоднородных по проницаемости коллекторов при неизотермическом заводнении.

118. Фаткуллин А.Х., Курбанов А.Н. К вопросу заводнения нефтяного пласта с газовой шапкой. Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта. Труды ТатНИИ, Ленинград, «Недра», 1965, с. 435-441.

119. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новые методы повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей. // Нефт. хоз., № 11, 1997, с. 37-40.

120. Буторин О.И., Петрякова H.H. Временное методическое руководство по обоснованию коэффициента нефтеотдачи нефтяных месторождений терригенных отложений девона Татарии. Бугульма, 1980, 32 с.

121. Муртазина Т.М., Владимиров И.В., Буторин О.О., Казакова Т.Г. Оптимизация системы разработки литологически экранированных линзовидных залежей нефти. М.: ВНИИОЭНГ. «Нефтепромысловое дело».-2006.- №2. с.42-45

122. Обиход А.П. Обоснование учета влияния горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи. Нефтепромысловое дело, № 10, 2007, с. 40-42

123. Закиров И.С., Владимиров И.В. Соотношение числа горизонтальных и вертикальных скважин при определении плотности сетки скважин. Нефтяное хозяйство, №1, 2008г. с. 66-67

124. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин нефтеотдача» Издательский дом «Грааль», 2002, 314 с.

125. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН. Нефтяное хозяйство, № 1, 2006, с. 62-63

126. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения. ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр", компания "ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед". -Тюмень-Москва, 2005.

127. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д, Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки II Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12. - С.9-14.

128. Владимиров И.В., Фролов А.И. Моделирование работы скважины в установившейся фильтрации в пространственно-неоднородном пласте // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 7. - С.15-19.

129. Каюмов М.Ш., Вафин Р.В. Зарипов P.P., Щелков С.Ф., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Коряковцев В.М. Исследование процессов установления стационарного режима работы скважины в зонально-неоднородном пласте // Нефтепромысловое дело.-2003,-№8.-С. 15-21.

130. Саунин В.И., Шаламов М.А., Ягафаров А.К. Эффективность строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении (пласт АВ 1/1-2 «рябчик») // "Нефтепромысловое дело". М.:ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2007. -№ 11.-С. 59-62.

131. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Тазиев М.М., Муртазина Т.М. Применение горизонтальных стволов скважин в разработке водонефтяных зон месторождений нефти // "Нефтепромысловое дело". М.:ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2005. - № 12. - С. 18-24.

132. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Тазиев М.М., Муртазина Т.М. Оптимизация заводнения коллекторов водонефтяных зон месторождений нефти с применением горизонтальных скважин // "Нефтепромысловое дело". М.:ОАО «ВНИИОЭНГ». -2005.-№ 12.-С. 32-35.

133. Телков А. П., Русских В.Н. Оценка анизотропии пласта по промысловым данным и определение предельных безводных дебигов. // Татарская нефть, № 6, 1962.

134. Литвин В.В. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта на пластах пачки АВ Самотлорского месторождения. / Нефтепромысловое дело, № 12, 2008.-С. 26-28.

135. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2004. - 216 с.

136. Казакова Т.Г., Данилов Е.В., Тюфякова О.С., Ганиев Б.Г. Оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием. НТЖ «Нефтепромысловое дело» №7.2008. С. 13-17.

137. Сургучев M.JL, Горбунов А.Т., Горюнов В.А., Николаев В.А., Вашуркин А.И., Гавура В.Е. Эффективность применения циклического заводнения и метода фильтрационных потоков. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.

Информация о работе

Литвин, Виталий Владимирович
кандидата технических наук
Уфа, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Интенсификация выработки запасов нефти с применением горизонтальных скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы