Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта

Антонов, Максим Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта"

УДК 622.276.6 На правах рукописи

484ЭЭЭО

АНТОНОВ МАКСИМ СЕРГЕЕВИЧ

КОМПЕНСАЦИОННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАВОДНЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПОЛЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2011

1 4 ДПР 2011

4843956

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель

кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич

кандидат технических наук Исмагилов Тагир Ахметсултаиович

Ведущая организация

ЗАО «Алойл»

Защита диссертации состоится 22 апреля 2011 г. в 12 — часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 22 марта 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор чУИ/-^—--ЛЛ. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Преобладающим методом воздействия на нефтяную залежь в настоящее время является поддержание пластового давления (ППД) закачкой воды. Однако дальнейшее развитие технологии заводнения, совершенствование методов регулирования и существующих технических средств для их реализации разрабатывается недостаточно, так как полнота выработки запасов существующими технологиями не превышает 40-50% даже для условно однородных пластов. Для месторождений с ярко выраженной зональной и послойной неоднородностью коллекторов по проницаемости коэффициент нефтеотдачи по залежам не превышает 30-35%. Поэтому проблема выравнивания полей выработки запасов нефти путем вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон пласта является задачей достаточно актуальной. Непрерывный анализ состояния выработки запасов месторождений показывает, что рациональное применение информации об объекте, полученной с помощью гидродинамических и геофизических исследований скважин, может значительно повысить эффективность разработки объекта, в частности в технологии заводнения пластов. Поставленная задача автором решается тем, что в качестве управляемого параметра предлагается использовать карты текущей и накопленной компенсации отборов жидкости закачкой рабочего агента, разделенных на отдельные группы скважин.

Цель работы - обоснование и разработка научно-методических основ выделения зон перекомпенсации и недокомпенсации для повышения выработки запасов нефти путем регулирования отбора нефти и закачки волы на примере Вахитовского месторождения.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ и оценка состояния информационного обеспечения базы ГИС и ГДИС объекта исследования;

2. Оценка характеристик фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов;

3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки пласта Дкт-1 Вахитовского нефтяного месторождения;

4. Выделение участков с повышенными и пониженными зонами компенсации закачкой воды;

5. Исследование и обоснование эффективности повышения технологии выработки остаточных запасов регулированием заводнения.

Методы решения поставленных задач

месторождения. Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики. Для исследования нестационарных процессов в пласте использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.

Научная новизна результатов работы

1. Путем теоретических исследований состояния разработки объекта разработана методика построения карт компенсации, разделенных на карты накопленной и текущей, по которым выявлены зоны перекомпенсации и недокомпенсации на отдельных участках отбора жидкости с вытеснением закачкой воды.

2. На основе анализа данных о пластовых и забойных давлениях по объекту дано определение критерия среднего давления по группе скважин, которые использованы путем сопоставления карт накопленной и текущей перекомпенсации для формирования мероприятий по повышению эффективности отбора нефти из зон с ранее недренируемыми текущими запасами нефти.

3. Разработана методика регулирования процесса заводнения по уравнениям зависимости компенсации от закачки и давления для скважин, расположенных в слабодренируемых зонах с целью расчета нового режима отбора и нагнетания, позволяющего существенно увеличить в этой группе скважин текущий коэффициент нефтеотдачи.

На защиту выносятся:

1. Методика построения карт компенсации, разделенных на карты накопленной и текущей компенсации.

2. Методика определения и расчета среднего давления по группе скважин для формирования мероприятий по повышению эффективности отбора нефти из зон с ранее недренируемыми запасами.

3. Методика регулирования заводнения по уравнениям зависимости компенсации от закачки и давления по зонам с неравномерными отборами жидкости.

Практическая ценность и реализация результатов работы 1. Результаты диссертационной работы используются при

формировании геолого-технических мероприятий для оптимизации системы заводнения Вахитовского месторождения в НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть».

2. Внедрение рекомендаций автора по технологии выравнивания зон перекомпенсации и недокомпенсации по пласту ДкТ-1 Вахитовского нефтяного месторождения позволило получить дополнительно 1090 т нефти с экономическим эффектом 1,850 млн. руб.

экспериментальных и численных исследований и сопоставления сходимости результатов в разновариантных технологических расчетах разработки нефтяной залежи заводнением.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 20082011 гг.), в ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа, 2009-2010 гг.); на научно-технических советах «ТНК-BP» (г. Москва, 2010 г.), ЗАО «Алойл» (г.Бавлы, 2009-2011 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора По теме диссертации опубликовано 11 научных статей в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна статья опубликована без соавторов.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 86 наименований. Работа изложена на 107 страницах машинописного текста и содержит 57 рисунков, 9 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе приведен обзор существующих методов регулирования процессов заводнения нефтяных коллекторов и постановка задачи исследования

Показано, что заводнение продуктивных пластов в основном осуществляется двумя способами - закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за контуром залежи (законтурное и приконтурное заводнение), и закачкой воды через нагнетательные скважины, размещенные в пределах нефтяной залежи (внутриконтурное заводнение). Часто эти два метода осуществляются совместно.

Отмечены основные этапы реализации технологии заводнения по указанным способам при разработке неоднородных карбонатных нефтенасыщенных коллекторов и глиносодержащих пород.

Особо следует отметить в этом направлении работы по изучению коллекторских свойств карбонатных коллекторов Н.Ш. Хайрединова, А.Я. Хавкина, Н.Х. Зинатуллина. Вопросы формирования и разработки остаточных запасов приводятся, к примеру в работах M.JI. Сургучева, Э.М. Симкина, H.H. Михайлова, B.C. Ковалева, И.Л.

Мархасина, В.И. Титова, С.А. Жданова, А.Г. Телина, Н.И. Хисамутдинова и других. Указано, что определяющая роль в создании научных основ анализа процессов разработки принадлежит Крылову А.П., Ивановой М.М., Чоловскому И.П., Султанову С.А., Муслимову Р.Х., Мухарскому Э.Д., Лысенко В.Д., Вахитову Г.Г., Баишеву Б.Т., Халимову Э.М., Батурину Ю.Е.

Особо выделены вопросы регулирования систем заводнения: это изменение режима работы скважин, изменение отборов, объемов нагнетания, перемещение нагнетания с одних скважин на другие.

На основании проведенного анализа опубликованных работ сделаны следующие выводы:

По приведенным литературным источникам о состоянии разработки нефтяных залежей установлено, что на эффективность использования системы заводнения и динамику оптимальной выработки запасов преобладающее влияние оказывают геологические факторы, такие как расчлененность, песчанистость, неоднородность эксплуатационного объекта, структура запасов и продуктивность пластов, а также физико-химические свойства пластовых флюидов, ведущие даже при условно стационарном и равномерном распределении закачиваемой в пласт воды к образованию зон недокомпенсации, перекомпенсации и изменению отбора продукции по единичным скважинам и объекту в целом.

Поэтому можно отметить о том, что основными принципами регулирования неравномерности отбора нефти заводнением являются: извлечение нефти из застойных и удаленных зон, путем повышения эффективности выработки низкопроницаемых пропластков, изменением направления фильтрационных потоков и увеличения коэффициента охвата пласта воздействием.

На основании проведенного анализа состояния изученности проблемы на базе опубликованных работ можно цель работы сформулировать следующим образом: интенсификация выработки пластов со сложившимися зонами неравномерного отбора продукции скважин с использованием активного заводнения путем выявления зон недренируемых запасов нефти и слабой фильтруемости по совместному взаимодействию коэффициентов проводимости пласта, влияния и взаимовлияния скважин и направления фильтрационных потоков.

Во второй главе приведена характеристика объекта исследования на примере Вахитовского месторождения.

Показано, что в завершающей стадии разбуривания по состоянию на 01.07.2010 г. на объекте в эксплуатационном фонде находится 29 скважины (по проекту - 30):

• добывающих - 21 (по проекту 21 скважина),

• нагнетательных - 8 (по проекту 9 скважин).

Все скважины объекта действующие, оборудованы ЭЦН.

При проектировании по отложениям колганского объекта приняты запасы нефти, числящиеся на государственном балансе на 1.01.2011 г. по категории «В». Принятый коэффициент нефтеизвлечения равен 0,589доли ед.

В стратиграфическом отношении промышленная нефтеносность Вахитовского месторождения связана с карбонатными и терригенными продуктивными пластами, приуроченными к отложениям девонской системы (пласты: Дфр-1,Дкт-ь Дкт-2, Дтм, Д, Ду-1, Ду-2-1, Ду-2-2, ДV.)-

Отложения, выделяемые под названием «колганской толщи», состоят из частого переслаивания песчаников и алевролитов, с прослоями аргиллитов и известняков (рисунок 1).

251 263 260 264 252

Рисунок 1 - Геологический разрез девонских отложений по линии скважин №№251-252 Вахитовского месторождения

Месторождение разрабатывается заводнением, показатели разработки которой приведены на рисунке 2.

Текущее пластовое и забойное давление по скважинам действующего добывающего фонда, распределяется крайне неравномерно.

Текущие дебиты скважин по нефти и жидкости во многом определяются созданными депрессиями между пластом (точнее, пластовым давлением в зоне дренажа скважины Рпл) и забоем скважины (забойным давлением Рзаб).

Рисунок 2 - Основные показатели разработки пласта Дкт-1 Вахитовского месторождения

На рисунке 3 представлена взаимосвязь между текущим пластовым и забойным давлениями в действующих добывающих и нагнетательных скважинах, работающих на пласт ДКт-1 Вахитовского нефтяного месторождения. Данные текущих пластовых давлений и области дренирования скважин брались по последним замерам в скважинах действующего фонда.

Как видно из рисунка 3 пластовое давление заметно снизилось и находится на уровне близком к давлению насыщения нефти газом. Как известно, снижение пластового давления ниже давления насыщения приводит к негативному явлению разгазирования нефти не только в ПЗП, но и в его удаленных частях. Видно, что энергетическое состояние залежи имеет достаточно неравномерный характер распределения, как забойных, так и пластовых давлений.

Большинство добывающих скважин работает с забойным давлением ниже давления насыщения, что говорит о том, что в призабойной зоне выделяется свободный газ. При этом уменьшается коэффициент продуктивности скважин, снижается коэффициент подачи насосного оборудования, возрастают затраты на электроэнергию.

По всем добывающим и нагнетательным скважинам, независимо от того в какой зоне они находятся, необходимо отслеживать темпы падения текущего пластового давления с целью недопущения его снижения ниже давления насыщения нефти газом и выбора для этого соответствующих ГТМ.

13.02.2002

—Добыча нефти, тыс.т. —добыча жидкости, тыс.т. Закачка воды, тыс.мЗ -о— Обводненность, % • Фонд дсйст, доб.скв. * Фонд действ, наг.скв.

Рисунок 3 - Значения пластового и забойного давлений по скважинам колганского объекта Вахитовского нефтяного месторождения

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований процесса регулирования заводнения путем разработки алгоритма построения карт компенсации и их использование на практике. Описаны основные положения предлагаемого метода регулирования заводнения пласта путем выравнивания полей выработки запасов нефти и вовлечения в активную разработку слабо дренируемых зон пласта.

Поставленная задача по автору решается тем, что в предлагаемом способе разработки залежи, включающем оптимизацию режимов работы скважин, направлений воздействия и полей давлений, предлагается использовать карты текущей и накопленной компенсации отборов жидкости закачкой рабочего агента (вода, газ, водогазовая смесь и т.д.). Построение карт компенсации производится на основе расчета количественного параметра скомпенсированности отборов жидкости закачкой по каждой скважине, либо по группе скважин с учетом параметра проводимости в межскважинном пространстве, геометрии расположения и уровня взаимодействия скважин. Далее на построенных картах выделяются так называемые зоны перекомпенсации и недокомпенсации, т.е. участки дисбаланса отборов и закачки.

Показаны теоретические основы построения карт компенсации. Для большинства периодических систем следует выделять блоки так, чтобы нагнетательная скважина находилась в центре, а добывающие -по углам блока. Однако, данный принцип удобен лишь в случаях площадных и избирательных систем заводнения, когда нагнетательные скважины не соседствуют друг с другом.

В случае несимметричных или непериодических систем блоки обычно выделяют так, чтобы максимально облегчить учет и анализ. На практике часто имеют место системы заводнения, когда между нагнетательными скважинами отсутствуют скважины добывающего ряда. В таком случае возникают сложности в разделении всей площади на отдельные блоки для последующего анализа, особенно при автоматизированном выделении участков заводнения. Для решения данной проблемы нами предлагается определять ближайшее окружение скважин на основе построения триангуляции Делоне и областей Вороного.

Для определения геометрических областей дренирования -влияния скважин вокруг каждой из них строятся области Вороного. Принцип построения областей Вороного использованный в данной работе следующий — внутрь каждого из треугольников Делоне была вписана окружность. Затем центры вписанных окружностей соседних треугольников Делоне были соединены отрезками, отдельные совокупности которых, сосредоточенные вокруг конкретных скважин и будут представлять стороны многоугольника, ограничивающего области Вороного вокруг скважин.

Использование данного подхода при составлении алгоритма выделения блоков позволяет точно определить по каждой скважине ее ближайших соседей (скважины первого ряда окружения), а также при необходимости скважины второго и третьего рядов окружения.

После выделения элементов (блоков) необходимо определить уровень взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин внутри каждого блока для последующего возможного исключения отдельных скважин из расчета компенсации (при отсутствии уровня взаимодействия).

Анализ взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин различными методами, как правило, проводится с целью оптимизации воздействия системы ППД на процессы нефтеизвлечения. В данной работе в качестве инструмента для определения уровня взаимодействия скважин предлагается использовать широко известный метод ранговой корреляции Спирмена.

В общем случае, когда ряды х„ у, связаны произвольной вероятностной зависимостью, коэффициент корреляции Спирмена принимает значение в пределах 0 < г! < 1 • Качественная оценка

тесноты связи величин ;г„ может быть выявлена на основе шкалы Чеддока.

На основе приведенной выше методики предлагается оценить степень влияния нагнетательной скважины на добывающую в каждой паре выборки. Рассматривать необходимо связи следующих пар величин: «закачка-дебит по жидкости», «закачка-дебит по нефти», «закачка-обводненность» и «закачка-забойное давление» (в добывающей скважине).

Если в результате определения взаимодействия конкретной пары скважин полученное значение коэффициента Спирмена менее 0,3, предлагается в дальнейших расчетах по определению коэффициента компенсации не учитывать распределение закачиваемых объемов в направлении добывающей скважины этой пары.

Показана схема определения дренируемого или обводняемого объемов для пограничных скважин, общих для двух граничащих элементов.

Два простых метода, позволяющих осуществить это, основаны на геометрии элементов. Способ состоит в том, что объемы определяются пропорционально углам притоков в каждый элемент, имеющий общую скважину (рисунок 4).

-ДО Л о

6 = 90" 9=90" а = 0.25 а =0.25

6=90" а = 025

6 = 90° ' а * 0.25

...............I.....

гх...............

06 = 180° А в-180®

а = 0.50 /Л а = 0.50 КУ

...............

I» в

ДО Д 6

Рисунок 4 - Оценка распределения флюидов по площади, основанная на углах притока

Фактор, определяющий долю каждого /-го элемента а. предложено рассчитать по формуле:

а =

360 0

(1)

где (р{ - угол притока.

Альтернативный подход представляет собой видоизменение первого метода, при котором учитываются градиенты давления, изменения эффективной толщины пласта и расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами.

Для получения наиболее достоверной картины предлагается произвести совмещение элементов геометрического разделения и разделения по геолого-фильтрационным параметрам скважин. Для оценки гидродинамической связи между скважинами воспользуемся данными, полученными по ГИС, такими как проницаемость и эффективная нефтенасыщенная толщина, а в качестве геометрического параметра будем использовать расстояние между скважинами.

При построении карт компенсации будем исходить из предположения, что каждая скважина (донор) делит свою добычу/закачку между соседними скважинами (акцепторами), пропорционально средневзвешенному параметру проводимости (кЬ) в межскважинном пространстве и обратно пропорционально расстоянию между скважинами (комплексный параметр обозначим как 8).

Межскважинную проводимость определяли по формуле:

= +*А-, (2)

где к - проницаемость пласта, мкм2;

Ь - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; ] - пара рассматриваемых скважин. Новизна предлагаемой схемы определения дренируемых объемов скважин (рисунок 5) в отличие от методик, приведенных выше, заключается в независимом определении этого параметра отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам всей рассматриваемой залежи на основе выделения «соседей».

Так для выделенной на рисунке 6 нагнетательной скважины №7 «соседними» скважинами являются добывающие скважины №№1-6. В то же время влиянию соседних нагнетательных скважин №8 и №9 подвержены скважины №№2, 3, 4. Для корректного расчета скомпенсированности блока нагнетательной скважины №7 необходимо определить долю добычи жидкости этих скважин, приходящихся на рассматриваемую нагнетательную скважину. Разделение добычи жидкости «спорных» добывающих скважин производится прямо пропорционально параметру межскважииной проводимости и обратно пропорционально расстоянию между скважинами. Учет параметра расстояния между скважинами позволяет учитывать неравномерные сетки расположения скважин.

Выделенная на рисунке 5 добывающая скважина №3 находится в зоне влияния трех нагнетательных скважин №7-9. По каждой нагнетательной скважине необходимо определить объемы закачиваемой воды, приходящейся на рассматриваемую добывающую скважину.

Далее, имея доли от закачки по нагнетательным скважинам и объем добычи по скважине №3 рассчитывается параметр компенсации по этой скважине.

Таким образом, построение карт компенсации (накопленной или текущей) проводится тремя способами:

1) «Поблочно» - используя значения компенсации, полученные по выделенным блокам, имеющим гидродинамическую связь, и присваивая эти значения точкам расположения нагнетательных скважин. Таким образом, можно определить компенсацию отборов жидкости закачкой воды по каждому блоку и по необходимости наметить изменение режима работы нагнетательных скважин;

2) «По добыче жидкости» - рассчитывая отношение добычи жидкости по добывающим скважинам и приходящейся на эту скважину

закачку воды от соседних нагнетательных скважин (по используемой схеме определения коэффициентов деления), определяем компенсацию отборов закачкой. Полученные значения присваиваем точкам расположения добывающих скважин.

3) «Комбинированно» - комбинируя результаты первого и второго метода совмещаем карты, т.е. при построении карт используются значения как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам (блокам).

Показаны отдельные этапы предварительной работы с объектом применения метода регулирования заводнения, в частности методические приемы построение карт компенсации.

Исследования показали, что влияние нагнетательных скважин на добывающие неоднородно. Рассмотренные взаимосвязи между величинами «закачка-добыча жидкости» изменяются по Спирмену от слабой до высокой. По исследуемому объекту, большинство исследованных пар (60%) характеризуется умеренной теснотой связи, 28% - заметной теснотой связи и лишь 9,3% характеризуются слабым уровнем взаимодействия и отсутствием связи.

На основе рассчитанных коэффициентов определения дренируемых объемов по скважинам построены карты накопленной и текущей компенсации тремя способами, описанными выше:

1) «поблочно» (рисунок 6);

2) «по добыче жидкости»;

3) «комбинированно».

Использование, например, «комбинированного» способа (рисунок 7) позволяет учитывать изменение категории скважин и нивелирует завышенные и заниженные значения, которые могут возникнуть при малом времени работы скважины после перевода из одной категории в другую, тем самым позволяет объективно оценить значение компенсации в точках расположения этих скважин.

Практическая ценность карт компенсации, построенных по разным методикам достаточно высока. Исходя из условия замкнутости залежи, оптимальным значением компенсации по объекту следует считать значение 100%, что соответствует наиболее сбалансированной выработке участков.

Карты, построенные по первой методике («поблочно»), основаны на том, что рассчитанное значение компенсации по блоку присвоено точкам расположения нагнетательных скважин. Эти карты являются наиболее простыми и характеризуют состояние скомпенсированности отбора жидкости закачкой воды по каждому отдельному выделенному блоку скважин. Схема регулирования состоит либо в изменении режима работы нагнетательной скважин - центра блока, либо суммарного дебита по жидкости окружающих добывающих скважин.

Компенсация, "о

цнеш контур неф/но с н. внугр контур неф носн 4о ¿МиГ 160 200 24о" 280 "з20 360 400 440

' ' —зона эдыещ.коллектора

Рисунок 6 - Карта текущей компенсации, построенная по I -ой методике («поблочно»).

Построение карт на основе второй методики («по добыче жидкости»), производится путем расчета компенсации отборов жидкости закачкой воды для добывающих скважин и присвоения полученных значений точкам расположения добывающих скважин. Регулирование разработки залежи на основе этих карт актуально при невозможности изменения режимов работы нагнетательных скважин. Выравнивание поля компенсации осуществляется только путем изменения режимов работы добывающих скважин.

-оЪб-

ео -+■

Действующие скважпны П1ГН, ЭЦН. Фонтан (Сваб4. Совместные н других горизонтов Нагнетательные скважпны

1 - - — внеш контур неф/носн ___Компенсация._

"* *—• ~ «"» внутр.контур неф-носн | Д " > | ЯШ

-1-1-1- юна замещ коллектора 40 ю ш 160 да 240 280 ш 360 400 440

Рисунок 7 - Карта текущей компенсации, построенная по 3-ой методике «комбинированно»

Карты, построенные по третьей методике («комбинированно») наиболее универсальны, поскольку используются расчетные значения компенсации как по нагнетательным, так и по добывающим скважинам. Эти карты наиболее достоверно описывают сложившуюся картину по залежи, а регулирования возможно производить путем адресного подбора оптимального режима работы как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам.

Новый способ регулирования заводнения и использование карт компенсации для уточнения и адаптации геологического строения залежи состоит в том, что полученные карты текущей и накопленной компенсации характеризуют «потенциальное» состояние нефтяной залежи.

• - Действующие скважины -оЪб - ШГН. ЭЦН, Фонтан (Сваб)

- Совместные п других горизонтов

- Нагнетательные скважины

Используемая при их построении информация о геологическом строении носит первичный характер. Данные же о режимах работы скважин указывают на фактическое состояние разработки. Комбинируя эти параметры первичной и фактической информации в картах компенсации можно косвенно оценить насколько они согласуются между собой. При этом для получения объективной картины необходимо использовать данные о пластовом и забойном давлении по скважинам.

Анализ систем заводнения заключается в построении зависимостей коэффициента компенсации для выделенных элементов от времени и в сравнении с картой давлений, построенной по замерам.

Для сопоставления карт давлений и карт компенсации с целью детального анализа и выявления зон соответствия (несоответствия) фактического энергетического состояния объекта и потенциального распределения дренируемых объемов по скважинам предложен следующий порядок действий:

1) Определение среднего по объекту значения пластового и забойного давлений;

2) Разделение всех скважин на группы:

а) по пластовому давлению

- 1-я группа скважин с пластовым давлением выше

среднего;

- 2-я группа скважин с пластовым давлением ниже

среднего;

б) по забойному давлению добывающих скважин

- 1-я группа скважин с забойным давлением выше

среднего;

- 2-я группа скважин с забойным давлением ниже

среднего;

3) Совмещение карты накопленной компенсации, построенной «комбинированно» и карты пластовых давлений с выделенными группами скважин (по пластовому давлению);

4) Совмещение карты текущей компенсации, построенной «комбинированно» и карты забойных давлений с выделенными группами скважин (по забойному давлению);

5) Детальный анализ полученных результатов путем сравнения карт и построения кроссплотов (рисунок 8).

Анализ полученных результатов показывает, что на площади исследуемого объекта можно выделить несколько зон по критерию параметра компенсации (накопленной и текущей) и параметру давлений (забойных и пластовых).

1) Зона перекомпенсирована по накопленным и текущим показателям. Забойные и пластовое давление выше средних значений;

внеш.контур неф/носн. внутр.контур неф/носн ¡она замещ. коллектора

Компенсация. %

120 160 200 240 280 320 360 400

- Пластовое давление выше среднего значения (145 атм.)

Рисунок 8 - Совмещенная карта накопленной компенсации и пластового давления.

2) Зона перекомпенсирована по накопленным показателям, пластовое давление выше среднего, недокомпенсирована по текущим показателям, забойное давление ниже среднего;

3) Зона недокомпенсирована по накопленным показателям, пластовое давление ниже среднего, перекомпенсирована по текущим показателям, забойное давление выше среднего;

4) Зона недокомпенсирована по накопленным и текущим показателям. Забойные и пластовое давление ниже средних значений;

-ЪЪА-

Действующне скважины ШГН. ЭЦН. Фонтан (Сваб) Совместные п других горизонт»! Нагнетательные скважины

5) «Аномальные» зоны. Полученные расчетные значения компенсации (накопленной, текущей или обоих параметров) не согласуются с данными по давлению (пластовому, забойному или обоих параметров).

Для каждой выделенной зоны подобрано адресное мероприятие, которое позволит повысить сбалансированность объекта в целом по площади.

В четвертой главе приведена оценка эффективности предлагаемого способа регулирования процесса заводнения на модели пласта рассматриваемого объекта.

Для численной оценки эффективности предлагаемых методов регулирования на основе карт компенсации рассмотрена модель пласта, разрабатываемого четырьмя добывающими скважинами. Систему поддержания пластового давления представляет одна нагнетательная скважина.

Модель представлена в виде куба размером 1500x1500x10 м и состоит из десяти пропластков (рисунок 9).

\VPRD 4 \VPRD 3

| 38,0% щШШГ---^

//19,2%

\ / \

\ \VINJ ; \ 4 14,3%

У 28,5%

\VPRD_1 \VPRD_2

Рисунок 9 - Предполагаемое распределение закачиваемой воды в модели

Мощность каждого пропластка составляет 1 м., причем нижние пропластки водонасыщенные, подошвенная вода неактивна. Куб разделен на девять зон различной проницаемости для моделирования зональной неоднородности объекта. Диапазон изменения

проницаемости - 50-300 мД. В пределах выделенных зон проницаемость объекта по пропласткам одинакова. Пласты являются анизотропными по проницаемости, компонента проницаемости Kz=Kx/5. Добывающие скважины перфорированы в нефтенасыщенном интервале пласта, нагнетательная скважина перфорирована по всей толщине пласта. Предельная обводненность скважин 98%.

PVT-свойства нефти, газа и относительные фазовые проницаемости нефти и воды приняты для условий пласта ДКт-1 Вахитовского месторождения. Начальные значения пластового давления и температуры в залежи составляют 345 атм. и 58°С. Вязкость нефти в пластовых условиях 1,1 мПа*с.

Для решения задачи использовался пакет гидродинамического моделирования "Tempest-More" (производитель Roxar/Smedvig).

Параметры работы скважин модели, оценены и скомпенсированы каждой зоны модельной залежи.

Регулирование процесса заводнения осуществляется изменением режимов работы скважин и параметром компенсации отборов жидкости закачкой воды (задается для нагнетательной скважины).

Согласно описанным выше подходам, процесс регулирования предложено осуществлять тремя методами (на основе карт компенсации, построенных по трем методикам):

1) Изменяя режим работы нагнетательной скважины;

2) Изменяя режимы работы только добывающих скважин;

3) Комбинированно. Изменяя режим работы как нагнетательной, так и добывающих скважин.

Оценка эффективности каждого предлагаемого метода регулирования проводится сравнением с базовым вариантом. В качестве базового принят вариант с компенсацией 100%. Уровень текущей компенсации устанавливается после снижения пластового давления модельной залежи до среднего текущего давления пласта Дкт-i Вахитовского месторождения, тем самым модельные расчеты будут ближе к фактической ситуации на рассматриваемом объекте.

Оценка эффективности трех методов регулирования на основе имеющихся данных текущей компенсации по зонам расположения скважин в базовом варианте приведена на рисунке 10.

Установлено, что регулирование заводнения путем изменения только режимов работы нагнетательной скважины, способно повлиять на эффективность нефтеизвлечения. При условии замкнутости модельного блока и отсутствия активности подошвенной воды снижение уровня компенсации ниже 100% приводит к значительным потерям в добыче нефти на фоне снижения пластового давления.

Дата

—•—Базовый вариант, компенсация 100% —•—Вариант №1 (комп.110%) ^— Вариант №2 —*—Вариант №3

Рисунок 10 - Выработка запасов нефти варианта №1 при различной компенсации по сравнению с базовым вариантом.

Напротив увеличение компенсации до уровня 110% дает ощутимый прирост накопленной добычи по сравнению с базовым вариантом (около 15%). Дальнейшее увеличение компенсации эффекта не приносит.

По второму варианту регулирование процесса заводнения путем подбора режимов работы добывающих скважин на основе анализа коэффициентов компенсации в точках их расположения. Принято, что изменения в режиме работы нагнетательной скважины не производятся (компенсация 100% как и в базовом варианте).

По скважинам, находящимся в зоне перекомпенсации снижено забойное давление до уровня среднего значения 105 атм., затем «проведем» обработку призабойной зоны с целью интенсификации притока путем установления отрицательного скин-фактора в модели. Запланированные мероприятия позволяют увеличить добычу жидкости по скважинам №2 и №3, тем самым снизить перекомпенсированность этих зон.

По скважинам, находящимся в зоне недокомпенсации повышается забойное давление до уровня среднего значения 105 атм., тем самым снижаются уровни добычи по этим скважинам и сбалансируется выработка запасов, путем перераспределения фильтрационных потоков между зонами недокомпенсации и перекомпенсации.

Расчеты показали, что в варианте 2 значения компенсации всех зон модельной залежи приближаются к оптимальному значению 100%, за счет чего поле скомпенсированности добычи жидкости закачкой воды становится более равномерным.

По варианту №3 - регулирование процесса заводнения осуществляется путем адресного изменения режимов работы, как добывающих скважин, так и нагнетательной скважины на основе анализа коэффициентов компенсации в точках их расположения. Данный метод призван обеспечить максимальный эффект от регулирования, поскольку сочетает в себе преимущества первых двух методов (рисунок 11).

350.00

^ 300.00 я*

250.00

150.00 100.00 50.00

0.00

н и

............... £.........._

5 1 1

ООООООООООООООООООООООООО

3 Р-

а 5 о. 5 >, а д Ъ Сь й р. !3 Ь р-

5> та . я 8Г я га о

-Компенсация ски.ЛМ Компенсация скв.№4

- Компенсация снв.Л°2 -* Компенсация нагн.скв.

Дата

-Компенсация скв«№3

Рисунок 11 - Динамика параметра текущей компенсации по скважинам (вариант 3).

Сравнение эффективности трех предлагаемых в работе методов регулирования процесса заводнения показало, что наиболее эффективным оказался вариант 3 (на основе комбинированного воздействия на залежь путем внедрения адресных мероприятий как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам), который сочетает преимущества первых двух методик. Максимальный эффект составил — 19,7% превышения накопленной добычи нефти над базовым вариантом, реализация которого с 01.07.2010 г. по 01.02.2011 г. позволила дополнительно добыть 1090 т. нефти с экономическим эффектом 1,850 млн. руб. (скважины №№ 5022, 5023).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Реализуемая на Вахитовском месторождении технология заводнения недостаточно эффективна, так как высокая зональная и

послойная неоднородность по проницаемости коллектора привели к образованию неравномерного распределения по участкам зон накопленной компенсации, что привело к снижению текущего КИН.

2. Для выравнивания зон неравномерной компенсации разработана методика оценки коэффициента компенсации, состоящая го 5 уровневых определений, в которых последовательно проводится разбиение площади заводнения на блоки, оценка взаимодействия скважин, определение доли вклада дренируемого или обводняемого объемов от каждой скважины, расчет и построение зависимостей коэффициента компенсации от времени для каждого элемента, оценка изменения значений объемов закачки от пластового и забойного давлений, что позволяет для каждой выделенной зоны подобрать адресное мероприятие позволяющее сбалансировать режимы отбора и закачки.

3. Разработаны теоретические основы построения карт компенсации по трем методикам: поблочно, по данным о добыче жидкости и комбинированным способом с учетом первых двух и на реальном объекте пошагово выполнены основные расчеты и построения, получены карты накопленной и текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды.

4. Создан инструмент регулирования процесса заводнения и приведена инструкция по его практическому применению в ОАО «Оренбургнефть», которая будет полезна для использования и на других месторождениях Урало-Поволжья.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Манапов Т.Ф., Вафин Р.В., Макатров А.К., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне терригенных отложений покурской свиты Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНТ,- 2008,- № 11. - С. 32-34.

2. Горобец Е.А., Манапов Т.Ф. Макатров А.К., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Вопрос целесообразности применения водогазового воздействия на терригенных залежах покурской свиты Самотлорского месторождения, недонасыщенных нефтью и характеризующихся обширными подгазовыми зонами // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНТ. -2008.-№12.-С. 51-53.

3. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Альтернативный способ оценки реакции добывающих скважин на закачку водогазовой смеси с целью регулирования системы воздействия

// НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ,- 2009. - № 5. -С. 23-26.

4. Сарваров А.Р., Михеев Ю.В., Антонов М.С., Сагигов Д.К. Вьфаботка запасов нефти подгазовых зон горизонтальными скважинами с применением элементов барьерного заводнения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ. -2009. -№ 5. - С. 26-29.

5. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Сагигов Д.К., Антонов М.С. Применение опыта успешных обработок призабойных зон по скважинам Алексеевскою месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ. -2009. - № 4. - С.67-69.

6. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Сагигов Д.К., Антонов М.С. Анализ эффективности и выбор видов геолого-технических мероприятий, проведенных на Алексеевской месторождении // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2009. - № 5. - С. 50-54.

7. Орехов В.В, Кан А.Г., Сагигов Д.К., Антонов М.С. Оценка момента прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам Вахитовского нефтяного месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2010. - № 1.-С. 68-70.

8. Орехов В.В, Пицюра Е.В., Сагигов Д.К., Антонов М.С. Регулирование энергетического состояния залежи на примере колганского объекта Вахитовского нефтяного месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2010. - № 1. - С. 75-79.

9. Крисгьян И.А., Кротов С.А., Владимиров И.В., Антонов М.С. Моделирование изменения температурного режима при заводнении карбонатного пласта с двойной пористостью // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2010. - № 11. - С. 33-39.

10. Хисамутдинов Н.И., Антонов М.С., Кристьян И.А., Пилюшко О.И. Опыт оценки теповых потерь в системе источник тепла - призабойная зона скважин в технологиях термозаводнения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2011,- № 1. - С. 18-22.

11. Антонов М.С. Оптимизация системы заводнения путем построения карт текущей и накопленной компенсации на примере колганской толщи Вахитовского нефтяного месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2011. - № 3. -С. 17-20.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 18.03.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 10. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Антонов, Максим Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ 6 ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Общие положения

1.2 Анализ состояния и исследованности проблем заводнения

1.2.1 Опыт разработки малопродуктивных низкопроницаемых пластов 8 заводнением

1.2.2 Опыт разработки глиносодержащих пластов заводнением

1.2.3 Опыт разработки заводнением водонефтяных зон

1.3 Методы регулирования процессов заводнения. Виды исследования пласта с 15 целью повышения эффективности заводнения

1.3.1 Современные методы исследования пласта с целью повышения 20 эффективности заводнения

1.4 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов при 22 заводнении

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Общие сведения об объекте исследования

2.2 Стратиграфия и нефтегазоность

2.3 Геологические особенности разрабатываемого объекта пласта Дкт-1 30 Вахитовского месторождения

2.4 Свойства и состав нефти и газа пласта ДКт.,

2.5 Структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

2.6 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

2.7 Динамика пластового давления по объекту

2.8 Текущее пластовое и забойное давление по скважинам действующего 46 добывающего фонда

2.9 Температура продуктивных горизонтов

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА РЕГУЛИРОВАНИЯ 50 ЗАВОДНЕНИЯ ПУТЕМ РАЗРАБОТКИ АЛГОРИТМА ПОСТРОЕНИЯ КАРТ КОМПЕНСАЦИИ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НА ПРАКТИКЕ

3.1 Основные положения предлагаемого метода регулирования заводнения 50 пласта

3.2 Теоретические основы построения карт компенсации

3.3 Предварительная работа с объектом применения метода регулирования 59 заводнения. Построение карт компенсации

3.4 Практическая ценность карт компенсации, построенных по разным 71 методикам

3.5 Новый способ регулирования заводнения и использование карт компенсации 71 для уточнения и адаптации геологического строения залежи

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМОГО СПОСОБА 82 РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ЗАВОДНЕНИЯ

4.1 Исследование влияния параметра компенсации по скважинам на 82 эффективность выработки запасов нефти путем математического моделирования

4.2 Практическая реализация предлагаемых методов регулирования на основе 95 карт компенсации на Вахитовском месторождении, пласт Дет.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта"

Актуальность работы

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ и оценка состояния информационного обеспечения базы ГИС и ГДИС объекта исследования;

2. Оценка характеристик фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов;

3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки пласта Дкт-1 Вахитовского нефтяного месторождения;

4. Выделение участков с повышенными и пониженными зонами компенсации закачкой воды;

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и использования результатов обработки статистической информации о состоянии разработки Вахитовского месторождения. Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики. Для исследования нестационарных процессов в пласте использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.

Научная новизна результатов работы

На защиту выносятся:

1. Методика построения карт компенсации, разделенных на карты накопленной и текущей компенсации.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы используются при формировании геолого-технических мероприятий для оптимизации системы заводнения Вахитовского месторождения в НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть».

2. Внедрение рекомендаций автора по технологии выравнивания зон перекомпенсации и недокомпенсации по пласту Дкт-1 Вахитовского нефтяного месторождения позволило получить дополнительно 1090 т. нефти с экономическим эффектом 1,850 млн. руб.

Достоверность результатов исследования получена путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и геолого-промысловой информации, проведения экспериментальных и численных исследований и сопоставления сходимости результатов в разновариантных технологических расчетах разработки нефтяной залежи заводнением.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2008-2011 гг.), в ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа, 2009-2010 гг.); на научно-технических советах «ТНК-ВР» (г. Москва, 2010 г.), ЗАО «Алойл» (г. Бавлы, 2009-2011 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 11 научных статей в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна статья опубликована без соавторов.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Антонов, Максим Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Реализуемая на Вахитовском месторождении технология заводнения недостаточно эффективна, так как высокая зональная и послойная неоднородность по проницаемости коллектора привели к образованию неравномерного распределения по участкам зон накопленной компенсации, что привело к снижению текущего КИН. Для выравнивания зон неравномерной компенсации разработана методика оценки коэффициента компенсации, состоящая из 5 уровневых определений, в которых последовательно проводится разбиение площади заводнения на блоки, оценка взаимодействия скважин, определение доли вклада дренируемого или обводняемого объемов от каждой скважины, расчет и построение зависимостей коэффициента компенсации от времени для каждого элемента, оценка изменения значений объемов закачки от пластового и забойного давлений, что позволяет для каждой выделенной зоны подобрать адресное мероприятие позволяющее сбалансировать режимы отбора и закачки.

Разработаны теоретические основы построения карт компенсации по трем методикам: поблочно, по данным о добыче жидкости и комбинированным способом с учетом первых двух и на реальном объекте пошагово выполнены основные расчеты и построения, получены карты накопленной и текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды.

Создан инструмент регулирования процесса заводнения и приведена инструкция по его практическому применению в ОАО «Оренбургнефть», которая будет полезна для использования и на других месторождениях Урало-Поволжья.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Антонов, Максим Сергеевич, Уфа

1. Абызбаев ИИ, Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа: Башкирское кн. изд-во, 1978. — 72 с.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. — М.: Недра, 1982, 407 с.

3. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. - 308 с.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. -287с.

5. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1990.

6. Валиханов A.B., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. Казань. Таткнигоиздат, 1971.

7. Валиханов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов H.A. Разработка малопродуктивных коллекторов. — Казань: Таткнигоиздат, 1972. —92 с.

8. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И. Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласт // НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2004. - № 6. - С. 32-38.

9. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (Этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2004. - 216 с.

10. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.- 496 с.

11. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья,- М.: КубК-а, 1997.-267 с.

12. Горбунов А.Т.и др. Циклическое заводнение нефтяных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

13. Дон Уолкот. Разработка и управление месторождениями при заводнении (пер. с англ.).— М, 2001.

14. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. — М.: Недра. -1984. 208 с.

15. Дияшев Р.Н., Кондрашкин В.Ф. и др. Совершенствование разработки низкопродуктивных коллекторов//НТЖ «Нефтяное хозяйство».—1987—№ 2. С.42-46.

16. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. — М Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. 356 с.

17. Зейгман Ю.В., Васильев В.И., Облеков Г.И., Демин В.М.: Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта. Уфа, Фонд содействия развитию научн. иссл., 1998. -96 с.

18. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости и выделение проницаемых прослоев в пластах В1 и В2 верейского горизонта юго-востока Татарии.// Тр. ТатНИПИнефть.- Вып.26.-Казань, 1974.-С.92-99.

19. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости пластов в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов нефтяных месторождений юго-востока Татарии.// Тр. ТатНИПИнефть. Вып.26. - Казань. - 1974. - С.85-92.

20. Зиннатуллин Н.Х., Султанов С.А. Определение нижних пределов параметров продуктивных коллекторов. РНТС. Нефтегазовая геология и геофизика. — 1981. — № 12. С.26-29.

21. Зиннатуллин Н.Х., Юдинцев Е.А. Учет глинистости карбонатных пород при определении их пористости // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1988. — № 11. — С.36-38.

22. Ковалев А.Г., Ковалева О.В., Козлов Г.А., Маслов С.А. Перспективы выделения промытых продуктивных пластов при внутри контурном заводнении по данным анализа керна//НТЖ «Нефтяное хозяйство». — 1989. —№ 10. — С. 78-79.

23. Ковалев B.C. Определение трещиноватости карбонатного пласта A4 Кулешовского месторождения//Тр. Гипровостокнефть — Вып.9 — М.: Недра. —1965. — С.95-102.

24. Ковалева О.В., Калери К.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту С1 Мухановского месторождения / Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западного Казахстана. — Куйбышев, 1988.-С. 99-112.

25. Колганов В.И., Югин Л.Г., Солдаткина М.И., Каштанова Г.М. Коллекторские свойства пласта A4 башкирского яруса Бобровского месторождения.// Тр. Гипровостокнефть. -Вып. 17. М.: Недра, 1973. - С.61-68.

26. Косентино JL Системные подходы к изучению пластов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»,2007.—400 с.

27. Котенев Ю.А., Нугайбеков P.A., Каптелинин О.В. Повышение эффективности эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти—М.: Недра, 2004—236 с.

28. Коцюбинский В.Л, Ошитко В.М., Суханов H.A. Условия залегания и состояние эксплуатации слабопроницаемых коллекторов (алевролитов) горизонта Д1 Ромашкинского месторождения // Тр. ТатНИПИнефть. Вып.12. — J1.: Недра. -1968.

29. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. — М.: Недра.-1974.-192 с.

30. Лозин Е.В., Пантелеев В.Г.: Экспериментальная оценка полноты извлечения нефти, донасытившей обводненный нефтяной пласт // Нефтепромысловое дело. — 1995. — №6 , с. 36-38.

31. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. 1993. - 312 с.

32. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Хамзин Р.Г. О неоднородности продуктивных пластов.// Тр. ТатНИИ. 1964. -Вып.6.

33. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977. -214 с.

34. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. М.: Недра. - 1983. — 175 с.

35. Михайлов К.Н. Остаточное нефтенасьпцение разрабатываемых пластов. — М.: Недра, 1992.- 270 с.

36. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань.: Таткнигоиздат—1985.- 176 с.

37. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами на месторождениях Татарстана. М.: Недра.- 1983.

38. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: Изд-во Казанского ун-та. — 2003. - 596 с.

39. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань: Таткнигоиздат — 1989. -136 с.

40. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Абдулмазитов Г.С. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1996. - № 10. - С.25-28.

41. Муслимов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C., Ибатуллин P.P. Концепция развития нефтегазового комплекса республики Татарстан до 2015 года // Нефтяное хозяйство,-2000. №8. — С.13-14.

42. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ,- 1995.- 492 с.

43. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения./ В 2-х томах. Т. 2.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 286 с.

44. Мухаметшин В.Ш. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей.// Нефтяное хозяйство 1989. -№ 12. - С.26-29.

45. Мухаметшин Р.З., Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. — 1988. — № 5 — С.34-38.

46. Орехов В.В, Кан А.Г., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Оценка момента прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам Вахитовского нефтяного месторождения. // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».-2010.-№ 1.-С. 68-70.

47. Оптимизация системы заводнения путем построения карт текущей и накопленной компенсации на примере колганской толщи Вахитовского нефтяного месторождения. Антонов М.С. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2011.- № 3. — С. 17-20.

48. Пияков Г.Н., Усенко В.Ф., Кудашев Р.И., Мазитова Н.И.: Изменение остаточной нефтенасыщенности при повторном насыщении нефтью заводненного пласта // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. - № 4. - С. 5-6.

49. Поливахо A.C. Анализ системы заводнения с расчетом коэффициента компенсации на примере Западно-Полуденного месторождения Томской области. ТПУ секция №8, 2007.

50. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томах (том 1 — «Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии»). Под ред. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

51. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. Материалы выездной сессии научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и ЦКР нефтяных месторождений министерства нефтяной промышленности. Изд. «Наука». Москва, 1977.

52. Сазонов Б.Ф. Вытеснение нефти водою в трещиноватом пласте // Тр. Гипровостокнефть. Вып.9. - М.: Недра - С.169-174.

53. Сургучев M.JL, Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. 347 с.

54. Сургучев M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра. -1984. - 215 с.

55. Сургучев M.JL, Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефтяное хозяйство. 1988. — №9. — С. 31-36.

56. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.- М.: ВНИИОЭНГ. 2000. 104 с.

57. Телин А.Г. и др. Влияние глинистости пласта-коллектора на его физико-гидродинамические характеристики // НТЖ «Нефтепромысловое дело». №11. - 1999.- С.20-24.

58. Титов В.И., Жданов CA. Особенности состава и свойств остаточных нефтей // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1989. -№4. -С. 28-31.

59. Хавкин А.Я. Гидродинамика многофазной фильтрации в пористой среде // НТЖ «Нефтяное хозяйство».- № 5.-1991.- С.23-27.

60. Хавкин А.Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов // НТЖ «Нефтяное хозяйство». № 8. - 1994. - С.31-34.

61. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. //Обзор информации. М. :ВНИИОЭНГ. Вып.З. -1991.-60 с.

62. Хавкин А.Я., Немченко Т.А., Никищенко А.Д. Исследование особенностей многофазной фильтрации на микромоделях пористых сред.// НТЖ «Нефтяное хозяйство». № 10.-1995. - С.36-37.

63. Хайрединов Н.Ш. Вскрытие и освоение пластов, представленных карбонатными коллекторами/Тр. ТатНИИ. -Вып.8. Л.: Недра, 1965. - С.179-188.

64. Хайрединов Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии //Тр. ТатНИПИнефть. Вып.24. - Казань: Таткнигоиздат, 1973. - С. 77-84.

65. Хайрединов Н.Ш. Формирование залежей нефти в карбонатных отложениях// Тр. ТатНИПИнефть. Вып.24. - Казань: Таткнигоиздат, 1973. - С.84-92.

66. Хайретдинов Н.Щ., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии // НТЖ «Нефтепромысловое дело». 1996. - № 5, С 4-6.

67. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань. — 1996. — 288 с.

68. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Тазиев М.З., Нурмухаметов P.C. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».-2001.-184 с.

69. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». -2004.-252 с.

70. Циклическое заводнение нефтяных пластов / M.JI. Сургучев, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

71. Шарбатова И.Н., Сургучев M.J1. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра, 1988. - 121 с.

72. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. М.: Недра, 1983. 512 с.

73. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. Разработка водонефтяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинского месторождения) // Нефтяное хозяйство. 1974.-№5. - С. 32-36.

Информация о работе

Антонов, Максим Сергеевич
кандидата технических наук
Уфа, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы