Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов

Мандрик, Илья Эммануилович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов"

На правах рукописи УДК 622.276.72

МАНДРИК ИЛЬЯ ЭММАНУИЛОВИЧ

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 "Разработка н эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

ии^4Ь2874

МОСКВА -2008

003452874

Работа выполнена в Центре геолого-гидродинамического моделирования Главного управления по геологии и разработке ОАО «ЛУКОЙЛ»

Научный консультант: доктор технических наук

ШАХВЕРДИЕВ А.Х.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

ЗАКИРОВ С.Н.

доктор технических наук

МАЛЮТИНА Г.С.

доктор технических наук, профессор КУЛЬПИН Л.Г.

Ведущее предприятие - ОАО «Гипровостокнефть»

Защита состоится " 12 " декабря_ 2008 г. в 10 часов на заседании

Специализированного Совета по защите диссертаций Д № 222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт нм. акад. А. П. Крылова»

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть» им. акад. А.П.Крылова

Автореферат разослан "_"_2008 г.

ученый секретарь

диссертационного Совета, к.г-м.н.

7? О

л^ии-14

М.М. Максимов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Производство жидких -углеводородов в России за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на ведущее место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Согласно плану действий в области энергетической безопасности, принятому лидерами «Большой восьмерки» в Санкт-Петербурге 16.07.2006 г., а именно по ее укреплению, предусмотрены:

- наращивание объема доказанных запасов жидких углеводородов и повышение нефтеотдачи месторождений;

- создание финансовых и налоговых стимулов, способствующих внедрению инновационных энергоэффективных технологий;

- расширение масштабов применения традиционных технологий в нефтегазодобывающей отрасли.

В связи с этим проблемы повышения нефтеотдачи залежей, исследование инновационных методов и технологий стимулирования пласта становятся важными составляющими системы оптимального управления нефтеизвлечением, определяющими перспективу обеспечения энергетической безопасности страны. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет разработки и комплексного внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи углеводородов является одним из наиболее реальных и целесообразных путей стабилизации темпов падения добычи нефти и дополнительным ее ресурсом на период перехода от традиционных источников энергии на новые, альтернативные источники.

Актуальность исследуемой в диссертационной работе многогранной проблемы определяется, в первую очередь, необходимостью систематизации задач, связанных с рациональным использованием недр, повышением нефтеотдачи пластов, тенденцией естественного и искусственного ухудшения структуры запасов углеводородов, прогрессирующего обводнения, истощения высокопродуктивных пластов. Следовательно, успешная доразработка действующих объектов возможна на основе разработки высокоэффективных, научно-обоснованных и экономически оправданных инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПЫЛ) и интенсификации добычи нефти (ИДИ). Актуализация этой цели требует анализа и обобщения результатов

исследования научно-технического, технологического и экономического аспектов развития проблем повышения нефтеотдачи пластов.

Особого внимания требует разработка: - инновационных технологий, методов, способов, составов, обеспечивающих повышение КИН; - математического аппарата моделирования и на его основе прогноза КИН и других показателей разработки; -унифицированных методов оценки и прогноза технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий, селекции и классификации технологий ПНП и ИДН. Очевидно, что объективная прогнозная оценка и повышение КИН, как важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья - сложнейшая и насущная задача, решение которой требует поиска альтернативных решений путем создания новых подходов, в том числе совершенствования и развития представленных в диссертационной работе научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Целью работы является обобщение, совершенствование и создание научно-методических основ оптимизации технологических процессов повышения нефтеотдачи пластов с использованием результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований.

Основные исследуемые задачи. В диссертационной работе исследуются следующие основные задачи:

1. На основе анализа и обобщения мирового опыта исследуются:

- основные принципы и методы оценки коэффициента извлечения нефти и прогноза извлекаемых запасов нефти;

- количественные и качественные показатели, влияющие на КИН уточнением его составляющих коэффициентов.

2. Исследуется новый способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей искусственных нейронных сетей (ИНС), повышающий достоверность полученных результатов"расчета КИН, позволяющий тестировать результаты прогноза по ИНС и по регрессионной зависимости с эталонным результатом, полученным на многомерной фильтрационной модели.

3. Исследуются эволюционные модели пластовой системы, позволяющие создать научно-обоснованную унифицированную методику оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

4. Исследуется влияние динамики изменения запасов нефти на конечный КИН по российской и БРЕ классификациям и создаются статистические модели для мониторинга разработки месторождений углеводородов.

5. Используя многочисленные фактические данные и статистические модели, исследуется зависимость между доказанными разбуренными неразрабатываемыми запасами и количеством планируемых геолого-технических мероприятий: ГРП, вывод из бездействия, перевод на другой горизонт и другие ГТМ.

6. Оценивается потенциальная возможность прироста извлекаемых запасов нефти на основе статистического анализа выборки объектов разработки и обосновывается прогноз КИН за счет применения методов ПНП.

7. Анализируются и обобщаются существующие зарубежные и отечественные классификации методов ПНП и ИДН с целью расширения масштабов внедрения инновационных разработок, их усовершенствования и создания новой классификации.

8. Разрабатываются критерии и решающие правила по регулированию и контролю режимов работы конкретных скважин и всего пласта с использованием методов стохастического анализа, моделей роста, принципа Парето, параметра Херста, карт равных уровней взаимодействия, карт приведенных удельных отборов с целью повышения эффективности реализации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.

9. Рассматриваются задачи гидродинамического исследования скважин в терри-генных коллекторах, с целью разработки практических рекомендаций по проектированию гидроразрывов пласта (ГРП), а также путей повышения технологического эффекта этих проектов в комплексном сочетании с другими методами ИДН.

10. Разрабатываются новые технологии регулирования фильтрационной неоднородности трещиновато-поровых и гранулярных коллекторов с техногенными трещинами с осложненными геолого-физическими условиями, в том числе технологии закачки сшитых гелево-дисперскых систем с регулируемыми вязкоупругими свойствами, изолирующие водопритоки и способствующие повышению нефтеотдачи неохваченных слабодренируемых участков пластов.

11. Исследуется технология газожидкосгкых оторочек с внутрипластовой генерацией С02, обеспечивающая адресное воздействие на слабодренируемые зоны, с учетом совместимости минерализации водных растворов в водонасыщенных пористых средах.

12. Исследуется технология разработки трудноизвлекаемых запасов нефти из тонких нефтяных оторочек с газовой шапкой и подстилающей водой бурением протяженных горизонтальных скважин (ГС) и разветвленных горизонтальных скважин (РГС).

13. Разрабатывается научно-методологическая основа выбора оптимального варианта проекта разработки в условиях ограниченной информации и неопределенности, а также мультикритериальности решения.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решаются на основе теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием теории многофазной фильтрации, реологии, стохастических и эвристических методов анализа, теории вероятностей и математической статистики, элементов малопараметрического моделирования, методов распознавания образов, нейронных сетей, компьютерных технологий анализа инженерных задач. Научная новизна работы:

1. Разработаны основные принципы определения коэффициента извлечения нефти, предложены обобщения и методические решения по оценке и прогнозу КИН в рамках оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов.

2. Создан новый методический подход по определению КИН с введением «коэффициента охвата фильтрацией», с учетом вклада в накопленную добычу нефти отдельных составляющих, характеризующих процесс добычи нефти при:

- фильтрации на естественном режиме;

- вытеснении нефти водой при заводнении;

- применении новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Преимущество методики состоит в том, что она предотвращает необоснованное завышение коэффициента охвата вытеснением в проектных документах, тем самым показывает достоверную эффективность системы ППД и технологий ПНП.

3. Разработаны перспективные направления развития методов оценки технологической эффективности ГТМ и прогноза КИН, в том числе:

• малопараметрическая унифицированная модель оценки и прогноза технологической эффективности ГТМ;

• оценка и прогноз КИН залежей нефти на основе моделирования ИНС;

• новая расчетная формула оценки КИН с учетом «коэффициента охвата фильтрацией».

Представленные новые зависимости, алгоритмы и результаты расчета, оценки и прогноза показателей разработки демонстрируют высокую достоверность и надежность результатов, что подтверждается при тестировании результатов с аналогичными, полученными на многомерных фильтрационных моделях.

4. Установлено, что международная ЭРЕ и российская классификации запасов нефти имеют в своей основе разные подходы. Соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что убедительно раскрыто путем статистического анализа и сопоставления по группе месторождений ТИП «Лангепаснефтегаз». Построены парные и многомерные статистические модели для определения различных категорий запасов за счет планирования различных ГТМ, в том числе методов ПНП и ИДН.

5. Для регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД в качестве критерия предлагается следующее решающее правило:

• при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значением Кк < Кпр и //< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при £>н > 0 и £>в < 0 ограничить, а при Он < 0 и £)в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н> 0,6;

• при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значением !<к > К„р и Н< 0,4 - рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при £>н > 0 и Ов < 0 ограничить, а при £>н < 0 и £>в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н> 0,6.

где Н - показатель Херста, Кк и Кпр текущий и проектный коэффициент компенсации, £>н и £>в дискриминанты по нефти и воды

шения предотвращают потери нефти и мобилизуют закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой.

6. Разработаны и испытаны в практике добычи нефти инновационные методы системного воздействия на пласт с применением газообразующих технологий извлечения остаточных запасов нефти регулированием электролитических свойств вытесняющих агентов, обеспечивающих синергетический эффект увеличения приемистости скважин и выравнивания профиля нагнетания, и, в свою очередь, увеличения добычи нефти из окружающих скважин.

7. В ходе лабораторных экспериментальных исследований установлено, что при использовании в качестве водной фазы газовыделяющих растворов минерализованной воды существенно нивелируется диффузионный фактор в кинетике газообразования диоксида углерода в водной фазе, а также повышается эффективность применения минерализованных водных растворов при генерации оторочки псевдокипящей газожидкостной системы, как следствие, достигается эффективное вытеснение остаточной нефти из слабодренируемых зон нефтяных залежей.

8. Предложены пути повышения технологического эффекта и комплексные рекомендации по проектированию различных технологий гидроразрывов пласта в терри-генных коллекторах для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с применением агентов, позволяющих снизить проницаемость водонасыщенных интервалов.

9. Разработана и внедрена инновационная технология ПНП и ИДИ, основанная на изоляции высокопроницаемых пропластков призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах с целью закрепления фильтрационного барьера для закачиваемой воды и подключения в разработку нефтенасыщенных зон пласта. Разработаны составы с регулируемыми реологическими свойствами, используемые также в осложненных геолого-технических условиях при глушении скважин с газопроявлением и аномально высокими и низкими пластовыми давлениями, изоляции высокопроницаемых и обводненных интервалов в операциях воздействия на пласт газожидкостными оторочками.

особенностями, позволяющими научно-обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, не совпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН при существенном отклонении извлекаемых запасов.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Научные результаты, полученные в диссертационной работе, нашли применение в теории и практике разработки нефтяных месторождений, а также явились основой новых технологий повышения нефтеотдачи пластов, методов интенсификации добычи нефти и оптимизации процессов нефтедобычи. Разработанные методики и технологии многие годы внедряются в практику разработки на месторождениях Западной Сибири - Самотлор-ском, Урьевском, Покамасовском, Локосовском, Нивагальском и других.

Из защищенных автором 11 патентов в процессах нефтегазодобычи внедрено 5, на использование которых были заключены лицензионные договора, прошедшие государственную регистрацию в Российском агентстве по патентам и товарным знакам (Роспатент), а полученные результаты утверждены актами предприятий.

Технологическая эффективность, полученная за счет внедрения защищаемых положений диссертации, а также разработанных и защищенных патентами РФ технологий, составила, согласно представленным актам, более 2 млн. т дополнительной добычи нефти. Полученные результаты вошли в научно-технические отчеты, научные программы и проекты: МПР РФ, ЦКР Роснедра, ОАО «ЛУКОЙЛ», ТПП «Лангепас-нефтегаз», НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского государственного технического университета.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:

— Второй международной Каспийской конференции по нефти и газу, Баку, Азербайджан, 17-20 Сентября 1996 г.

— Второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1999 г.;

— Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2000 г.;

— научной конференции «Современные проблемы геологии нефти и газа», Москва, 2000 г.;

— 12-м Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8-10 сентября 2003 г.

— Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», Москва, 24-26 ноября 2004 г.

—IV Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», Москва, 2006 г. —V Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». Москва, 2007 г. -34-й международной конференции "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой.промышленности". Мальта, 2005 г.

—VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», г. Геленджик; 2007 г. —Международном научном симпозиуме, ОАО «ВНИИнефть», Москва, 2007 г. -36-й международной конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», (Коста дель Соль), Испания, 2007 г. —Международной научно-технической конференции «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и море», Краков (Польша), 15-20 сентября, 2008 г.

—заседаниях ЦКР Роснедра МПР РФ;

—технических советах научно-производственных нефтегазодобывающих предприятий «Лангепаснефтегаз»; ОАО «ЛУКОЙЛ»;

—заседаниях Ученого совета НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского Государственного технического университета

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 46 опубликованной работе, в том числе 11 патентах, одном свидетельстве о регистрации программы «ОПТИМА» и одной монографии.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы, включающего 286 наименований. Работа содержит 301 страницу текста, включая 44 таблицы и 60 рисунков. Благодарности. Автор выражает благодарность научному консультанту, д.т.н. А. X. Шахвердиеву за плодотворные идеи, ценные советы и внимание в процессе работы над диссертацией. Автор выражает признательность соавторам за многолетнее сою

трудничество, а также сотрудникам предприятий, участвующих в разработке и внедрении положений диссертации: ОАО «ЛУКОЙЛ»; ТПП «Лангепаснефтегаз»; ОАО «ВНИИнефть»; НП «ИСИПН» РАЕН, Пермский государственный технический университет.

содержание работы

Во введении обоснована актуальность поставленной проблемы и проведенных исследований, сформулированы цель и основные задачи оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти. Отмечено, что за кажущейся простотой определения коэффициента извлечения нефти скрывается чрезвычайный интерес государства, недропользователей и инвесторов, сопровождающийся перманентной дискуссией между специалистами, представляющими заинтересованные стороны, что делает весьма актуальной задачу достоверного определения и прогноза этого показателя полноты извлечения нефти.

В первой главе формулируются основные принципы, методы, определения, алгоритмы и расчеты коэффициента извлечения нефти (КИН) —важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья и разработки залежей, а также в целом эффективности деятельности нефтедобывающей отрасли.

В отечественной и зарубежной практике большое внимание уделяется математическому аппарату и инженерному подходу, применяемому при оценке извлекаемых запасов нефти, КИН и прогнозе показателей процесса разработки залежей углеводородов. Это в основном: объемный метод расчета геологических запасов углеводородов; метод материального баланса; метод характеристик вытеснения; корреляционные зависимости при расчете КИН; метод кривых падения; малопараметрическое моделирование; многомерное и многофазное численное моделирование; моделирование нейронными сетями и другие методы, не получившие широкого применения.

В главе рассмотрены основные направления исследований и использование результатов широко применяемых методов и алгоритмов определения КИН.

Проблемы, затрагиваемые в этой работе широко освещены в трудах таких известных ученых и специалистов, как Абасов М. Т., Баишев Б. Т., Батурин Ю. Е., Бас-ниев К. С., Боксерман А. А., Борисов Ю. П., Вахитов Г. Г., Гавура В. Е., Гиматудинов Ш. К., Горбунов А. Т., Дияшев Р. Н., Дмитриевский А. Н., Добрынин В. М., Ентов В. М., Жданов С. А., Желтов Ю. П., Желтов Ю. В., Закиров С. Н., Ибатуллин Р. Р., Иванова М. М., Крылов А. П., Кузнецов О. Л., Кульпин Л. Г., Курбанов А. К., Лисовский

Н. Н., Лебединец Н. П., Лейбензон Л. С., Лозин Е. В., Лысенко В. Д., Максимов М. И., Максимов М. М., Максутов Р. А., Малютина Г. С., Мирзаджанзаде А. X., Мирчинк М. Ф., Мищенко И. Т., Муслимов Р. X., Николаевский В. Н., Сазонов Б. Ф., Симкин Э. М., Степанова Г. С., Сургучев М. Л., Фурсов А. Я., Хавкин А. Я., Хасанов М. М., Ха-лимов Э. М., Христианович С. А., Чарный И. А., Черницкий А. В., Шахвердиев А. X., Щелкачев В. Н., Эфрос Д. А., Крейг Ф. Ф., Маскет М, Арпс Д. и многих других.

Критический анализ и обобщение исследований, посвященных проблеме оценки и прогноза КИН, проведенный в первой главе, позволил определить перспективное направление научных исследований, установить практическую ценность проектов и осуществить селекцию завершенных высокоэффективных разработок.

Первые попытки формализации задачи определения КИН, предложенные академиком А. П. Крыловым, привели к простому разложению коэффициента нефтеизв-лечения на коэффициенты-сомножители:

1=11*12, (1) где — коэффициент вытеснения, г!г'~ коэффициент охвата вытеснением. Известно, что изменение коэффициента извлечения нефти происходит под воздействием трех основных геолого-физических факторов: макро- и микронеоднородностей пласта, вязкостных сил, поверхностных сил натяжения. В связи с этим были предприняты попытки учесть влияние максимального количества параметров, и этот простой инженерный подход получил дальнейшее развитие. Следует отметить, что основная задача в обеспечении полноценного охвата при добыче нефти заключается в повсеместной организации процесса фильтрации оптимальным количеством (или сеткой) скважин. Во вторую очередь требуется достичь наиболее качественного вытеснения нефти — водой, газом, газированной водой, водными растворами химреагентов, способных на эффективное вытеснение. В этом случае «коэффициент охвата вытеснением» приобретает более широкое толкование и представляет собой «коэффициент охвата фильтрацией». Коэффициент охвата фильтрацией представляет отношение неф-тенасыщенного объема порового пространства, охваченного процессом фильтрации, к общему объему нефтенасыщенного порового пространства. Под нефтенасыщенным объемом порового пространства, охваченного процессом фильтрации, подразумевается любой нефтенасыщенный объем порового пространства, в котором происходит фильтрация флюидов к добывающим скважинам при любом естественном и/или искусственном режиме пласта. При режиме растворенного газа вначале движение 12

флюидов обеспечивается энергией упругого расширения нефти и газа, и в данном случае о вытеснении нефти водой, а также охвате заводнением речь не идет.

Таким образом, накопленная нефть, добытая за счет режима растворенного газа, а также нефть, добытая за счет применения технологии ПНП, приписывается к накопленной нефти, добытой за счет вытеснения нефти водой, осуществляемой после того, как предыдущий режим пласта исчерпает свои возможности. В этом случае конечный коэффициент извлечения нефти представляется как

п=г]е+г1к+пт, " (2)

где ц - конечный коэффициент извлечения нефти (КИН); г}Е~ составляющая КИН, характеризующая процесс фильтрации при естественном режиме; цк - составляющая КИН, характеризующая процесс вытеснения нефти водой при искусственном заводнении пласта; т]т - составляющая КИН, характеризующая процесс добычи нефти за счет применения новых технологий ПНП и ИДН, а также различных ГТМ.

В этом случае соответственно для коэффициента охвата вытеснением и коэффициента охвата фильтрацией получим:

77-77е~ЛТ _ + Ъ

41--> Чф ~ > (у.)

Чх

где 11 и - коэффициент вытеснения нефти за счет применения ПНП. Тогда «коэффициент охвата фильтрацией» г]ф для системы ППД в сочетании с применением конкретной технологии ПНП (в данном случае с генерацией диоксида углерода в пластовых условиях) рассчитывается как:

(4)

—где В0, Вн- объемный коэффициент нефти до и после растворения в ней двуокиси углерода. Результаты расчетов конкретного примера по формулам (1)-(4) представлены в табл. 1. Как правило, в проектных документах представляется конечный КИН и его составляющие — коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата вытеснением без вычисления вклада г]Е и ¡¡т, что приводит к завышению значения коэффициента охвата вытеснением. Согласно этой логике, в данном примере коэффициенту охвата вытеснением, составляющему т\2 ~ 0,45, без учета

Таблица 1

Результаты расчета КИН по предлагаемой методике

Коэффициенты

Найме гц т7к ли- л2+ гц* т)ф л! ат)1+

нова-вве

вытес-веввя нефти водой охвата вытеснением вефтв КИН при вытеснении вефтв водой вытес- охвата КИН прв вытес- пенпя водой+ опте конечный прирост коэффв-

техно- вевия вытес- вытес- охвата КИН цвевта

логии вефтв водой+ опте вевием водой+ опте веввв во- да+ОП ГС фвльт-рацией прв фнльт-рацив в целом вытесве- пия после опте

Сис-

тема ППД+ ОПГС 0,580 0,450 0,261 0,639 0,617 0,394 0,639 0,814 0,520 0,059

Вытесвение исключительно водой Вытесвение водоЙ+ОПГС Фильтрация в целом

вышеуказанных >]е и цт. присвоили бы значение г]2 = 0,897. Это существенно выше его реального значения, что не позволяет достоверно оценить эффективность технологии воздействия на залежь, регулировать технологические показатели процесса разработки залежи, а главное - не удается достоверно определить эффективность системы ППД и выявить необходимость применения третичного метода ПНП.

В первой главе также приводятся результаты исследований, посвященных одному из научных направлений оценки и прогноза коэффициента нефтеизвлечения, основанному на статистических подходах. Проведены широкий анализ и обобщение наиболее используемых зависимостей регрессионного анализа. В качестве факторов, влияющих на конечную нефтеотдачу, рассматривались: плотность сетки скважин, средняя песчанистость и расчлененность, относительная вязкость нефти; коэффициент проницаемости; коэффициент пористости; эффективная нефтенасыщенная толщина; количество прокачанной воды в поровых объемах; темп отбора жидкости; объемный коэффициент пластовой нефти и целый ряд других параметров. Использование различных методов при исследовании статистической выборки исходных данных, сформированной для разных нефтедобывающих регионов страны и мира, не позволяет обобщить и унифицировать полученные результаты, вывести универсальную закономерность, позволяющую рассчитать достоверное значение коэффициента нефтеизвлечения. Однако основная проблема, с которой сталкивается инженер-технолог при поиске закономерностей, заключается не в выборе способа регрессии, а в формировании репрезентативной выборки данных, отвечающей основополагающим принципам статистического анализа, так как объем выборки, используемый разными авторами, колеблется от 17 до 213 залежей объектов разработки.

В разработке нефтяных месторождений обеспечение полной независимости параметров и показателей, принципа репликации и рандомизации - трудновыполнимая задача. Как бы ни была велика выборка, требуется «очистить» её от внешней неоднородности и не допустить смешения эффектов. С этой целью необходимо первоначальную выборку залежей разделить: по режимам, по литологическим признакам коллекторов (терригенные и карбонатные), полученные новые выборки следует ещё раз разделить по стадиям разработки и.т.д.

Таким образом, в итоге получается небольшая «однородная» выборка залежей, по которым исследователь надеется установить унифицированную регрессионную зависимость коэффициента нефтеизвлечения от параметров и показателей разработ-

ки. Безусловно, в данном случае возникает вопрос презентабельности выборки и достоверности полученных результатов, что, в свою очередь, приводит к формальному применению статистических методов анализа в решении исследуемой проблемы.

Несмотря на низкую надежность формально применяемых вероятностно-статистических методов, можно констатировать их широкое применение в целях экспресс-прогноза коэффициента нефтеизвлечения при отсутствии многомерных фильтрационных моделей залежей жидких углеводородов.

Наряду с методами определения конечной нефтеотдачи залежи и оценки начальных извлекаемых запасов, основанными на использовании коэффициентов-сомножителей и регрессионно-корреляционного анализа, в качестве прогнозного инструментария широкое распространение имеют методы, получившие название характеристик вытеснения. В научно-технической литературе опубликованы десятки характеристик вытеснения, с помощью которых оценивается технологическая эффективность ГТМ и прогнозируются извлекаемые запасы нефти, продолжительность времени и темп доразработки залежей, эволюция обводненности и конечный коэффициент извлечения нефти. Проведенный в работе анализ показал, что характеристики вытеснения также не претендуют на роль фундаментальной закономерности, описывающей процесс развития за весь период разработки.

Таким образом, результаты исследований, приведенных в первой главе, показали, что методы коэффициентов-сомножителей, статистического анализа и характеристик вытеснения при оценке и прогнозе конечного коэффициента нефтеотдачи, а также при оценке технологической эффективности ГТМ не в полной мере обеспечивают достоверность и надежность полученных результатов, требуется их дальнейшее совершенствование.

Вторая глава посвящена описанию модели развития пластовой системы и прогноза показателей разработки с помощью малопараметрической вероятностно-статистической модели на основе данных истории разработки. Предлагаемый метод обеспечивает достоверное и унифицированное решение при оценке и прогнозе КИН и определении эффективности ГТМ, в том числе технологий ПНП и ИДН. Проведенный анализ динамики изменения основных показателей разработки объектов ОАО «ЛУКОЙЛ»: Локосовского, Поточногог Южно-Ягунского, Повховского и других месторождений показал, что графики накопленного отбора нефти и обводненности имеют вид асимметричной логистической кривой и адекватно моделируются уравне-16

ниями Колмогорова-Ерофеева, что позволяет применить методику оценки технологической эффективности ГТМ.

Как показывает накопленный опыт разработки нефтяных залежей, эволюцию всего периода эксплуатации можно считать многостадийной, которая определяется относительно поставленной задачи, как например, накопленную добычу нефти можно представить в виде двух - восходящей и нисходящей стадий, традиционных четырех стадий и, наконец, более чем четырех стадий. Для целей оценки технологической эффективности ГТМ, проведенных на объекте, характер изменения технологических показателей определяется относительным темпом выработки запасов и фиксируется в зависимости от временного шага, при этом сопоставление фактических и прогнозных значений параметров осуществляется на основании последней стадии разработки залежи, которая принимается за базовый период.

Методика на основе малопараметрической модели позволяет производить оценку технологической эффективности ГТМ и прогноз основных показателей разработки как по отдельным скважинам, так и по месторождению в целом. Анализ исходных данных по Поточному месторождению пласт АВ1+АВ2 с временным шагом один месяц (рис. 1.) позволил весь период разработки разбить на четыре стадии с базовым периодом с 1996 г., начало и конец стадии связаны скачками в добыче нефти, а те непосредственно связаны с отключением скважин.

Поведение динамики фонда скважин за весь период разработки подобно поведению асимметричной кривой текущего отбора нефти, которая, сопровождая отбор нефти, проявляет аналогичные особенности, распадается на стадии, имеет точку перегиба, моделируется теми же уравнениями. Следовательно, принятие единичного значения плотности сетки скважин (ПСС) на весь период разработки представляется достаточно формальным и необоснованным решением.

Многочисленные промысловые примеры показывают, что асимметричная кривая добычи нефти повторяет поведение кривой зависимости изменения количества скважин от времени с небольшим смещением, что дает основание осуществить математическую формализацию задачи с помощью зависимости: Лг(г) = а41'" 'е , где а, Ь - константы, г - время. N(1) - суммарное количество добывающих скважин, когда либо участвовавших в эксплуатации.

Эта зависимость позволяет отслеживать соответствие фактического отбора нефти фактическому количеству добывающих скважин на любой момент времени в

течение всего периода продолжительности разработки с учетом вводимых и ликвидируемых скважин.

01.1993 07.1998

Дата

Рис. 1. Динамика добычи нефти, Поточное месторождение, пласт АВ!+АВ2

Одним из современных и перспективных методов анализа технологических показателей разработки, рассмотренных во второй главе, является искусственная нейронная сеть (ИНС), которая представляет собой систему, состоящую из совокупности первичной информации, закономерностей между различными её формами и устройства параллельных вычислений, в свою очередь состоящего из множества взаимодействующих простых процессоров. Решение на основе нейронной сети является более гибким, поскольку соответствующая система может в дальнейшем совершенствовать точность предсказаний по мере обучения и накопления ею опыта

В представленных в работе исследованиях приведены результаты работы по установлению влияния параметров и показателей разработки нефтяного месторождения на коэффициент конечной нефтеотдачи. Основное преимущество ИНС состоит в том, что она способна находить такие взаимосвязи между входными и выходными значениями, явное существование которых даже не установлено исследователями. Для обучения нейронной сети использовалась та же обучающая выборка, по которой строилась линейная регрессия. Результаты расчета демонстрируют высокую точность предсказания КИН (которая не превышает 5%). Разработан способ оценки и прогноза

КИН с использованием гибких моделей на основе нейронных сетей, учитывающих нелинейные эффекты любой сложности. Моделирование нейронными сетями обеспечивает достоверность полученных результатов прогноза КИН, надежность которых тестируется результатами прогноза КИН, полученными на многомерных геолого-гидродинамических моделях. Результаты расчетов, представленных на рис. 2 а,б демонстрируют высокую точность предсказания КИН по сравнению с результатами, полученными на регрессионных моделях, что подтверждается в сравнении с эталонной оценкой КИН, рассчитанной с помощью многомерной фильтрационной модели.

Рис. 2. Распределение проектных и предсказанных значений КПН: а—регрессионной моделью; б—моделью нейронной сети.

В третьей главе на примере ряда разрабатываемых месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» рассматриваются вопросы, связанные с оценкой и переоценкой количества и структуры запасов углеводородов; изучением возможности вовлечения в разработку «неработающих» запасов; повышением степени извлечения нефти из недр; сопоставления независимой аудиторской оценки запасов по международной и российской классификациям. Это является определяющим для количественной и качественной оценки сырьевой базы в соответствии с международными стандартами.

Проведенными исследованиями установлено, что международная 8РЕ и российская классификации имеют в своей основе разные идеологии, соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что и показано путем статистического сопоставления запасов по Южно-Покачевскому, Нивагальскому, Локосовскому, Урьевскому, Покамасовскому, Чум-

пасскому, Поточному, Лас-Еганскому, Северо-Поточному и Западно-Покамасовскому месторождениям. Основным различием между классификациями РФ и SPE является то, что первая - наибольшее внимание уделяет изученности объекта в целом, а классификация SPE тесно связана с запасами на скважину. Так, если в результате бурения нескольких разведочных скважин достаточно хорошо изучена модель залежи, установлен контур нефтеносности, определены подсчетные параметры, а запасы по классификации РФ оценены по категории Сь то бурение дополнительных скважин практически не вносит изменения в оценку запасов. По классификации SPE запасы увеличиваются с каждой пробуренной скважиной.

По месторождениям ТПП «Лангепаснефтегаз» произведено сопоставление запасов по российской и SPE-классификациям с 1996 по 2008 г., проиллюстрированное на рис. 3, где объем доказанных запасов нефти при каждой последующей оценке уточнялся, при этом запасы по российской классификации на 2008 г. по сравнению с данными 1996 г. значительно снизились. В практике оценки запасов наблюдается значительное изменение доказанных запасов по многим месторождениям, связанное с недостаточностью и неопределенностью геологической информации в исследуемых объектах с интенсивным эксплуатационным разбуриванием. В связи с этим можно сказать, что выводы ряда авторов об универсальной количественной сходимости оценок доказанных запасов по SPE и запасов по категории Ct по российской классификации некорректны. Эта сходимость изменяется в очень широких пределах для каждого конкретного объекта в зависимости от стадии его разбуренности.

В диссертационной работе проведен анализ влияния степени разбуренности месторождений на запасы, рассчитанные по российской и SPE классификациям на примере 11 объектов ТПП Лангепаснефтегаз». В таб. 2. приведено соотношение запасов по международной SPE и российской классификации (процент доказанных запасов SPE от запасов категории АВС1) по всему ТПП «Лангепаснефтегаз и отдельно по каждому из 11 объектов. Проценты доказанных запасов SPE от запасов категории АВС1 колеблятся от 3 до 338; следовательно, необходимо учитывать этот факт при составлении проектных документов и при выборе оптимального варианта проекта разработки.

При анализе степени изученности месторождений были вычислены статистические связи запасов различных категорий с количеством скважин эксплуатационного фон-

да Построены парные и многомерные статистические модели для определения разбуренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов за счет восстановления скважин из бездействия, гидроразрывов пластов, перевода скважин на другие гори зонты в соответствии с проектными решениями. Сопоставление модельных значений этих запасов показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям. Доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы устанавливались за счет планирования проведения технологических и геолого-технических мероприятий: восстановления скважин из бездействия, гидроразрывов пласта, перевода скважин на другой горизонт в качестве уплотняющих, а также применения технологий ПНП и ИДИ.

с " ' Нртышлсниьм платы тфтм не российской классифнгашш (ЛВС!> СЭДокэштш ънккы иефп» пок.«жмф>жаш»> ¡>РЁ<ртс4 тем) "*♦—С'оогнитсние <уии.|рны» дикачанны» латов к тосам кзТ. \ВС1___

Рис. 3 Сравнение запасов нефти промышленных категорий по российской и вРЕ классификациям по месторождениям ТПП «Лангепасиефтегаз»

Таблица 2

Соотношение запасов по SPE и российской классификациям

Месторождение 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Южно-Покачевское 47 54 87 141 162 212 124 80 80 113 122 136 130

Нивагальское 75 54 54 138 139 134 133 52 64 75 76 74 74

Локосовское 6 26 18 19 54 66 54 99 109 98 102 113 106

Урьевское 46 65 63 64 68 63 66 64 71 67 66 70 74

Покамасовсхое 39 14 17 57 62 37 19 32 30 30 27 27 29

Чумпасское 86 74 71 113 122 80 77 103 98 80 76 52 60

Поточное 25 26 25 50 60 82 65 187 214 240 268 285 338

Jlac-Era некое 32 30 3 32 42 47 49 72 77 81 79 78 100

Северо-Поточное 49 44 41 62 65 74 61 34 60 84 69 79 98

Западно-Покэмасовское 33 41 41 41 42 41 50 31 30 33 33 29 36

Северо-Покамасовское 71 71

Итого по ТПП "Лангепаснефтегаз" 49 47 47 68 81 79 76 68 76 79 80 83 89

Для оценки связи между планируемыми мероприятиями и доказанными неразрабатываемыми запасами строились статистические модели зависимости этих запасов с количеством запланированных геолого-технических мероприятий. За анализируемый период было выполнено 9369 мероприятий, за счет которых планировалось прирастить доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы в объеме 180 млн. т.

Доказанные неразбуренные неразрабатываемые запасы устанавливались за счет планирования проведения мероприятий: бурения новых скважин, бурения новых уплотняющих скважин п„у, перевода на другой горизонт новых скважин, перевода скважин на другой горизонт новых скважин в качестве уплотняющих. Для оценки связи между планируемыми мероприятиями и доказанными неразбуренными запасами были построены статистические модели зависимости этих запасов с количеством запланированных мероприятий. За анализируемый период было выполнено 14639 мероприятий, за счет которых планировалось прирастить доказанные неразбуренные запасы в объеме 597 млн. т.

Осложняющаяся структура запасов и существующие разночтения в определении категорий запасов нефти и их количественном определении делают актуальным вопрос достоверной оценки потенциала прироста извлекаемой части запасов нефти, что, в первую очередь, будет определяться исходя из качества и количества применяемых инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Для решения поставленной задачи в диссертационной работе проведен анализ состояния разработки на выборке исходной статистической информации, составляющей порядка 10% объектов разработки распределенного фонда месторождений РФ. Для этого была сформирована репрезентативная выборка из общего числа нефтяных месторождений. Общее количество анализируемых месторождений составило 109, геологических объектов разработки - 213. В выборку были включены месторождения, территориальная принадлежность которых охватывает практически все нефтеносные регионы РФ — от Калининградской до Сахалинской областей, геологические запасы которых лежат в пределах от 1000 до 1 005 478 тыс. т. Анализируемые объекты представлены коллекторами различной литологии: терригенный, карбонатный, ка-вернотрещиноватый, алевритопесчаный, микрокаверно-трещиноватый, порово-кавернотрещиноватый и др., с проницаемостью от 1 до 8400« 10° мкм2. Коэффициенты извлечения нефти представленных объектов имеют следующие значения: 133 объекта имеют КИН более 0,45, для 201 объекта КИН изменяется от 0,3 до 0,45 и 54 объекта имеют КИН менее 0,3. Значения обводненности 136 объектов превышают 80%. Исходные параметры, необходимые для анализа, следующие: тип коллектора; проницаемость, площадь нефтеносности; числящиеся на государственном балансе геологические и извлекаемые запасы нефти и КИН; фонд добывающих и нагнетательных скважин (общий, действующий и бездействующий); цена нефти на внутреннем и внешнем рынках; коэффициенты охвата, вытеснения и ПСС; газовый фактор; накопленная добыча нефти; обводненность.

Применяя принцип Парето к анализу распределения геологических и извлекаемых запасов по объектам месторождений, оценивался статистический ряд запасов нефти по величине вклада разрабатываемых объектов в суммарные запасы углеводородов по презентабельной выборке. Такое разбиение пластовых объектов на группы позволяет определить объекты, обладающие потенциальными возможностями для прироста извлекаемой части запасов нефти. Принцип Парето позволяет разделить всю выборку запасов по объектам на четыре группы, включающие геологические объекты разработки с относительно:

— высокими геологическими и высокими извлекаемыми запасами нефти (I); —высокими геологическими и низкими извлекаемыми запасами (II); —низкими геологическими и высокими извлекаемыми запасами (III); —низкими геологическими и низкими извлекаемыми запасами (IV).

Безусловно, интерес представляют объекты разработки, входящие в первую и вторую группу, вклад которых в суммарные геологические запасы составляет 75,5%, при этом количество объектов составляет 52 (24,5%) из 213. Количество объектов второй группы - 9, где при высоких геологических запасах низкие извлекаемые; эти объекты являются первоочередными для проведения мероприятий по уплотнению сетки скважин, в сочетании с технологиями 11Ш1. Для достижения высоких значений КИН в РФ имеются соответствующий научно-технический потенциал, технологические возможности; кроме того, благоприятная рыночная конъюнктура способствует активному применению технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Четвертая глава посвящена исследованию диагностических методов регулирования технологических режимов работы системы скважин. Множество природных явлений и процессов, сопровождающихся непредсказуемыми, случайными флуктуа-циями во времени, в том числе временные ряды технологических показателей разработки нефтяных месторождений, являются предметом исследований стохастической теории, основным аппаратом которой являются теория вероятностей и математическая статистика

В стохастических процессах с увеличением числа наблюдений растут регулярность и стабильность их поведения. Диагностические методы — важный этап в создании стохастической модели процесса разработки нефтяных месторождений.

При регулировании технологических режимов работы скважин, как правило, используют абсолютные значения дебитов нефти, воды, жидкости, а решения об остановке скважин, ограничении или увеличении (форсировании) отбора жидкости принимаются в условиях отсутствия: — систематизации и группирования фонда скважин;

— выбора благоприятного момента начала и продолжительности воздействия на конкретной скважине и в целом по пласту; — информации о взаимодействии скважин и местоположении слабодренируемых зон; — информации о соответствии коэффициента компенсации показателю стабильности системы ПОД. Для решения этих задач разработаны методики и соответствующие критерии, позволяющие извлекать информацию о тенденциях в поведении накопленных и текущих отборов жидкости, а также отдельных фаз в продукции скважин.

Как показывают исследования фонда скважин многочисленных объектов разработки, распределения дебитов нефти и воды имеют вид гиперболического распределения Парето. Использование этого распределения позволяет осуществить мониторинг фонда эксплуатационных скважин разрабатываемого объекта. Анализ работы всего действующего фонда скважин, с использованием принципа Парето, позволяет группировать фонд на четыре группы. Определив по фактическим данным дебитов количественные параметры принципа - число Парето и пороговые величины, фонд скважин разбивается по качественному признаку на относительно «высокодебитные и низкодебитные»: I) —высокодебитные по нефти и воде; II) —высокодебитные по нефти, низкодебитные по воде; III) —низкодебитные по нефти и высокодебитные по воде; IV) —низкодебитные по нефти и воде. Это позволяет повысить эффективность планируемых ГТМ за счет их анализа для ограниченного количества скважин в каждой группе. При этом рекомендуется проводить группирование периодически —раз в месяц, чтобы выявить скважины, переходящие из групп в группы, и тем самым оценить эффективность проводимых мероприятий.

Анализ фонда скважин по третьему блоку участка пласта БВ6 Поточного месторождения показывает, что 28% от общего числа скважин добывают около 72% от общего объема нефти и 64% от общего объема воды.

Скважины, входящие в I, II н III группы, наиболее перспективны для проведения на них мероприятий по гидродинамическому воздействию на залежь с целью повышения дебитов нефти и ограничения водоотдачи. При этом скважины данных групп необходимо исследовать методами дискриминант (моделями роста) на предмет определения роста темпов отбора нефти и воды на текущий момент и соответственно регулировать режимы работы каждой скважины. I и III группы в основном определяют добычу воды по залежи, поэтому ограничение отборов и проведение ремонтно-изоляционных работ на скважинах этих групп могут дать наибольший эффект по уменьшению удельной водоотдачи.

IV группа скважин — самая большая (более 50% от общего числа), при этом ее вклад в общую добычу нефти и воды относительно невелик, но стабилен. Для этой группы скважин целесообразно проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пласта (ОПЗ, гидроразрыв пласта, газовое и водогазовое воздействие, физико-химические методы и др.).

Разработанные критерии позволяют на основе информации о тенденциях в поведении накопленных и текущих отборов отдельных фаз в продукции скважины использовать их в процессе принятия решений. Известно, что сложные процессы, протекающие в системе «пласт—скважина», имеют циклический колебательный характер, стимулируемый как естественным поведением пласта, так и неизбежными внешними воздействиями. При принятии решений по регулированию режимов работы добывающих скважин необходимо на каждый текущий момент определить скважины, работающие в условиях, когда темп отбора воды в потоке опережает темп отбора нефти, или наоборот. Для исследования закономерностей, происходящих в динамике накопленной добычи нефти и воды, используются дифференциальные уравнения моделей роста в общем виде применительно к задачам регулирования режимов работы скважин

? = (5)

где А - управляющий параметр, а потенциальная сила с потенциалом и (аналогично термодинамическому потенциалу), @ — накопленный дебит нефти или воды. Известно, что скачкообразный переход системы из одного стационарного состояния в другое при монотонном изменении одного или нескольких параметров называется катастрофой. Элементарная теория катастроф исследует изменения состояния равновесия при изменении управляющих параметров. Рассмотрим катастрофу типа «складка» соответствующей потенциальной функции вида:

и(а,Л) = в'+Л-<2 (6)

В частности, для дифференциального уравнения

(7)

потенциальная функция выбирается в виде и = а- + Э■ 2 , где 0=(Ь2-4ас)/2а — дискриминанта квадратного трехчлена, а, Ь, с - постоянные. Таким образом, потенциальная функция V - элементарной канонической катастрофы типа «складка», соответствующая уравнению (7), содержит в качестве одного управляющего параметра -дискриминанту Б. Пользуясь заменой Я 0) = Q - Q^, где 0, - один из корней квадратного трехчлена, после преобразований приводим уравнение (7) к виду

= + -/£>•(?', для <3*(У получим решение с начальным условием <2*о =бо -

()1 вида:

(8)

0.1 + (— - бо)ехр(-7о(г - г0)

При непрерывном изменении параметра с общий вид интегральных кривых (7) претерпевает лишь количественные изменения, но при некоторых значениях параметра с имеют место качественные изменения, таким бифуркационным значением параметра является с=Ь2/4а, при котором 0=0. Таким образом, в качественном поведении решения (7), как видно из (8), важную роль играет величина Д на устойчивость решений влияет знак дискриминанты Д Далее по каждой скважине для нефти и воды определяются Он и Ов, при этом положительное значение дискриминанты свидетельствует о том, что кривая накопленной добычи имеет характер роста с насыщением, а отрицательное — соответственно роста без насыщения. Сочетание неограниченного роста кривой накопленной добычи нефти и ограниченного роста кривой накопленной добычи воды дает возможность при увеличении отбора жидкости получить относительно больший прирост добычи нефти при соответственно относительно меньшем приросте добычи воды на текущий момент.

Сформулируем дискриминантный критерий выбора режима работы скважины в зависимости от знаков вычисленных £>н и

— ограничение отбора флюидов производится при > 0 и £*в < 0;

— увеличение отбора флюидов производится при ¿)н < 0 и > 0.

При значениях ¿)н и ¿>в одинакового знака режим работы изменять не следует, так как взаимное соотношение тенденций изменения темпов неопределенно.

Проведенные расчеты по данным пласта БВ6 месторождения Поточное показали, что для скважины № 140 значение дискриминанты по нефти составило £>н = 0,166, а по воде соответственно £>в = -0,007, следовательно, рекомендацией по изменению режима работы этой скважины будет ограничение отбора жидкости. В то же время по скважине № 120 Д, = -0,012, а Дз =0,004, следовательно, можно рекомендовать по этой скважине увеличение отбора жидкости.

Эффективная работа ППД обеспечивается оптимальным соотношением объемов закачиваемой воды и отбираемой жидкости, т. е. коэффициентом компенсации Ка критерием разбалансированности которого выступает параметр Херста - Н.

Как известно, статистический ряд может бьггь персистентным (Н>0,5, поддерживается существующая тенденция), броуновским (#=0,5, корреляция прошлых и будущих приращений отсутствует) и антиперсистентным (Н<0,5, тенденция к уменьшению означает рост в будущем).

В зависимости от фактической Кк, проектной К„р и Н рекомендуются мероприятия, необходимые для оптимизации ППД.

В качестве критерия предлагается следующее решающее правило:

■ при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значением Кк < Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при > 0 и £>в < 0 ограничить, а при £>н < 0 и Ов > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н> 0,6;

■ при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значением Кк > Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при £>ц > 0 и £)в < 0 ограничить, а при £>н < 0 и £>в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Я >0,6.

Необходимо своевременно регулировать режимы работы скважин по расчетному критерию, предотвратить потери нефти и мобилизовать закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой. При этом установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин, перманентно изменять режимы для достижения прироста добычи нефти.

Пятая глава посвящена исследованиям и разработке широкого спектра способов, составов, промышленных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, основной целью которых является извлечение остаточных и трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Ежегодно значительное количество запасов нефти переходит частью в трудноизвлекаемые, либо же почти в неизвлекаемое состояние при доступных технических и технологических средствах. Природа распределения остаточной нефтенасыщенности крайне разнообразна - здесь и рассеян-

ная нефть в заводненных и загазованных участках залежи, слабопроницаемые зоны и пропластки в заводненных пластах с достаточно высокой нефтенасыщенностью, а также отдельные, обособленные линзы, практически не охваченные дренированием. Совершенно очевидно, что при таком диапазоне остаточной нефтенасыщенности, к тому же осложняющемся значительным различием свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон, крайне затруднен выбор одной универсальной технологии повышения нефтеотдачи, нацеленной на устранение последствий физико-геологической и техногенной неоднородности.

Известные методы увеличения нефтеотдачи залежей в основном характеризуются целенаправленным, избирательным действием, каждый из них воздействует на отдельные причины и последствия возникновения остаточной нефтенасыщенности. Состояние разработки залежи углеводородов определяет необходимость применения комплекса технологий повышения нефтеотдачи пластов, рассчитанной на синергети-ческий эффект.

Наиболее эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи пластов обусловливается правильным выбором объекта воздействия. Эффективность применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов определяется достоверностью оценки и интерпретации данных гидродинамических исследований, на основе которых представляется возможность определения зон локальных неоднородностей неф-тенасыщенного пласта. В результате проведенных исследований разработана усовершенствованная методика интерпретации данных гидродинамических исследований скважин терригенных пластов. Предлагаемая методика основана на анализе кривой восстановления и падения давления в нагнетательной скважине с применением моделей Полларда и Уоррена—Рута и учитывает отток воды в пласт после остановки нагнетательной скважины. Методика позволяет, наряду с гидропроводностью, проницаемостью, коэффициентом приемистости, скин-эффектом, определять зональную неоднородность по глубине пласта от забоя нагнетательной скважины, а также параметры трещиноватости — проницаемость, объем и раскрытость трещин.

Исследованиями целого ряда авторов подтверждается наличие и достаточно активное проявление техногенной трещиноватости терригенных пластов со стороны нагнетательных скважин. В этих исследованиях была дана лишь качественная оценка параметров трещиноватости реальных терригенных пластов нефтяных месторождений. Из-за отсутствия системных исследований по данному вопросу и достаточного

количества опубликованных материалов, дающих оценку объемам, проницаемости, производительности и раскрытости трещин в терригенных пластах, ранее не представлялось возможным разрабатывать физико-химические технологии повышения нефтеотдачи пластов с учетом параметров фильтрационной неоднородности коллекторов. В связи с этим были выполнены теоретические и промысловые работы по изучению трещиноватости и фильтрационной неоднородное™ терригенных пластов по данным гидродинамических исследований, на основании которых были спроектированы и изучены в промысловых условиях ряд новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Промысловые исследования и экспериментальные работы по отработке технологий повышения нефтеотдачи пластов были выполнены на Вать-Еганском, Тевлин-ско-Русскинском, Нонг-Еганском, Покачевском, Ключевом месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а также на девонской залежи Усинского месторождения. Анализ фактических данных давления закачки реагентов при реализации физико-химического воздействия на пласт показал, что основные их объемы фильтруются в пласт по единичным трещинам или трещинным системам без высоких фильтрационных сопротивлений, не обеспечивая необходимого снижения проводимости высокопроницаемых поровых пропластков. Что касается области применения существующих моделей проектирования потокоотклоняющих технологий ПНП, то они справедливы только при проектировании технологий регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин в слоисто-неоднородных гранулярных пластах, не имеющих естественных и техногенных трещин. Применение рассмотренной методики определения фильтрационной неоднородности и параметров трещиноватости пластов по данным анализа кривых падения давления позволило произвести количественную оценку эффективности той или иной потокоотклоняющей технологии с раздельным определением степени снижения проницаемости трещин и поровой части пласта

Эффективность воздействия технологий ПНП на пласт с трудноизвлекаемыми запасами нефти определяется согласованным осуществлением технологических операций блокирования водопроводящих каналов в нагнетательных и изоляцией водопротоков в нефтедобывающих скважинах с учетом взаимодействия скважин и степени дренируемости участка залежи. Поэтому для повышения эффективности воздействия на залежь в указанных условиях используется комплексный подход при реализации потокоотклоняющих систем и технологий. В ходе развития физико-химических 30

методов повышения нефтеотдачи пластов можно ясно проследить тенденцию придания вытесняющей жидкости элементов саморегуляции, которые позволяют ей сохранять свои вытесняющие свойства в пласте довольно продолжительное время.

В диссертационной работе разработаны реогазохимические технологии, основанные на использовании различных композиций химреагентов и продуктов их реакции. Были проведены экспериментальные работы по регулированию параметров таких композиций путем дозированных добавок различных химических соединений и сшивателей. В экспериментальных исследованиях закономерностей образования ге-левой структуры в качестве инициирующих агентов процесса трехмерной сшивки полимера используются хромовые квасцы и лигносульфонат. Экспериментальными исследованиями установлено, что деформационные свойства образцов вязкоупрутих составов зависят от длительности сохранения последних.

В процессе разработки и совершенствования рецептур вязкоупругих систем удалось выявить влияние используемых составных компонентов на свойства получаемых композиций и сочетать их оптимальное соотношение, а также оценить возможность введения различных инертных наполнителей для регулирования не только реологических, но и физических свойств рабочих составов в технологических операциях. в том числе при глушении скважин. Экспериментально установлена возможность достижения желаемой плотности составов и. тем самым, регулирования реофи-зических показателей композиций в широких пределах.

Разработанный в ходе лабораторных исследований технологический процесс позволяет повысить эффективность изоляции водоносных горизонтов путем увеличения селективности блокирования высокопроницаемых интервалов при одновременном увеличении проницаемости низкопроницаемых интервалов и исключении перемешивания закачиваемых растворов в стволе скважины.

В ходе реализации методов ПНП важное значение приобретают физико-химические характеристики используемых химических композиций, воздействующих на пористую среду и насыщающие ее флюиды, а также процессы, направленные на то, чтобы свойства закачиваемых композиций проявились непосредственно в заданной области коллектора. Следует отметить, что большинство из применяемых технологий увеличения охвата пласта вытеснением (полимерное, газовое, водогазовое, щелочное и другие методы) не обеспечивают ожидаемой эффективности именно вследствие незначительного охвата остаточных целиков нефти, преимущественной фильт-

радии в поровых каналах высокой проницаемости, прорывов газа по трещинам и других менее значимых причин.

Эффективное решение такого рода осложнений было найдено в области реога-зохимических технологий внутрипластовой генерации двуокиси углерода и газожидкостных оторочек, создаваемых на его основе с присущими им свойствами направленного (ориентированного) воздействия на слабодренируемые участки коллектора. Генерируемый для образования газожидкостной оторочки диоксид углерода и его критические характеристики позволяют использовать С02 для извлечения нефти в благоприятных термобарических условиях залегания углеводородов в пластах. Щелочные свойства участвующей во внутрипластовой химической реакции кальцинированной соды позволяют снизить набухаемость глинистых включений пористой среды, а соляная кислота и продукт стехиометрической реакции хлорид натрия, как хорошие электролиты, обеспечивают преимущественную фильтрацию оторочки в низкопроницаемые области залежи. Газожидкостная система, обладающая неравновесными свойствами, приводит к выравниванию фронта вытеснения закачиваемых агентов за счет образуемого пенного барьера При этом диоксид углерода, растворяясь в нефти, уменьшает вязкость углеводорода, а растворение газа в воде сопровождается увеличением вязкости воды. Было показано, что при закачке воды с добавкой электролита за счет снятия электровязкостного эффекта происходит выравнивание профиля фильтрации и увеличение приемистости нагнетательных скважин.

В ходе проведенных исследований было показано, что повышения эффективности заводнения можно добиться снижением электрокинетического потенциала или изменением толщины диэлектрического слоя (ДЭС), а также повышением электрической проводимости вытесняющего агента, что достигается путем изменения минерализации закачиваемой воды или добавления к ней специальных реагентов, понижающих заряд поверхности пор. Экспериментальными исследованиями также установлено, что при генерации ССЬ наблюдается ряд термодинамических эффектов.

В проведенной серии лабораторных экспериментов исследована генерация диоксида углерода С02 при стехиометрической реакции различных по составу газообразующих и газовыделяющих водных растворов и показано, что характер процесса различен в зависимости от физико-химических характеристик водной среды. В лабораторных экспериментах использовались водные растворы солей карбонатов, приготовленные на дистиллированной, пресной воде, а также пластовой воде. Сравнение ре-32

зультагов стехиометрической реакции между газовыделяющими водными растворами, приготовленными на дистиллированной, пресной воде, а также пластовой воде, показало, что барометрические и объемные характеристики реакции различаются в зависимости от типа водной фазы, участвующей в реакции (рис. 4).

Рис. 4. Динамика генерируемого объема диоксида углерода при стехиометрической реакции газовыделяющих и газообразующих растворов.

Это отличие выражается, прежде всего, в темпе изменения давления и объема газа при выделении двуокиси углерода в исследуемом объеме на начальном этапе реакции. Анализ результатов лабораторных экспериментов показал, что в случае, когда основой газовыделяющего раствора является пресная и дистиллированная вода, генерируемый в процессе реакции диоксид углерода формирует устойчивые «поверхности» реакции, а в газообразующих системах, представляющих собой водные растворы на основе пластовой воды, генерируемый в результате реакции газ существует в неустойчивой форме. Газожидкостная смесь, обладающая неравновесными свойствами, также генерирует дополнительную энергию в залежи или стимулирует пластовую энергию. Технологии интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи залежей традиционно применялись для восстановления фильтрационных характеристик длительно эксплуатируемых скважин, а также доизвлечения остаточных запасов нефти. Последние тенденции в этой области свидетельствуют о том, что данные способы все чаще применяются как один из методов заканчивания новых скважин, включая и высокопроизводительные.

В последние годы широкое распространение получили технологии массированного гидроразрыва пласта (ГРП) в качестве метода ПНП, в том числе использова-

зз

нием агентов, позволяющих избирательно снизить проницаемость водонасыщенных интервалов и повысить эффективность технологии. На объекте БВ18.22 Ачимовской толщи Поточного месторождения с 1986 по 2003 г. резко сократились добыча и, естественно, фонд действующих скважин, только с 2003 г. после проведения ГРП начата активная разработка залежи (рис. 5). Темп отбора от начально извлекаемых запасов (НИЗ) за счет ГРП увеличился с 0.1 до 8%. Годовая добыча нефти, составляющая в 2002 г. 5.6 тыс. т., в 2006 г. составила 373,2 тыс. т. Одним из примечательных эффектов проведения ГРП в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами является кратное увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин. В частности, это происходит при проведении большеобъемных глубокопроникающих ГРП, что приводит к образованию длинных узких трещин. Для пластов с проницаемостью в пределах 0,001—0,010 мкм" длина трещины после проведения такого рода операций составляет от 100 до 200 м., при объемах закачки жидкости и пропанта в пределах 100—200 т. Анализ причин недостаточной эффективности ГРП показывает, что в большинстве случаев это происходит из-за несоответствия выбранных скважин требуемым для гидроразрыва критериям.

s *

О i

I ■ i °

■ Фонд действующих добывающих

скважин, шт. "Добыча нефти, тыс.тонн

"Добыча жидкости, тыс тонн

■О б в о д ненно сть , *

1982 1984 19 86 1988 1 990 1 992 1994 1 996 1998 2000 2002 2004 2006

Рис. 5. Динамика основных показателей разработки Ачимовской толщи Поточного месторождения.

Эффективность резко снижается при малой толщине пласта, низкой нефтенасыщен-

ности, расположении вблизи фронта заводнения, пониженном пластовом давлении.

Другой причиной является недостаточное качество проектирования ГРП, в частности

неправильные режимы закачки жидкости, укладки пропанта 34

За основные показатели эффективности применения ГРП на скважине приняты кратность увеличения продуктивностей (дебитов) по жидкости и дополнительная добыча в результате обработки, а также длительность эффекта. По величине дополнительной добычи нефти выделены три группы скважин: с низким эффектом с величиной дополнительной добычи менее 3 тыс. т., со средним эффектом от 3 до 6 тыс. т и с высоким эффектом более 6 тыс. т. В целом по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в первую группу входит в среднем 36 % скважин, во вторую — 17 % и в третью — 47 %.

Одна из задач анализа проведенных обработок состояла в установлении причин низкой эффективности ГРП. На первом этапе проанализированы обработки отдельных скважин и установлены связи их эффективности с фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, технологией проведения ГРП, состоянием разработки. Путем статистической обработки данных и математического моделирования операций ГРП определены факторы, наиболее сильно влияющие на показатели, в том числе: проницаемость, пористость, модули Юнга и коэффициенты Пуассона пласта и экрана, мощность пласта и экрана, горное давление, вязкость пластовых флюидов. На втором этапе анализ распространен на систему скважин и установлено влияние геолого-технологических факторов на извлекаемые запасы объекта разработки или участка применения ГРП.

Основными технологическими параметрами, влияющими на результативность ГРП, являются: масса и среднее массовое содержание закачанного пропанта, удельная проводимость пропанта с единичной поверхностной плотностью, вязкость и средний темп закачки жидкости разрыва. Геомеханическая характеристика пластов, на которых проектируется операция гидравлического разрыва, является важнейшим фактором достижения успешных результатов и позволяет свести к минимуму риск неудачных работ. Таким образом, применение ГРП на Ачимовской толще Поточного месторождения, представленного низкими фильтрационно-емкостными свойствами, —один из ярких примеров его использования в качестве метода повышения нефтеотдачи пластов. На данном объекте с трудноизвлекаемыми запасами с 2003 г. наблюдается существенное повышение КИН.

Эффективная разработка трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе на шельфе, - сложнейшая задача, которая может быть решена только при условии применения специальных технологий разработки, таких как бурение горизонтальных скважин (ГС), разветвленных горизонтальных скважин (РГС), в сочетании с исполь-

зованием забойного оборудования, позволяющего контролировать и регулировать приток флюидов из различных интервалов продуктивного пласта Объектом разработки месторождения им. Ю. Корчагина является нефтяная оторочка (НО) газонефтяной залежи терригенных отложений неокомского надъяруса. содержащая большую часть запасов нефти месторождения. Нефтяная оторочка практически по всей площади покрывается газовой шапкой, снизу - подстилается водой. Средняя газонасыщенная толщина в 3 раза превышает нефтенасыщенную. Данный тип оторочки является наиболее сложным для разработки, запасы нефти относятся к категории трудноизвле-каемых.

С целью повышения эффективности разработки нефтяной оторочки неоком-ской залежи месторождения им. Ю. Корчагина предлагается к рассмотрению система разработки ГС большой протяженности. Добывающие скважины с горизонтальными стволами длиной до 5 км размещаются равномерно по площади залежи, вблизи ВНК, параллельно его поверхности. Расчеты показали, что в случае реализации предлагаемой технологии увеличится конечный КИН до 0,35.

Шестая глава посвящена исследованию вопросов принятия решений по проблемам повышения нефтеотдачи залежей в процессе разработки нефтяных месторождений. При составлении технологической схемы разработки новой нефтяной залежи запасы и другие характеристики пласта известны с некоторой неопределенной погрешностью. Выбор рекомендуемых методов повышения нефтеотдачи, используемой плотности сетки скважин, системы воздействия в существенной степени зависит от свойств пласта, поэтому необходимо выбрать такую стратегию действий разработчика, чтобы по возможности уменьшить риск несоответствия результатов с утвержденным проектным решением, выбранным по неопределенным исходным данным. Степень «опасности» таких рисков оценивается потерями, имеющими место при несоответствии в проектных документах технологических решений разработки месторождения экономическим критериям. При этом из-за неточности используемых в моделях данных требуется периодически вносить изменения, дополнения к проекту разработки, пересчету балансовых и извлекаемых запасов, оценки конечного коэффициентов нефтеизвлечения. Это нашло свое подтверждение в результатах исследований, представленных в третьей главе, в которой было доказано наличие существенной разницы в оценке извлекаемых запасов и их связь с объемами планируемых геолого-технических мероприятий. Мониторинг разработки большого числа месторождений 36

показывает существенное отклонение проектных показателей разработки от фактических, что, несомненно, определяет высокий уровень риска, который приводит к серьезным коллизиям между собственником недр и недропользователем.

В диссертационной работе, в рамках проведенных исследований, создана методика принятия решения по выбору оптимального варианта разработки месторождения в условиях неопределенности, недостаточности информации и многокритериальности решения. В методике использованы вероятностно-статистические и эвристические минимаксные критерии Вальда, Севиджа, Гурвица, Лапласа, аппарат нечетких множеств Л. Заде. Принятие решения при оценке рисков и выборе оптимальной системы разработки в методике производится на основе построения так называемой «матрицы платежей» или «матрицы риска». Стратегия принятия решения заключается в выборе оптимального варианта разработки с учетом конечного коэффициента извлечения нефти, в зависимости от предполагаемых колебаний значений извлекаемых запасов и чистого дисконтированного потока наличности (ЧДПН). Поиск оптимального решения ведется путем совместного учета результатов эвристических критериев, их свертывания с использованием аппарата теории нечетких множеств и построения стратегической схемы принятия решения.

На основании гидродинамических расчетов определяются значения принятого критерия эффективности, получаемые лицом, принимающим решение (ЛПР) при различных комбинациях стратегий. Значения показателей ау (¿=1, 2%., п;]= 1, 2, ., т) заносятся в таблицу, называемую матрицей «выигрышей» или «потерь». Фактором, формирующим зону риска, является, в частности, отклонение извлекаемых запасов углеводородов и связанные с этим экономические потери. При составлении технологической схемы разработки новой нефтяной залежи запасы и другие характеристики пласта известны с некоторой неопределенной погрешностью. Выбор стратегии действий разработчика заключается в возможности уменьшения риска из-за технологической схемы, выбранной по неопределенным исходным данным. Риск оценивается потерями, которые могут произойти из-за несоответствия технологической схемы экономическому критерию. Сложность задачи увеличивается от того, что по каждому критерию решение может оказаться неоднозначным.

Стратегией ЛПР служит вариант разработки со значением конечного коэффициента нефтеизвлечения, а стратегией «природы» — отклонение величин извлекаемых

запасов углеводородов. В зависимости от величины отклонений истинной величины запасов, принятый вариант разработки может привести к разным потерям ЧДПН.

Рассматриваются случаи, когда запасы могут отличаться на дату проектирования в большую или меньшую сторону. При этом стратегией ЛПР принят вариант разработки соответствующими значениями конечного коэффициента нефтеизвлечения, а стратегией «природы» — отклонение величин извлекаемых запасов нефти.

Для каждого из статистических критериев функции принадлежности показателя выбираются в виде: /л = 1---—, где к1\\.к2 — постоянные коэффициенты.

к1С+к1

Как видно из табл. 3. двукратное увеличение убытков в случае, если действительные запасы окажутся на 25% больше, чем утвержденные, приводит к тому, что потери ЧДПН в IV варианте разработки окажутся приблизительно равными потерям по III варианту в случае уменьшения действительных запасов на 25%. Если запасов окажется на 25% меньше, чем предполагалось, то при этой стратегии «природы» потери ЧДПН при IV варианте разработки окажутся примерно равными потерям при варианте разработки I (при увеличении запасов на 25%).

Таблица 3. Матрица потерь ЧДПН при реализации проекта

Варианты разработки Изменение утвержденных запасов, %

+25 +10 0 -10 -25

I (п=0,47) 0 -268 -389 -465 -850

II (п=0,51) -115 -132 -256 -398 -735

III (тр0,54) -350 -65 -273 -354 -560

IV (г(=0,57) -565 -115 0 -187 -375

В таб. 4 приведены значения функции желательности для вариантов разработки, в последнем столбце таб. 4. для каждого варианта разработки выписаны минимальные по всем критериям значения функции принадлежности ц. Как видно, максимальным среди них является значение ц=0,47, соответствующее оптимальному решению - варианту разработки со значением КИН, равным 0,54. Преимуществом методики является то, что, при всей сложности принятия решений, она обладает особенностями, позволяющими научно—обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, который может не совпадать с традиционно применяемым выбором

варианта на основе максимального КИН. 3«

критерии Вариант X, разработки \ Лапласа Валь-да Се-виджа Гурвица Функ Ц11Я прнпа длеж-ности

0,1 0,2 0,5 0,8 0,9

I (п=0,47) 0,1 0,46 0,1 0,1 0,1 0,64 0,84 0,1 0,1

II (11=0,51) 0,45 0,89 0,43 0,39 0,1 0,1 0,1 0,49 0,1

III (п=0,54) 0,9 0,9 0,89 0,89 0,85 0,72 0,56 0,47 0,47

IV (тр0,57) 0,9 0,1 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,1

На основе методики созданы алгоритм и пакет прикладного программного обеспечения «ОПТИМА» (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2008610892 от 20.02.2008) для выбора оптимального варианта разработки нефтяного месторождения при мультикритериальности решений, которая интегрирована в информационно-аналитическую систему управления процессом разработки нефтяных месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ».

Заключение

1. Представленные в диссертационной работе результаты являются обобщением теоретических, лабораторных и промысловых исследований, итогом которых стала разработка научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи залежей, направленного на совершенствование традиционной и формирование новой концепции, учитывающей стохастические составляющие показателей процесса фильтрации.

2. На основе анализа и обобщения мирового опыта применения методов оценки и прогноза технологических показателей процесса повышения нефтеотдачи пластов обоснована перспективность используемых для этих цепей методических подходов.

3. В расчетной формуле акад. А. П. Крылова предложено использовать понятие «коэффициента охвата фильтрацией», представляющего собой отношение нефтена-сыщенного объема порового пространства, охваченного процессом фильтрации, к общему объему нефтенасыщенного порового пространства. При этом под нефтена-сыщенным объемом порового пространства, охваченного процессом фильтрации, подразумевается нефтенасыщенный объем, в котором происходит фильтрация флюи-

дов к добывающим скважинам при любом естественном и/или искусственном режиме эксплуатации пласта.

4. Доказано, что увеличение количества коэффициентов-сомножителей в расчетных формулах по оценке коэффициента нефтеотдачи не обеспечивает достоверность полученных результатов. Как правило, в проектных документах представляются конечный КИН и его составляющие - коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата вытеснением без учета вклада величин в КИН при естественном режиме г)Е и за счет ПНП цт, что приводит к завышению значения коэффициента охвата вытеснением. Это не позволяет достоверно оценить эффективность технологии воздействия на залежь, оптимизировать технологические показатели процесса разработки залежи, обосновать необходимость применения третичного метода ПНП.

5. Установлено, что разброс залежей в выборках, неравнозначность сочетаемых параметров и показателей, узость^ диапазонов изменения этих показателей не удовлетворяют условиям рандомизации и репликации, следовательно, лишают полученные регрессионные зависимости статуса универсальной статистической закономерности.

6. Предложен способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей на основе искусственных нейронных сетей, учитывающих нелинейные эффекты любой сложности. Моделирование нейронными сетями обеспечивает достоверность полученных результатов прогноза КИН, надежность которых тестируется эталонными оценками КИН, полученными на многомерных геолого-гидродинамических моделях. Результаты расчетов демонстрируют высокую точность предсказания КИН по сравнению с результатами, полученными на регрессионных моделях (рис. 2).

7. Установлено, что международная БРЕ и российская классификации имеют в своей основе разные подходы, соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что показано путем статистического сопоставления запасов по данным 11 месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз». С помощью построенных линейных и многомерных моделей произведено сопоставление запасов по российской и ЭРЕ классификациям. Эти данные сопоставлены с фактической годовой добычей, и установлено, что построенная статистическая модель определения годовой добычи является более устойчивой.

зонты по технологическим схемам и в качестве уплотняющих. Сопоставление модельных значений этих запасов показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям.

9. Предложено решающее правило для оптимального регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД в качестве критерия: -

■ при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значением Кк < Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при £>н > 0 и £>в < 0 ограничить, а при £>ц < 0 и £>в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Я > 0,6;

■ при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значением Кк > Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при Д( > 0 и Вв < 0 ограничить, а при £>н < 0 и £>в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

Установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин, перманентно оптимизировать режимы для достижения прироста добычи нефти.

10. Установлено, что, наряду с карбонатными коллекторами, наличие трещин в тер-ригенных пластах оказывает неблагоприятное влияние на внедрение технологий ПНП. Учитывая параметры трещиноватости терригенных пластов и управляя процессами избирательного снижения проводимости различных сред, можно существенно повысить эффективность технологий ПНП в трещиноватых пластах и гранулярных коллекторах с техногенными трещинами. Разработана и прошла испытания технология, основанная на раздельном определении степени снижения проницаемости трещин и поровой части пласта по данным гидродинамических исследований скважин.

11. Разработаны и испытаны на практике высокоэффективные реогазохимические технологии ПНП. Полученные в лабораторных исследованиях результаты могут служить основой для направленного регулирования процесса внутрипластовой генерации диоксида углерода в инновационной технологии ПНП путем вытеснения нефти оторочкой ПГС. Проведенные исследования показали, что внутрипластовая генерация диоксида углерода за счет термохимической реакции сопровождается проявлением синергетиче-ских эффектов.

12. Предложены пути повышения технологического эффекта различных проектов гидроразрывов пласта в терригенных коллекторах, разработаны комплексные рекомендации по проектированию гидроразрывов (ГРП) для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с применением агентов, позволяющих снизить проницаемость водонасыщенных интервалов.

13. Разработана и внедрена инновационная технология ПНП и ИДИ, основанная на изоляции высокопроницаемых слоев призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах, с целью закрепления фильтрационного барьера для закачиваемой воды и подключения в разработку нефтенасыщенных пропластков. Разработаны составы с регулируемыми реологическими свойствами.

14. Предложена система разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с бурением ГС и РГС, обеспечивающая:

• Использование энергии газа газовой шапки для вытеснения нефти уменьшает за-

висимость системы разработки от свойств (активности) законтурной зоны.

• Минимизацию неопределенности при проектировании траекторий стволов сква-

жин.

• Больший охват разработкой запасов нефти за счет зон, непосредственно контак-

тирующих с газом.

• Большую продолжительность стабильного периода добычи нефти с — 4 до 7 лет.

• Увеличение конечного КИН от проектного 29,8% до 35% рассчитанного по пред-

лагаемой технологии разработки.

15. На основе использования вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, аппарата нечетких множеств предлагается методика выбора оптимального варианта разработки в условиях ограниченной информации и рисков путем построения «матрицы платежей». При всей сложности принятия решений, методика обладает особенностями, позволяющими научно—обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, не совпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН или другого экономического критерия определения КИН. В качестве примера рассмотрена задача оценки и выбора оптимального варианта проекта разработки при вариации извлекаемых запасов на +10—25%.

Основные защищаемые научные положения.

2. Результаты совершенствования, обобщения и создания научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов.

3. Научное обоснование и формула, а также алгоритм расчета коэффициента охвата фильтрацией и на его основе внесение изменения в известную формулу академика А. П. Крылова для расчета коэффициента извлечения нефти.

4. Создание малопараметрической модельной основы, уравнений и алгоритма расчета для оценки технологической эффективности геолого-технологических мероприятий, в том числе технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, а также результаты практической реализации методики на месторождениях.

5. Методика и результаты расчета более достоверной оценки и прогноза коэффициента извлечения нефти залежей, впервые реализованного на основе моделирования искусственными нейронными сетями (ИНС).

6. Разработанные парные и многомерные статистические модели для сопоставления различных категорий извлекаемых запасов в соответствии с российской и международной БРЕ классификациями и оценка прироста запасов за счет применения геолого-технических мероприятий.

7. Методы оптимального регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД реализуется на основе следующих решающих правил:

■ при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим значением Кк < Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при £>н > 0 и £>в < 0 ограничить, а при £>и < 0 и £>в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н > 0,6;

■ при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным значением Кк > Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при £>н > 0 и £>в < 0 ограничить, а при £>н < 0 и Dв > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Я >0,6.

Установленные критерии позволяют прогнозировать эффективность тех или иных мероприятий по оптимальному регулированию режимов работы скважин с целью достижения прироста добычи нефти.

8. Результаты лабораторных и экспериментальных исследований,' промысловых испытаний инновационных технологий, в том числе реогазохимических, ГРП, бурения ГС и РГС и последующего их промышленного внедрения, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.

9. Научное обоснование, алгоритм расчета и результаты практической реализации, в том числе пакет программного обеспечения «ОПТИМА» выбора оптимального варианта проекта разработки месторождения при многокритериальности решения с применением эвристических минимаксных критериев и аппарата нечетких множеств.

В диссертационной работе, на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, представлено концептуальное решение актуальной научно-методической проблемы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Основные принципы системного подхода к разработке нефтяного месторождения // Сборник научных трудов ВНИИнефть им. акад. А. П. Крылова «Теория и практика математического моделирования процессов разработки нефтяных месторождений». —М., 1995.-С. 17—33 (всоавторстве).

2. Как извлечь трудноизвлекаемую нефть. Применение гидроразрыва пластов на месторождениях Лангепаса // Нефть России, —1997. —№7 (32). - С. 42 - 45.

3. Анализ результатов аудита запасов нефти по месторождениям НК«ЛУКОЙЛ» //Сб статей Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». -Ханты-Мансийск: изд-во «Путиведь», 2000.-С. 22—29.

4. Практические аспекты сопоставления классификаций России и США по результатам аудита запасов Нефтяной Компании «ЛУКОЙЛ» //Тез. конференции «Современные проблемы геологии нефти и газа». —М., 2000. - С. 31—32 (в соавторстве).

5. О возможности построения геолого-математических моделей для сопоставления различных классификаций запасов на примере месторождении ТПП «Лангепас-нефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, - 2002. —№8,- С. 9 - 14.

6. О влиянии степени разбуренности месторождений на запасы и экономические показатели разработки месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2002. - № 11. — С. 6—-9. (в соавторстве).

7. Применение статистических методов для сопоставления запасов нефти по российской и международной классификациям /Пермский государственный технический университет. —Пермь, 2003.- 142 с.

8. Гидравлический разрыв пласта - основной метод повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Сборник докладов 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003. - С. 367 - 369 (в соавторстве).

9. Стратегия Нефтяной Компании ОАО «ЛУКОЙЛ» в области применения методов повышения нефтеотдачи пластов // Сборник докладов 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003. - С. 370 - 371 (в соавторстве).

10. Постоянно действующие геолого-технологические модели - основа оптимального управления разработкой месторождений. // Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений».—М—2004 (в соавторстве).

11. О ходе реализации комплексной программы оптимизации разработки и добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ» // Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». —М. —2004 (в соавторстве).

12. Оптимизация системы расстановки скважин с учетом геологической неоднородности объекта разработки // Труды Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья». - М., —2004-.

13. К вопросу обоснования величины доказанных разрабатываемых запасов нефти. //Вестник ПГТУ, сер. Нефть и газ. —2004. — вып.5. —С. 35—40 (в соавторстве).

14. О статистических зависимостях доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов с количеством запланированных мероприятий. //Вестник ПГТУ, сер. Нефть и газ. —2004. -вып. 5. —С.41-45.

15. Фундаментальная роль фактора времени при исследовании процесса разработки месторождений углеводородов. // Нефтяное хозяйство. —2005. —№9. — С. 176 —180 (в соавторстве).

16. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями // Нефтяное хозяйство. —2005. —№10, — С. 36—39 (в соавторстве).

17. Эффективность вязкоупрутих композиций в осложненных технологических операциях. // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности, — 2005., —№6, — С. 55 —61 (в соавторстве).

18. Проектирование и внедрение технологий ПНП с учетом техногенной трещинова-тости терригенных пластов // Труды IV Международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». — М. — 2006 (в соавторстве).

19. Корпоративная информационная система разведки, разработки и эксплуатации месторождений// Нефтяное хозяйство. — 2006. — №10. - С. 12—18 (в соавторстве).

20. Интегративная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой генерации газа // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 11. — С. 76 — 78 (в соавторстве).

21. Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Труды V Международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». —М., 2007, С. 1-3.

22. Проектирование и оптимизация физико-химических технологий регулирования охвата пластов вытеснением на основе гидродинамических исследований, физического и математического моделирования // Труды V Международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». —М., 2007. (в соавторстве).

23. КИС РРЭМ ОАО «ЛУКОЙЛ» - основа дальнейшего повышения эффективности управления разработкой и недропользования в современных условиях // Труды V Международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». —М., 2007 (в соавторстве).

24. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. — 2007. —№5. —С. 76—79 (в соавторстве).

25. Совершенствование подходов к проектированию и применению физико-химических технологий регулирования охвата пластов заводнением с учетом техногенной трещиноватосги коллектора со стороны нагнетательных скважин. // Тезисы докладов, представленных на Международный научный симпозиум. ОАО «ВНИИнефть». — М., 2007. (в соавторстве).

26. Модельная основа выбора оптимального варианта разработки нефтяного месторождения при мультикритериальности решений. //Нефтяное хозяйство. —2007. —№10. —С. 82—85 (в соавторстве).

27. Перспективные реогазохимические технологии повышения нефтеотдачи пластов при извлечении остаточных запасов углеводородов // Известия Нац. Академии Наук Азербайджана, сер. наук о Земле. —2007. —№3. —С. 38—47 (в соавторстве).

28. Потенциал повышения нефтеизвлечения на основе новых технологий стимулирования нефтяного пласта // Вестник РАЕН. —2007. -т.7, — №4. С. 14—19

29. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. — 2007. —№12. С. 54—57 (в соавторстве).

30. О направлениях совершенствования технологий создания и использования геолого-гидродинамических моделей при проектировании и мониторинге разработки месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» // Вестник ЦКР Роснедра. - 2008 —№4. —С. 8—21 (в соавторстве).

31. Совершенствование технологии освоения и разработки на месторождении им. Ю. Корчагина' трудноизвлекаемых запасов нефти. //Нефтяное хозяйство. - 2008.-№8. —С. 52—55 (в соавторстве).

32. Выбор оптимального варианта разработки нефтяного месторождения в условиях мультикритериальности решений (ОПТИМА). Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2008610892 от 20.02.2008 (в соавторстве).

33. Вязкоупругая композиция для разобщения газовой, нефтяной и водоносной частей пласта. Патент № 2061172 от 27.05.96 (в соавторстве).

34. Способ глушения эксплуатационной скважины. Патент № 2054118 от 10.02.96 (в соавторстве).

35. Способ обработки призабойной зоны пласта Патент РФ №2077665 от 20.04.97 (в соавторстве).

36. Способ обработки призабойной зоны пласта. Патент РФ №2077664 от 20.04.97 (в соавторстве).

37. Способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта Патент №2079648 от 20.05.97 (в соавторстве).

38. Способ разработки обводненной нефтяной залежи. Патент №2083809 от 10.07.97 (в соавторстве).

39. Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов в скважине. Патент №2075590 от 20.03.97 (в соавторстве).

40. Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, Патент РФ №2095548 от 10.11.97 (в соавторстве).

41. Способ разработки обводненной нефтяной залежи. Патент Азербайджанской Республики № 1990233 от 22.12.99 (в соавторстве).

42. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 2308596 от 20.10.2007 (в соавторстве).

43. Способ обработки призабойной зоны скважины. Патент РФ № 2308595 от 20.10.2007 (в соавторстве).

44. Развитие научно-методических и технологических основ нефтеизвлечения. // Нефтяное хозяйство. -2008. -№ 9. -С. 112-115

45. Инновационные технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе внутри-пластовой генерации диоксида углерода // Международная конференция «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и море». — Краков (Польша), 2008. —С. 789—793 (в соавторстве).

46. Многокритериальные диагностические методы исследования стохастических характеристик показателей разработки нефтяных месторождений. // Международная конференция «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и море». — Краков (Польша), 2008. —С. 1120—1123 (в соавторстве)

ь /

Содержание диссертации, доктора технических наук, Мандрик, Илья Эммануилович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ МИРОВОГО ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ И ПРОГНОЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЦЕССА ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

1.1 Определение коэффициента извлечения нефти с помощью метода коэффициентов-сомножителей

1.2 Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти

1.3 Алгоритм расчета коэффициента охвата фильтрацией при реализации технологии ПНП

1.4 Оценка и прогнозирование КИН методами статистического анализа

1.5 Аппроксимационные методы характеристик вытеснения

ГЛАВА 2. НАУЧНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ И ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ (КИН)

2.1 Малопараметрические эволюционные модели оценки технологической эффективности ГТМ

2.2 Оценка и прогноз коэффициента нефтеизвлечения на основе моделирования нейронными сетями

2.3 Особенности оценки и прогноза технологических показателей разработки при многомерном моделировании

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ СОПОСТАВЛЕНИЯ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ОЦЕНКИ ИХ ПРИРОСТА ЗА СЧЕТ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

3.1 Сопоставление категорий запасов нефти с целью уточнения

3.2 Построение моделей для определения доказанных разрабатываемых запасов

3.3 Статистические связи доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов с количеством проведенных мероприятий

3.4 Статистические связи доказанных неразбуренных запасов с количеством проведенных мероприятий

3.5 Сопоставление категорий запасов нефти с целью уточнения КИН

3.6 Возможности прироста извлекаемых запасов в РФ

ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СКВАЖИН ПРИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДАХ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖЕЙ

4.1 Анализ состояния дренированности пласта БВ6 Поточного месторождения

4.2 Анализ распределения дебитов добывающих скважин по принципу Парето на примере участка пласта БВ6 Поточного месторождения

4.3 Регулирование режимов работы добывающих скважин на основе моделей роста при реализации методов гидродинамического воздействия на залежь

4.4 Многокритериальное решающее правило для регулирования режимов работы фонда скважин

4.5 Корпоративная информационная система разработки и эксплуатации месторождений

ГЛАВА 5 ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

5.1 Классификация методов извлечения нефти

5.2 Определение геометрии фильтрационного потока в терригенных пластах с целью повышения эффективности технологий 11Н

5.3 Определение эффективности и стабильности реагентов, применяемых в терригенных пластах с техногенной трещиноватостью

5.4 Технологические решения, обеспечивающие интенсификацию добычи нефти при воздействии на пласт

5.5 Методы повышения нефтеотдачи пластов газогенерирующими композициями в зависимости от типа и минерализации пластовых вод

5.6 Повышение нефтеотдачи пласта с применением гидравлического разрыва пласта

5.7 Совершенствование технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с помощью технологии горизонтальных и разветвленных горизонтальных скважин

ГЛАВА 6 МОДЕЛЬНАЯ ОСНОВА ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ МУЛЬТИКРИТЕРИАЛЬ-НОСТИ РЕШЕНИЙ

6.1 Выбор оптимального варианта системы разработки в условиях недостаточности информации

6.2 Разработка критериального подхода для выбора оптимального варианта системы разработки

6.3 Выбор оптимального варианта разработки для Тевлинско-Русскинского месторождения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов"

Актуальность темы. Производство жидких углеводородов в России за по- г-следние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на ведущее место в мире по добыче не только газа, но и нефти. Согласно плану действий в области энергетической безопасности, принятому лидерами «Большой восьмерки» в Санкт-Петербурге 16.07.2006 г., а именно по ее укреплению, предусмотрены:

• • наращивание объема доказанных запасов жидких углеводородов, опережающее их истощение, и повышение нефтеотдачи месторождений;

• создание финансовых и налоговых стимулов, способствующих внедрению инновационных энергоэффективных технологий;

• расширение масштабов применения традиционных технологий в нефтегазодобывающей отрасли.

В связи с этим проблемы повышения нефтеотдачи залежей, исследование инновационных методов и технологий стимулирования пласта становятся важными составляющими системы оптимального управления нефтеизвлечением, определяющим перспективу обеспечения энергетической безопасности страны. Уве-1 личение коэффициента нефтеизвлечения за счет разработки и комплексного внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи углеводородов является одним из наиболее реальных и целесообразных путей стабилизации темпов падения добычи нефти и дополнительным ее ресурсом на период перехода от традиционных источников энергии на новые, альтернативные источники.

Актуальность исследуемой в диссертационной работе многогранной проблемы определяется, в первую очередь, необходимостью систематизации задач, связанных с рациональным использованием недр, повышением нефтеотдачи пластов, тенденцией естественного и искусственного ухудшения структуры запасов углеводородов, прогрессирующего обводнения,- истощения высокопродуктивных пластов. Следовательно, успешная доразработка действующих объектов возможна на основе разработки высокоэффективных, научно обоснованных и экономически оправданных инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи нефти (ИДН). Актуализация этой цели требует анализа и обобщения результатов исследования научно-технического, технологического и экономического аспектов развития проблем повышения нефтеотдачи пластов. Особого внимания требует разработка:

• инновационных технологий, методов, способов, составов, обеспечивающих повышение КИН;

• математического аппарата моделирования и на его основе прогноза КИН и других показателей разработки;

• унифицированных методов оценки и прогноза технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий, селекции и классификации технологий ПНП и ИДН.

Очевидно, что объективная прогнозная оценка и повышение КИН, как важнейшего показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья, - сложнейшая и насущная задача, решение которой требует поиска альтернативных решений путем создания новых подходов, в том числе совершенствования и развития представленных в диссертационной работе научно-методических основ оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

Основные исследуемые задачи. В диссертационной работе исследуются следующие основные задачи:

1. На основе анализа и обобщения мирового опыта исследуются:

• основные принципы и методы оценки коэффициента извлечения нефти и прогноза извлекаемых запасов нефти;

• количественные и качественные показатели, влияющие на КИН уточнением его составляющих коэффициентов.

2. Исследуется новый способ оценки и прогноза КИН с использованием гибких моделей искусственных нейронных сетей (ИНС), повышающий достоверность полученных результатов расчета КИН, позволяющий тестировать результаты прогноза по ИНС и по регрессионной зависимости с эталонным результатом, полученным на многомерной фильтрационной модели.

3. Исследуются эволюционные модели пластовой системы, позволяющие создать научно обоснованную унифицированную методику оценки технологической эффективности технологий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

4. Исследуется влияние динамики изменения запасов нефти на конечный КИН по Российской и БРЕ классификациям и создаются статистические модели для мониторинга разработки месторождений углеводородов.

8. Разрабатываются критерии и решающие правила по регулированию и контролю режимов работы конкретных скважин и всего пласта с использованием методов стохастического анализа, моделей роста, принципа Парето, параметра Хер-ста, карт равных уровней взаимодействия, карт приведенных удельных отборов с целью повышения эффективности реализации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.

9. Рассматриваются задачи гидродинамического исследования скважин в тер-ригенных коллекторах с целью разработки практических рекомендаций по проектированию гидроразрывов пласта (ГРП), а также путей повышения технологического эффекта этих проектов в комплексном сочетании с другими методами ИДН.

10. Разрабатываются новые технологии регулирования фильтрационной неоднородности трещиновато-поровых и гранулярных коллекторов с техногенными трещинами с осложненными геолого-физическими условиями, в том числе технологии закачки сшитых гелево-дисперсных систем с регулируемыми вязкоупру-гими свойствами, изолирующие водопритоки и способствующие повышению нефтеотдачи неохваченных слабодренируемых участков пластов.

11. Исследуется технология газожидкостных оторочек с внутрипластовой генерацией СОг, обеспечивающая адресное воздействие на слабодренируемые зоны, с учетом совместимости минерализации водных растворов в водонасыщенных пористых средах.

• фильтрации на естественном режиме;

• вытеснении нефти водой при заводнении;

• применении новых технологий повышения нефтеотдачи пластов. Преимущество методики состоит в том, что она предотвращает необоснованное завышение коэффициента охвата вытеснением в проектных документах, тем самым показывая достоверную эффективность системы ППД и технологий ПНП.

• малопараметрическая унифицированная модель оценки и прогноза технологической эффективности ГТМ;

• оценка и прогноз КИН залежей нефти на основе моделирования ИНС;

• новая расчетная формула оценки КИН с учетом «коэффициента охвата фильтрацией». Представленные новые зависимости, алгоритмы и результаты расчета, оценки и прогноза показателей разработки демонстрируют высокую достоверность и надежность результатов, что подтверждается при тестировании результатов с аналогичными, полученными на многомерных фильтрационных моделях.

4. Установлено, что международная ЭРЕ и российская классификации запасов нефти имеют в своей основе разные подходы. Соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо индивидуально для каждого месторождения, что убедительно раскрыто путем статистического анализа и сопоставления по группе месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз». Построены парные и многомерные статистические модели для определения различных категорий запасов за счет планирования различных ГТМ, в том числе методов 1Ш11 и ИДН. Сопоставление модельных значений этих запасов с данными международного аудита показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям.

5. Для регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД в качестве критерия предлагается следующее решающее правило: а) при Кк < Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискргшинантному критерию: при /)н > 0 иД*<0 ограничить, а при < 0 и /)в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н> 0,6; * б) при Кк > Кпр и Н< 0,4 — рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискргшинантному критерию: при Ои > 0 и £>в < 0 ограничить, а при < 0 и £>в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н> 0,6.

Установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин и вовлечь в активную разработку остаточные запасы застойных и слабодренируемых зон залежи. Предлагаемые решения предотвращают потери нефти и мобилизуют закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой.

6. Разработаны и испытаны в практике добычи нефти инновационные методы системного воздействия на пласт с применением газообразующих технологий извлечения остаточных запасов нефти регулированием электролитических свойств вытесняющих агентов, обеспечивающих синергетический эффект увеличения приемистости скважин, выравнивания профиля нагнетания и в свою очередь, увеличения добычи нефти из окружающих скважин. Кк и Кпр - текущий и проектный коэффициенты компенсации, Н— параметр Херста, £>« нИв- дискриминант по нефти и воде. . .

7. В ходе лабораторных экспериментальных исследований установлено, что при использовании в качестве водной фазы газовыделяющих растворов минерализованной воды существенно нивелируется диффузионный фактор в кинетике газообразования диоксида углерода в водной фазе, а также повышается эффективность применения минерализованных водных растворов при генерации оторочки псевдокипящей газожидкостной системы и уменьшения остаточной нефтенасыщенности слабодренируемых зон нефтяных залежей.

8. Предложены пути повышения технологического эффекта и комплексные рекомендации по проектированию различных технологий гидроразрывов пласта в терригенных коллекторах для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с применением агентов, позволяющих снизить проницаемость водона-сыщенных интервалов.

9. Разработана и внедрена инновационная технология 11Н11 и ИДН, основанная на изоляции высокопроницаемых пропластков призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах с целью закрепления фильтрационного барьера для закачиваемой воды и подключения в разработку нефтенасыщен-ных зон пласта. Разработаны составы с регулируемыми реологическими свойствами, используемые также в осложненных геолого-технических условиях при глушении скважин с газопроявлением и аномально высокими и низкими пластовыми давлениями, изоляции высокопроницаемых и обводненных интервалов в операциях воздействия на пласт газожидкостными оторочками.

10. На основе использования вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, а также аппарата нечетких множеств предлагается методика выбора оптимального "варианта проекта разработки при частично недостаточной и неопределенной исходной информации и многокритериально-сти решений. Преимуществом методики является то, что при всей сложности принятия решений она обладает особенностями, позволяющими научно обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, не совпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН при существенном отклонении извлекаемых запасов.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Научные результаты, полученные в диссертационной работе, нашли применение в теории и практике разработки нефтяных месторождений, а также явились основой разработки новых технологий повышения нефтеотдачи пластов, методов интенсификации добычи нефти и оптимизации процессов нефтедобычи. Разработанные методики и технологии многие годы внедряются в практику разработки на месторождениях Западной Сибири - Самотлорском, Урьевском, Покамасовском, Локосовском, Нивагальском, Ново-Покурском и др.

Из защищенных автором 11 патентов в процессы нефтегазодобычи внедрено 5, на использование которых были заключены лицензионные договора, прошедшие государственную регистрацию в Российском агентстве по патентам и товарным знакам (Роспатент), а полученные результаты утверждены актами предприятий.

Технологическая эффективность, полученная за счет внедрения защищаемых положений диссертации, а также разработанных и защищенных патентами РФ технологий, составила, согласно представленным актам, более 2 млн. т дополнительной добычи нефти. Полученные результаты вошли в научно-технические отчеты, научные программы и проекты: МПР РФ, ЦКР Роснедра, ОАО «ЛУКОЙЛ», ТПП «Лангепаснефтегаз», НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского государственного технического университета.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- Второй международной Каспийской конференции по нефти и газу, Баку (Азербайджан), 17-20 сентября 1996 г;

- Второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1999 г.;

- Третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2000 г.;

- научной конференции «Современные проблемы геологии нефти и газа», Москва, 2000 г.;

- 12-м Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8- 10 сентября 2003 г.;

- Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», Москва, 24 - 26 ноября 2004 г.;

- IV Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», Москва, 2006 г ■

1 •»

- V Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», Москва, 20 -22 марта 2007 г.;

- 34-й международной конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», Мальта, 31 октября — 7 ноября 2005 г.;

- VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Геленджик, 25-27 сентября 2007 г.;

- Международном научном симпозиуме, Москва, ОАО «ВНИИнефть», 18-19 сентября 2007 г.;

- 36-й международной конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» 27 октября — Зноября 2007 г., Кос-та дель Соль (Испания);

- Международной научно-технической конференции «Наука, техника и технология в развитии поисков и добычи углеводородов на суше и море», Краков (Польша), 15-20 сентября 2008 г.;

- заседаниях ЦКР Роснедра МПР РФ;

- технических советах научно-производственных нефтегазодобывающих предприятий «Лангепаснефтегаз»; ОАО «ЛУКОЙЛ»;

- заседаниях Ученого совета НП «ИСИПН» РАЕН, Пермского государственного технического университета.

- Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 46 опубликованных работах, в том числе 11 патентах, одном свидетельстве о регистрации программы «ОПТИМА» и одной монографии.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мандрик, Илья Эммануилович

ВЫВОДЫ

1. Предложены научно-методические и программные разработки", позволяющие осуществить выбор оптимального варианта разработки месторождения в условиях неопределенности и недостаточности информации на основе построения стратегической схемы принятия решения. Поиск ведется путем совместного учета результатов расчета вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, аппарата нечетких множеств.

2. Разработана методика выбора оптимального варианта проекта разработки при частично недостаточной и неопределенной исходной информации и многокритериальное™ решений. Преимуществом методики является то, что, при всей сложности принятия решений, она обладает особенностями, позволяющими научнообоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, не совпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН. В качестве примера рассмотрена задача оценки оптимального варианта проекта разработки при вариации извлекаемых запасов нефти. " '; * '

3. Разработан алгоритм расчета и программный .модуль «ОПТИМА» для методики выбора оптимального варианта разработки нефтяного месторождения при мультикритериальности решений, который интегрирован в Корпоративную Информационную систему по разведке, разработке месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» для решения практических задач.

4. В качестве примера для расчета технико-экономических параметров были выбраны варианты разработки объекта БС]2 Тевлинско-Русскинского месторождения. Вариант разработки определяется значением коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и связывается с величиной извлекаемых запасов, утвержденных на дату анализа. Были рассмотрены случаи, когда запасы могут отличаться на дату проектирования в большую или меньшую сторону.

Варианты различаются предполагаемым вводом в эксплуатацию краевых не-разбуренных участков площади с плотностями сетки в метрах (1000x1000, 800x800, 700x700, 600x600) и базовый.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

3. В расчетной формуле акад. А. П. Крылова предложено использовать понятие «коэффициента охвата фильтрацией», представляющего собой отношение нефтенасыщенного объема порового пространства, охваченного процессом фильтрации, к общему объему нефтенасыщенного порового пространства. При этом под нефтенасыщенным объемом порового пространства, охваченного процессом фильтрации, подразумевается нефтенасыщенный объем, в котором происходит фильтрация флюидов к добывающим скважинам при любом естественном и/или искусственном режиме эксплуатации пласта.

4. Доказано, что увеличение количества коэффициентов-сомножителей в расчетных формулах по оценке коэффициента нефтеотдачи не обеспечивает достоверность полученных результатов. Как правило, в проектных документах представляются ¡конечный КИН и его составляющие -коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата вытеснением без учета вклада величин в КИН при естественном режиме цЕ и за счет ПНП что приводит к завышению значения коэффициента охвата вытеснением. Это не позволяет достоверно оценить эффективность технологии воздействия на залежь, оптимизировать технологические показатели

269 процесса разработки залежи, обосновать необходимость применения третичного метода ПНП.

5. Установлено, что разброс залежей в выборках, неравнозначность сочетаемых параметров и показателей, узость диапазонов изменения этих показателей не удовлетворяют условиям рандомизации и репликации, а следовательно, лишают полученные регрессионные зависимости статуса универсальной статистической закономерности.

7. Установлено, что международная (8РЕ) и российская классификации имеют в своей основе разные подходы, соотношение запасов по этим двум классификациям сугубо- индивидуально для каждого месторождения, что показано путем статистического сопоставления запасов по данным 11 месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз». С помощью построенных линейных и многомерных моделей произведено сопоставление запасов по российской и БРЕ классификациям. Эти данные сопоставлены с фактической годовой добычей, и установлено, что построенная статистическая модель определения годовой добычи является более устойчивой.

8. Построены парные и многомерные статистические модели для определения разбуренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов за счет восстановления скважин из бездействия, гидроразрывов пластов, перевода скважин на другие горизонты по.' технологическим схемам и в качестве уплотняющих. Сопоставление модельных значений этих запасов показало, что наилучшая сходимость получена при расчетах, выполненных по многомерным моделям.

9. Предложено решающее правило для оптимального регулирования режимов работы добывающих скважин и системы ППД в качестве.критерия:

• при превышении проектного коэффициента компенсации над текущим

Кк < Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется увеличить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при Д] > 0 и /)в < 0 ограничить, а при £>н < 0 и £>в > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

• при превышении текущего коэффициента компенсации над проектным

Кк > Кпр и Н< 0,4 - рекомендуется снизить закачку воды и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при £>н > 0 и А < 0 ограничить, а при £)н < 0 и Д} > 0 увеличить отбор жидкости, при условии достижения и сохранения Н> 0,6. Установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин, перманентно оптимизировать режимы для достижения прироста добычи нефти.

10. Установлено, что, наряду с карбонатными коллекторами, наличие трещин в терригенных пластах оказывает неблагоприятное влияние на внедрение технологий ПНП. Учитывая параметры трещиноватости терригенных пластов, и управляя процессами избирательного снижения проводимости различных сред, можно существенно повысить эффективность технологий ПНП в трещиноватых пластах и гранулярных коллекторах с техногенными трещинами. Разработана и прошла испытания технология, основанная на раздельном определении степени снижения проницаемости трещин и поровой части пласта по данным гидродинамических исследований скважин.

12.Предложены пути повышения технологического эффекта различных проектов гидроразрывов пласта (ГРП) в терригенных коллекторах, разработаны комплексные рекомендации по проектированию гидроразрывов для целей повышения нефтеотдачи пластов в сочетании с применением агентов, позволяющих снизить проницаемость водонасыщенных интервалов.

13. Разработана и внедрена инновационная технология ПНП и ИДН, основанная на изоляции высокопроницаемых слоев призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах, с целью закрепления фильтрационного барьера для закачиваемой воды и подключения в разработку нефтенасыщенных пропластков. Разработаны составы с регулируемыми реологическими свойствами.

14. Предложена система разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с бурением ГС и РГС, обеспечивающая:

• использование энергии газа газовой шапки для вытеснения нефти, что уменьшает зависимость системы разработки от свойств (активности) законтурной зоны;

• минимизацию неопределенности при проектировании траекторий стволов скважин;

• больший охват разработкой запасов нефти за счет зон, непосредственно контактирующих с газом;

• большую продолжительность стабильного периода добычи нефти с 4 до 7 лет; '

• увеличение конечного КИН от проектного 29,8% до 35% рассчитанного по предлагаемой технологии разработки.

15. На основе использования вероятностно-статистических и эвристических минимаксных критериев, аппарата нечетких множеств предлагается методика выбора оптимального варианта разработки в условиях ограниченной информации и рисков путем построения «матрицы платежей». При всей сложности принятия решений, методика обладает особенностями, позволяющими научно обоснованно и однозначно определить вариант проекта разработки, не совпадающий с традиционно применяемой методикой выбора варианта на основе максимального КИН или другого экономического критерия определения КИН. В качестве примера рассмотрена задача оценки и выбора оптимального варианта проекта разработки при вариации извлекаемых запасов на ± 10—25%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Мандрик, Илья Эммануилович, Москва

1. Абасов М. Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извлекаемых запасов //Изв. АН Азерб. ССР, Серия наук о Земле.- 1975.- №1. -С.5-14.

2. Абасов М.Т., Закиров С.Н., Коноплев В.И. Влияние капиллярных и гравитационных сил на конфигурации контактов в залежах нефти и газа. // Доклады АН СССР. 1990. - т. 312, № 3.- С.668-671.

3. Абасов МЛ., Султанов Ч.А., Базаров Т.Ю. К прогнозированию величины конечной нефтеотдачи по геолого-геофизическим данным // Нефтегазовая геология и геофизика. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.- №5. -С. 18-20.

4. Абасов МЛ., Султанов Ч.А., Листенгартен Б.М. и др. Статистическая оценка конечной нефтеотдачи по залежам Азербайжана // Геология нефти и газа. -1974. -№2.- С.21-24.

5. Абасов М.Т., Боксерман A.A., Желтое Ю.П., Сургучев М.Л., Розенберг М.Д. Основные направления и задачи фундаментальных исследований проблемы увеличения нефтеотдачи //Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Наука, 1992. С.3-9.

6. Абасов М.Т., Шахвердиев А.Х., Мандрик Н.Э., Аббасова H.H. Модельная основа выбора оптимального варианта разработки нефтяного месторождения при мультикритериальности решений //Нефтяное хозяйство. -2007. -№10. —С. 112-115.

7. Абызбаев И.И., Леей Б.И. Повышение эффективности разработки водо-нефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа. Башкирское книжное изд-во, 1978. -70 с.

8. Адомиан Дж. Стохастические системы: Пер. с англ. М.: Мир, 1987. -376 с.

9. Азаматов В.И., Рыжик В.М., Холимое Э.М. Проблемы прогнози-рования качества неразведанных запасов и ресурсов нефти // Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. 1991. - Вып. 5. - С. 1-7.

10. Азаматов В.И., Сафин Д.К. Состояние и структура сырьевой базы нефтедобычи НК «ЛУКОЙЛ» // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Пермь, 1999. -С. 107-110.

11. Азиз X., Сеттари А. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Ин-т компьютерных систем, 2004. - 407 с.

12. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. М.: Нефть и газ, 2001. - 167 с.

13. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П. и др. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. М.: Отдел информации секретариата СЭВ, 1991. - 151 с.

14. Амелин ИД., Кочетов М.Н. Учет влияния водонефтяных зон залежей на величину проектного КИН при водонапорном режиме //Геология нефти и газа. 1982. -№4. -С.4-8.

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

16. Арнольд В.И. Теория катастроф. М.: Наука, 1990. - 128 с.

17. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. М.: Недра, 1998. - 304 с.

18. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев Б.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1976. -143 с.

19. Базаров Т.Ю., Велиева Э.М. Геолого-статистический анализ результатов переоценки нефтяных залежей Апшеронского полуострова. -Баку: Изд-во. «ЭЛМ», 1991. 143с.

20. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е., Ефремов Е.П. и др. Совершенствование систем разработки месторождений Западной Сибири. -Свердловск: Средне-Уральское книжное изд-во, 1975. 175 с.

21. Баишев Б.Т. Методы и технологические основы регулирования и прогнозирования процесса разработки нефтяных месторождений: Автореф. дис.д-ра техн. наук. М., 1989. -51 с.

22. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Семин Е.И., Сургучев M.JI. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, -1978. 197 с.

23. Балинт В., Бан А., Долешал 111., Забродин НИ. др. Применение углекислого газа в добыче нефти. — М.: Недра, 1977.

24. Бан А., Басниев КС., Николаевский В.Н. Об основных уравнения фильтрации в сжимаемых пористых средах // ПМТФ. 1961. - №3. - С.52-56.

25. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. -М.: Недра, 1984. 209 с.

26. Барсуков В.Л., Беляев A.A., Серебренников B.C. Вестники беды. М.: Наука, 1989.-136 с.

27. Басниев КС., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993. -415 с.

28. Беллман Р., Заде Л.А. Принятие решений в расплывчатых условиях. В сб. Вопросы анализа и процедура принятия решений. - М.: Мир, 1976. -С.172-215.

29. Белоусов А.Ф. Системный подход и некоторые методологические проблемы исследования геолого-географических формаций // Методологические и философские проблемы геологии. Новосибирск, -1979. -С.276-294.

30. Бернадинер М.Г., Ентое В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. М.: Наука, 1975. - 199 с.

31. Боксерман A.A. Повышение нефтеотдачи важная составляющая производственной программы ОАО «Зарубежнефть». // Нефтяное хозяйство. -2007. -№8. - С. 18-21.

32. Боксерман A.A. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи в стране// Нефтяное хозяйство. 2004. -№10. -С.34-38.

33. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970. - 288 с.

34. Борисов Ю.П., Козлов Н.В. О рациональной форме сетки скважин в прерывистых пластах // Теория и практика добычи нефти. -М.: Недра, 1966. С. 250-269.

35. Вагнер М.А. Нормирование качества воды, закачиваемой в продуктивные пласты // Нефтяное хозяйство. -1989. -№9. С.52-55.

36. Вахитов Г.Г., Максимов В.II., Булгаков Р.Г. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. — М.: Недра, 1982.-229 с.

37. Вахитов Г.Г., Сургучев M.JI. Анализ влияния плотности сетки на эффективность методов повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. -1984. -№12. -С. 34-38.

38. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. -М.: Наука, 2001. -208с.

39. Волътерра В. Математическая теория борьбы за существование. М.: Наука, 1976.-286 с.

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

41. Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983. - 455 с.

42. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - 311 с.

43. Голдсмит Г. Микрореология суспензии эритроцитов человека // Механика. -1973. -№ 6. -С.69-93.

44. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. -607 с.

45. Гомзиков В.К., Молотова H.A., Румянцева A.A. Исследования влияния основных геологических и технологических факторов на конечную нефтеотдачу пластов при водонапорном режиме. // Тр. ВНИИ. М., 1976. -Вып. 58.-С. 16-30.

46. Гомзиков В.К., Молотова H.A. Оценка влияния плотности сетки на нефтеотдачу пластов. // Нефтяное хозяйство. -1979. -№2. С. 30-32.

47. Горбунов А. Т., Бученков JI.H. Щелочное заводнение. М.: Недра, 1989.-160 с.

48. Горбунов А. Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.-239 с.

49. Горбунов А. Т., Николаевский В.Н. О нелинейной теории упругого режима фильтрации// Сб. ВНИИ. М.: Недра, 1964. - С. 73-95.

50. Горбунов А.Т., Шахвердиев А.Х. Об установлении оптимального забойного давления при упругопластическом режиме фильтрации // Добыча нефти: Сб.науч.тр. 1977. - №61.-0.122-129.

51. Гришин Ф.А. Зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин // Геология нефти и газа. -1961.-№5. С. 57-61.

52. Давыдов A.B. Анализ и прогноз разработки нефтяных залежей. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. -316 с.

53. Давыдов A.B., Черницкий A.B. Булавина О.В., Урмачеева Т.А., Применение трехмерной математической модели для оценки текущей нефтена-сыщенности. // Нефтяное хозяйство. -1998.-№4. С 39-41.

54. Дадаева Э.А. Плотность сетки скважин при промышленной реализации методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом: Обз. инф. -М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1985,-Вып. 9 (50).- 43 с.

55. Двуречинский В.А., Лисовский H.H., Ульянов B.C. и др. Классификация ресурсов и запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1994. — № 1.-С.2-6.

56. Дементьев Л. Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1988. - 167 с.

57. Дияшев Р.Н., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. и др. Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии. -Изд-во. ВНИИОЭНГ, 1990. -56 с.

58. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 289 с.

59. Дорохов О.И., Максимов М.М. Влияние плотности сетки эксплуатационных скважин на характер перемещения контуров нефтеносности на примере Бавлинского месторождения // НТС по добыче нефти. Вып. 14. -М.: Гостоптехиздат, 1961. - С. 30-35.

60. Дунаев В.Ф. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М.: Изд-во УРСС, 2006. -352с.

61. Дунаев В.Ф., Гутман КС., Цебро КВ., Рыженко А.Л. Аудит запасов углеводородного сырья: оценка возможностей его проведения российскими консалтинговыми фирмами // Нефть, газ и бизнес. — 2002. — №2. — С. 19-22.

62. Ентов В.М., Вазовский А. Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989. - 232 с.

63. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2004. -№4. - С. 38-40. ' •■'■'. ■''■■" .

64. Жданов СЛ., Поддубный Ю.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство.-2003.-№4.-С. 19-25.

65. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. 2-е изд. - М.: Не-доа, 1998.-365 с, ■ к

66. Жданов С.А., Малютина Г. С. Влияние 1разбалансированности системы разработки на полноту выработки запасов 7/Тр. V Международного технологического симпозиума. М.: Ин-т нефтегазового бизнеса, 2006.

67. Заде Л.А. Основы нового подхода к анализу сложных систем и процессов принятия решений. В кн. «Математика сегодня». - М.: Изд-во Знание, 1974. - С.5-49.

68. Заде Л.А. Понятие лингвистической переменной и его применение к принятию приближенных решений. -М.: Мир, 1976. -165 с.

69. Закиров С. Н., Закирое Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. — М.: Изд-во Грааль, 2004. 520 с.

70. Закиров КС., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН // Нефтяное хозяйство. 2007.-№1. - С. 66 - 67.

71. Закиров С.Н., Брусиловский А.К, Закиров Э. С. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Изд-во Грааль, 2000. - 643 с.

72. Закиров С.Н., Джафаров КС., Басков В.Н. и др. Обоснование технологии доразработки месторождения с резко неоднородными коллекторами. М.: Изд-во Грааль, 2001. - 97 с.

73. Закиров С.Н., Закиров КС. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. М.: Изд-во ИРЦ Газпром, 1996. - 131 с.

74. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин-нефтеотдача». М.: Изд-во Грааль, 2002. -314 с.

75. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: Изд-во Грааль, 2001. - 302 с.

76. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов КС., Хисамутдинов Н.К Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991.-384 с.

77. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К Интенсификация добычинефти. M.: Наука, 2000. - 414 с.

78. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из скважины. М.: Недра, 1976. -247 с.

79. Измайлов H.A. Электрохимия растворов. М.: Наука, 1976. 488 с.

80. Казаков A.A. Методическое обеспечение единых подходов оценки эффективности методов lllilJ //ТехнологииТЭК—2003.-№2.-С.47-53.

81. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов ГКЗ СССР. — М.: Недра, 1984.

82. Ковалев А.Г. О влиянии расстановки скважин на нефтеотдачу в условиях однородного пласта. В сб.: Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - С. 301-306.

83. Кожакин C.B. Статистическое исследование нефтеотдачи месторождений Урало-Поволжья, находящихся в поздней стадии разработки // Нефтепромысловое дело. -1972. -№7. -С. 6-11.

84. Колганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяныхскважин и пластов. М.: Недра, 1965. - 264 с.

85. Колганов В.И. О влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу пласта // Тр. Гипровостокнефть. Вып. 3. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - С. 307-321.

86. Колмогоров A. H. К статистической теории кристаллизации металлов // Изв. АН СССР. 1937. - №5. - С. 355-359.

87. Колмогоров A. H. Качественное изучение математических моделей динамики популяций // Проблемы кибернетики. Вып. 25. - М.: Наука, 1972.-С. 100-106.

88. Комаров С.М. Кювета со сверхкритическим флюидом // Химия и жизнь. -1998. -№4. С.8-13.

89. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. - 680 с.

90. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат,

91. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974. - 191 с.

92. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Рогова Т.С. Развитие методов увеличения нефтеотдачи в рамках федеральной целевой научно-технической программы // Нефтяное хозяйство. -2007.-№8.-С.40-42.

93. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. В сб.: Опыт разработки нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат,1957. -С.116-139.

94. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. — М.: Гостоптехиздат, 1959.-278 с.

95. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1962. -430 с.

96. Крылов А.П. О некоторых вопросах нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. -1974. -№3. -с. 37-40.

97. Крылов А.П. О стабилизации добычи нефти и уплотнении сетки скважин // Нефтяное хозяйство. -1974. -№4. -С. 28-30.

98. Крылов А.П. Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. -1980. -№6. -С. 28-30.

99. Кувыкин Ю.С., Власенко В.В., Азаматов В.И. Можно и нужно разговаривать на одном языке // Нефть России. 1996. - №7. -С.20-23.

100. Кузнецов О.Л. Мир глазами геофизика или геофизика как метод познания окружающего мира. М.: ВНИИГеосистем, 1998. - 452 с

101. Кузнецов О.Я., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пласты. М.: Мир, 2001.-260 с.

102. Кузнецов О.Л., Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое, циклические воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1975. - 184 с.

103. Курьянов Ю.А., Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Джафаров И.С. Исследование техногенной трещиноватости, возникающей после гидроразрыва пласта. М.: ГНЦ РФ Вниигеосистем; ИННТ РАЕН, 2004. -73с.

104. Кулъпин Л.Г., Караганов В.В., Мурзин P.P., Симонов Ю.А. Шельф России: прогноз добычи углеводородов до 2030 г. и инфраструктура технико-технологического обеспечения // Нефтяное хозяйство. -2006. -№6. — С.76-78.

105. Кулъпин Л.Г., Мясников Ю-.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1974. -200с.

106. Кулъпин Л.Г. Автоматизированный выбор скважин для мероприятий по оптимизации и интенсификации добычи // Нефтяное хозяйство, спец. прил. «Нефть и капитал». -2002. -№6. -С.60-62.

107. Курамшин P.M. Эффективность применения гидроразрыва пласта на месторождениях Западной Сибири // Нефть и газ (Тюмень). 1997. - №6. -С. 94-98.

108. Курбанов А.К., Горбунов А.Т. Определение проницаемости анизотропного пласта по данным исследования скважин // НТС по добыче нефти / ВНИИнефть. -1965, -Вып, 26. С.38-44.

109. Курочкин В.К, Санников В.А. Влияние оттока жидкости в пласт на КПД нагнетательных скважин в трещиновато-поровом коллекторе // НТЖ ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 2003. - № 11. - С. 18-21.

110. Лебединец Н.Ц. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. - 397с.

111. Лебединец Н.П. О плотности сетки скважин // Нефтяное хозяйство, 2001. -№6.-С. 54-55.

112. Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1947.

113. Лозин E.B. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. -Уфа. Башкирское книжное изд-во, 1987. -152 с.

114. Лоскутов А.Ю., Михайлов A.C. Введение в синергетику. М.: Наука, 1990.-272 с.

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

116. Лысенко В Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 2001. - 561 с.

117. Лысенко В Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 2000. 517с.

118. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватымиколлекторами. -М.: Недра, 1971. -231 с.j

119. Малютина Г. С. Системы поддержки принятия решений при применении новых технологий увеличения нефтеотдачи: Дис.д-ра техн. наук. М., 1996. -255 с.

120. Малютина Г. С. Оптимальный выбор методов увеличения нефтеотдачи-возможен ли он? // Сб. науч.тр. ОАО ВНИИнефть. М., 2003. - Вып. 129. - С.42-49.

121. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976. - 264 с.

122. Мандрик Н.Э., Шахвердиев А.Х. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. 2007. -№12. -С.54-57.

123. Мандрик И.Э. Инновационные реогазохимические технологии повышения нефтеотдачи пластов // Тезисы докладов VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с труд-ноизвлекаемыми запасами», г. Геленджик. 25-27 сентября 2007 г.

124. Мандрик И.Э., Мамедов Б.А., Шахвердиев А.Х. и др. Вязкоупругая композиция для разобщения газовой, нефтяной и водоносной частей пласта. Патент № 2061172 от 27.05.96.

125. Мандрик Н.Э., Москвин В.Д., Боксерман A.A. и др. Способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта. Патент РФ № 2079648 от 20.05.97.

126. Мандрик ИЭ., Гузеев В В., Юсупов P.M., Козлов В.Я. Корпоративная информационная система разведки, разработки и эксплуатации месторождений//Нефтяное хозяйство.-2006.-№10.-С.12-18.

127. Мандрик И. Э. Как извлечь трудноизвлекаемую нефть // Нефть России. -1997. №7-С.42-44. •

128. Мандрик И.Э. Применение статистических методов для сопоставления запасов нефти пр российской и международной классификациям. -Пермь, 2003. 142 с.

129. Мандрик И.Э. Потенциал повышения нефтеизвлечения на основе новых технологий стимулирования нефтяного пласта //Вестник РАЕН. 2007, -Т.7, №4. -С. 14-19.

130. Мандрик И.Э., Власенко В В. Анализ результатов аудита запасов нефти по месторождениям НК «ЛУКОЙЛ» // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. трудов третьей научно-практической конференции. Ханты-Мансийск, 2000. - С.22-29.

131. Мандрик Н.Э., Сафин Д.К., Азаматов, В.И., Власенко В.В. Лидерство нужно постоянно подтверждать (Основные результаты международного аудита запасов нефти и газа ОАО' «ЛУКОЙЛ» в 1996-2000 гг.) //

132. Нефть России. 2001.-№1. - С.10-13.

133. Мандрик И.Э. О статистических зависимостях доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов с количеством запланированных мероприятий // Вестник ПГТУ, серия «Нефть и газ».-2004.-Вып.5. -С.41-45.

134. Мандрик Н.Э., Мамедов Б.А., Шахвердиев А.Х. Способ глушения эксплуатационной скважины. Патент РФ №2054118. -1996.

135. Мартос В.Н., Куренков А.И., Ключарев B.C., Коваленко КИ. Влияние геологических и технологических факторов на коэффициент нефтеотдачи // Геология нефти и газа. -1982. -№4. С. 1-4.

136. Мартос В.Н., Куренков А.И. О подборе формулы для расчета нефтеотдачи // Геология нефти и газа. — 1989. № 2. - С.49-50.

137. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гос-топтехиздат, 1949. - 628 с.

138. Маскет М. Физические основы технологии нефтедобычи. — М.: Гостоп-техиздат, 1953. 606 с.

139. Маслянцев Ю.В., Кащавцев В.Е., Бученков H.H. К оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. Вып. 71. - М., 1980. - С.34-37.

140. Медведскш Р.И., Ишин A.B. Увеличение нефтеотдачи путем ограничения закачки воды в пласт // Известия вузов. Сер. «Нефть и газ». -2000. -№6.

141. Медведскш Р.И., Севастьянов A.A. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. -СПб.: Недра, 2004. -192с.

142. Методика анализа опытно-промышленных работ по повышению нефтеотдачи пластов. -М.: ВНИИнефть, 1980.*- 156 с.

143. Методика оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений республики Татарстан. ТатНИПИнефть. ОАО «Татнефть»-Альметьевск, 1999.

144. Методика планирования дополнительной добычи нефти за счет применения геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. ПО «Татнефть». Альметьевск, 1993.

145. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных залежей. Вахитов Г.Г., Сургучев M.JL, Баишев Б.Т. и др. М.: Наука, 1978.

146. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-110-01). Базив В.Ф., Баишев Б.Т. и др. ФГУП «Экспертнефтегаз». -М., 2001.

147. Методическое руководство по адаптивному планированию воздействия на призабойную зону скважин и системной оценке эффективности. -Москва — Нижневартовск, 1988. — 73 с.

148. Методическое руководство по определению влияния ~ геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов. (РД 39-079-91) -М.: ВНИИнефть, 1991. 101 с.

149. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИнефть, 1987. - 52 с.

150. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. ВНИИЦ «Неф-тегазтехнология». Уфа - Юганск, 1997.

151. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИ-нефть, 1993. - 87 с.

152. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / МПР РФ. -М., 2007. 95 с.

153. Мирзаджанзаде А.Х., Вахитов Г.Г., Максутов P.A., Грайфер В.И. Применение метода ранговой классификации для оценки коэффициента нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. -1979.-№1. С. 29-31.

154. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ентое В.М. и др. Реологические проблемы нефтегазоотдачи. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. -53с.

155. Мирзаджанзаде А.Х., Салаеатов Т.Ш. Новые принципы управления процессом разработки нефтяных и газовых месторождений // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1997. - №6. - С. 9-17.

156. Мирзаджанзаде А.Х., Хасаное М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гил ем, 1999. - 464 с.

157. Мирзаджанзаде А.Х., Шахеердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: системный анализ, диагноз, прогноз. М.: Наука, 1997. -254 с.

158. Мирзаджанзаде А.Х., Шахеердиев А.Х., Мандрик И.Э., Галеев Ф.Х., Па-нахов Г.М. и др. Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов в скважине. Патент РФ № 2075590 от 20.03.97.

159. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. -М: Недра, 1977. -229с.

160. Миронов Т.П., Орлов B.C. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. -М.: Недра, 1977. -272 с.

161. Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтое Ю.В. и др. Физико-геологические проблемы повышения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1975. -232 с.

162. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

163. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003. - 816v./ ' ' } /

164. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасаSми. М.: УРСС, 2005. - 440 с.

165. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, -1996. -190 с.

166. Монтгомери Д.К. Планирование эксперимента и анализ данных. JL: Судостроение, 1980. - 383 с.

167. Муслимое Р.Х., Галеев Р.Г., Сулейманов Э.К и др. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство. -1996. -№6. -С. 23-25.

168. Муслимое Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов КГ. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторожде-ия. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995. Т. I. 407 е.; Т. II - 286 с.

169. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. — 183 с.

170. Немченко H.H., Зыкин М.Я., Гутман КС., Пороскун В.К Сопоставление классификаций ресурсов и запасов нефти и газа России и США // Геология нефти и газа. 1986. - №8. - С.20-24.

171. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. -447 с.

172. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т. и др. Механика насыщенных пористых сред. -М.: Недра, 1970. -339с.

173. Ованесов М.Г., Токарев М.А. и др. Оценка нефтеотдачи по промысловым данным. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - С. 4-26.

174. Оптимизация размещения и порядка бурения многоствольных скважин в процессе мониторинга разработки Кравцовского месторождения / Сомов В.Ф., Минликаев В.З., Десятков В.М. и др. // Нефтяное хозяйство. -2006. -№6.

175. Посевич А.Г. Создание методики расчета технологических показателей разработки нефтяных залежей по характеристикам вытеснения: Дис. . канд. техн.наук. -М.: МИНХиГП, 1985. -144 с.

176. Рейнер М. Реология. М.: Наука, 1965. - 224с.

177. Розанова Е.П., Беляев С.С., Иванов М.В. и др. Микробиологические методы повышения нефтеотдачи пластов: Обзорн.информ. ВНИИОЭНГ. -М., 1987.

178. Санников В.А. Разработка методов интенсификации добычи нефти и ограничения водопритоков в обводненных трещиноватых карбонатных пластах: Дис.канд.техн.наук. М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1988. -204 с.

179. Сафин Д.К Сырьевая база ОАО «ЛУКОИЛ-Западная Сибирь»: состояние и перспективы // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья. — Пермь, 1999. —Вып.1. -С.111-114.

180. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН / Базив В.Ф., Лисовский H.H., Мальцев С.А.и др. // Тр. науч.-практ. конф.- Казань: Новое Знание, 1998. -С. 37-62.

181. СеберДяс. Линейный регрессионный анализ М.: Мир, 1980. - 455 с.

182. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газойл пресс, 2006. - 200 с.

183. Субботина Е.В. Анализ зависимости нефтеотдачи залежей с карбонатными коллекторами порового типа Урало-Поволжья от различных факторов. //Тр. ВНИИ. -1987. Вып. 100. -С. 104-110.

184. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1983. -308 с.

185. Сургучев M.JI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968. - 371 с.

186. Сургучев M.JI., Горбунов А.Т., Забродин Д.Н. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. - 347 с.

187. Сургучев М.Л., Желтое Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М: Недра, 1984. -330 с.

188. Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустиа /ческое, тепловое циклические воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1975.-184 с.

189. Суровцев КС., Кпюкин В.К, Пивоварова Р.П. Нейронные сети. Воронеж: Изд-во ВГУ, 1994. - 224 с.

190. Taxa X. Введение в исследование операций. М.: Изд-во Вильяме, 2001. -912 с.

191. Тер-Оганесова B.C., Рыбчевский И.Л., Дианов А.Н. Определение коэффициентов извлечения нефти на основе многомерной регрессионной зависимости // Проблемы нефтегазопромысловой геофизики и геологии / ВНИИнефть. -Вып. 98. М., 1987. - С.150-155.

192. Толковый словарь английских геологических терминов. М.: Мир, 1977.-Т.1.-586 с.

193. Уоссермен Ф. Нейрокомпьютерная техника: теория и практика. М.: Мир, 1992.

194. Федер Е. Фракталы. М.: Мир, 1991. - 260 с.

195. Фейгин М.В., Петров В.И. Особенности классификации запасов и ресурсов нефти за рубежом. М.: ВНИИОНГ, 1985. - 59 с.

196. Фурсов А.Я, Медведев Н.Я. Геотехнология в разработке газонефтяных залежей. -М.: Недра, 1995.

197. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей, нефти с низкопроницаемыми коллекторами / МО МАНПО. М., 2000. -525 с.

198. Холимое К.Э. Переход на международную классификацию нефти требование времени // Нефть, газ и бизнес. - 2002. -№5. - С.11-13.

199. Холимое К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа / Под ред. Э.М. Халимова. -М.: Недра, 2003. -188с.

200. Холимое Э.М. Разработка нефтяных месторождений в условиях рынка / Под ред. М.Д. Белонина.- СПб.: Недра, 2005. -297с.

201. Холимое Э.М., Лозин Е.В., Лисовский H.H., Габитов Г.Х. Вторичная разработка нефтяных месторождений. СПб.: Недра, 2006. -361с.

202. Холимое Э.М., Гомзиков В.К, Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. -М.: Недра, 1991.-283 с.

203. Холимое Э.М., Фейгин М.В. Сопоставление категорий запасов и ресур1. Л л " лсов, применяемы^ в СССР и США // Геология нефти и газа. 1985. -№8. - С.39-44.

204. Харнед Г. Физическая химия растворов электролитов. -М.: Наука, 1969.- 629 с.

205. Цынкова О.Э., Мясникова H.A., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. -М.: Недра, 1993. -160с.

206. Черницкий A.B. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. М.: Недра, 2002. -254с.

207. Шахвердиее А.Х., Мандрик Н.Э., Панахов Г.М. и др. Перспективные рео-газохимические технологии повышения нефтеотдачи пластов при извлечении остаточных запасов углеводородов // Известия HAH Азербайджана, сер.наук о Земле. -2007.-№3. С.38-42.

208. Шахвердиее АХ. Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 2004. - 452 с.

209. Шахвердиев А.Х. Концептуальные основы системной оптимизации процесса разработки нефтяных месторождений // Сб. науч. тр. ВНИИнефти.- М., 2000. -Вып. 124.- С.4-14.

210. Шахвердиев А.Х Системная оптимизация процесса доразработки нефтяных месторождений: Дис. .д-ра техн. наук. М., 2001. -235 с.

211. Шахвердиев А.Х., Бунъкин A.B., Чукчеев O.A. и др. Системный анализ поздней стадии процесса разработки Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1993. -№2. - С. 30-33.

212. Шахвердиев А.Х., Мамедов Ю.Г. Обобщение мирового опыта разработки нефтяных месторождений //Азербайджанское нефтяное хозяйство. -2000. -№11-12. -С.14-29. "" "

213. Шахвердиев А.Х. и др. Способ определения местоположения застойных и слабодренированных зон нефтяной залежи: A.c. СССР № 1616221. 16 февраля 1989 г.

214. Шахвердиев А.Х., Мандрик Н.Э., Панахов Г.М., Аббасов Э.М., Бахтияров С.И. Эффективность вязкоупругих композиций в осложненных технологических операциях // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. -2005.-№6 С. 55 - 61.

215. Шахвердиев А.Х., Мандрик Н.Э., Сулейманов И.В. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями // Нефтяное хозяйство. -2005. -№10.- С. 36 39.

216. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э., Шарифуллин Ф.А. Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов: Пат. РФ № 2095548, 1997. 29 с.

217. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. -2007. -№6.-С. 76-79.

218. Шахвердиев А.Х., Мандрик Н.Э., Мамедов Б.А. и др. Способ обработки призабойной зоны пласта. Патент РФ № 2077664 от 20.04.97.

219. Шахвердиев А.Х., Мандрик Н.Э., Мамедов Б.А. и др. Способ обработки призабойной зоны пласта. Патент РФ № 2077665 от 20.04.97.

220. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. и др. Способ разработки обводненной залежи. Патент РФ № 2083809 от 10.07.97.

221. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. и др. Способ разработки обводненной залежи. Патент Азербайджанской Республики №1990233 от 22.12.99.

222. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Фундаментальная роль фактора времени при исследованиях процесса разработки месторождений углеводородов //Нефтяноехозяйство. -2005. -№9. С. 176-180

223. Шахвердиев А.Х., Захаров И.В., Сулейманов И.В. Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон залежей углеводородов // Нефтяное хозяйство. -2004. -№8. -С.64-68.

224. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э., Панахов Г.М. и др. Интегративная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой генерации газа //Нефтяное хозяйство. -2006. -№ 11.-С.76-78.

225. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Аббасов Э.М. Синергетические эффекты при системном воздействии на залежь термореохимическими технологиями // Нефтяное хозяйство. — 2002. -№11. С. 61-65

226. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Мандрик И.Э., Аббасов Э.М., Бахтияров С.И. Кинетика процесса газообразования в растворах // Труды XII Международной научной конференции по математике и механике. Баку, 17 — 19 мая 2006 г.

227. Шахвердиев А.Х, Панахов Г.М., Мандрик И.Э. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 2308596 от 29.03.2006.

228. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Мандрик И.Э. Способ обработки приза-бойной зоны скважины. Патент РФ № 2308595 от 29.03.2006.

229. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Выбор оптимального варианта разработки нефтяного месторождения в условиях мультикритериальности решений «ОПТИМА» Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2008610892 от 20.02.2008.

230. Шахвердиев А.Х, Рыбщкая Л.П. Оценка технологической эффективности при воздействии на залежи углеводородов // Нефтяное хозяйство. 2003.-№4. - С.65-68.

231. ГЦелкачев В.Н. Анализ отечественной нефтедобычи в сравнении с зарубежной//Нефтяноехозяйство. -1990. -№10. -С. 32-39.

232. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. -1984.-№1. С. 30-32.

233. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. М.: Нефть и газ, 2004. - 606 с.

234. Arps J.J. Analysis of Decline Curves//Trans.,AIME.-1945.-Vol.l60. P.228-247.

235. Arps J.J. Estimation of primary oil reserves// Journal of Petroleum Technology August, 1956. - P. 182-190.

236. Boukadi F. H., AlAlawi S.M. Analysis and prediction of oil recovery efficiency in limestone cores using artificial neural networks// Energy & Fuels -1997, Vol.11, N5.-P. 1056-1060.

237. Braga A.D. Predicting Contradictions in the Storage Process of Diluted Recurrent Boolean Neural Networks // Electronics Letters -1994. Vol.30, N1, -P. 55-56.

238. Brown A. An evaluation of neural networks as non-linear predictors of speech in the time domain //St Lucia, Qld. 1994, vol. 1.

239. Buffa F.,Porceddu I. Temperature forecast and dome seeing minimization -1. A case study using a neural network model //Astronomy & Astrophysics Supplement Series -1997, Vol.126, N3. P. 547-553

240. Cameron D., Kneale P. et ah. An evaluation of a traditional and a neural netmodelling approach to flood forecasting for an upland catchment. //Hydrological Processes -2002, Vol.16, N5. P.1033-1046.

241. Campolo M., Soldati A, et al. Forecasting river flow rate during low-pow periods using neural networks //Water Resources Research -1999, Vol.35, N11, P.3547-3552.

242. Carmichael C. G. A study of the accuracy, completeness, and efficiency of artificial neural networks and related inductive learning techniques: 220 leaves (2001).

243. Chang B. R., Tsai S.F. Forecasting short-term stock price indexes an integrated predictor vs. neural network predictor. TENCON '02 Proceedings (2002).

244. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG field experience // SPE Res. Eval. and Eug., -April,- 2001, -P. 97-106.

245. Coates T. D. A neural network based cybernetic interface for identification of simple stimuli based on electrical activity in an intact whole nerve// DAI 62(07B): 3089, (2001).

246. Craze R.C., Buckly E.A. Factual analysis of the effect of well spacing on oil recovery // Oil and Gas Journal, -August 24, -1946.

247. Cross M. Rheology of viscoelatic Fluids: Elasticity Determination from Tangential stress measurement //Journal of Colloid and Interface Science -1968, Vol.27, No.l,-P.84-90.

248. Cutting Edge Decline Analysis, Rate Transient Analysis (RTA). Fekete, Canada, Software; Ed Ferguson, 2002.

249. Fulko G.J. Miscible gas injection in the Pouder River basin // JPT, - 2000,-N1, -P. 46-49.

250. Henriques A., Jourdan C.A. Management of sweep-efficiency by gas-based IOR methods. Paper SPE 36843 presented at EUROPEC 98, Milan, 22-24 Oct., 1996.

251. Holm L. W. Infill drilling vs. tertiary oil recovery vs. more imports // JPT, -1980, -№7,- P. 1169-1174. .

252. Hussen J. E., Dalland M. Foam barriers for oil rims: gas blockage at reservoir conditions // Paper presented at the 6th Euro-pean IOR Symposium in Sta-vanger, Norway, May 21-23,1991.

253. Kabiz M., McKenzie P., Connell C., O'Sullivan T. A gas-injection technique to develop rim oil // JPT, -1999, -№4, -P. 93-94.

254. Knott D. Norway's development prospect list grows trough old field rework-ings and new fields // OGJ, Aug. 17, 1998, P. 80-86.

255. Lai Q.J., Bond A. J., Cahalane T.W., Carpenter R.B., Newhouse D.P., Singh T., Styler J.W. Gel/Cement Combination Squeezes, For Gas Shutoff// Journal of Petr. Techn. 1999. - August. - P. 37-38.

256. McHugh M.A., Krukonis V.J. Supercritical Fluids Extraction: Principles and Practice. 2nd ed. - Boston: Butterworths, 1994.

257. Muller B., Reinhardt J. Neural Networks. An introduction. — Berlin: Springer-Verlag, 1991. 266 p.

258. Satter A., Thakur G.C. Integrated petroleum reservoir managment. 1993. -279 p.

259. Scorer LP., Miller E.G. A review of pressure buildup tests in a naturally fractured reservoir // JPT, Nov., 1976. Vol. 28. - P. 1295 - 1300.

260. Sognesand S. Reservoir management of the Oseberg field during eight years' production // Paper SPE 38555 presented at the 1997 Offshore Europe Conference, Aberdeen, 9-12 Sept. 1997.

261. Stevens S.H., Gale J. Geologic C02 sequestration may benefit upstream industry // OGJ. -2000. -May 15.

262. Taber 1.1. Dynamic and static forces required to remove a discontinuous oil phase from porous media containing both oil and water // SPE J. -1969. -March.-P. 3-12.

263. Tucker S.C., Maddox M. W. II J. Phys. Chem. — 1998. — Vol. 102.-P.2437.

264. Vikane E., Samsonsen B., Lorentzen K.E. Through- tub-ing infill drilling increases oil recovery // Paper SPE 39358 pre-sented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, 3-6 March 1998.

265. Van Orstrannd C.E. On the mathematical representation of certain production curves I I Journal Washington Acad. Sciences (Jan.) 1925. -P. 15-19

266. World Petroleum Congress Study Group, 1983 Classification and Nomenclature System for Petroleum and Petroleum Reserves // 12th World Petroleum Congress, 1983.

267. Roger J. V. Use and Implementation of SPE and WPC Petroleum Reserves Definition // 14th World Petroleum Congress. Stavanger, 1994.i

Информация о работе

Мандрик, Илья Эммануилович
доктора технических наук
Москва, 2008
ВАК 25.00.17

Диссертация

Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы