Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами"
На правах рукописи УДК.622.276.1/.4 (571.1):622.276.6
КРЯНЕВ ДМИТРИЙ ЮРЬЕВИЧ
Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений Западной Сибири)
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой ст^1«1"" доктора технических нау]
003460827
Москва, 2009 г.
003460827
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»).
Официальные оппоненты: доктор технических наук Казаков A.A.
доктор геолого-минералогических наук Михайлов H.H.
Защита диссертации состоится « 24 » февраля 2009 г. в 15 часов в ауд. 731 на заседании Диссертационного Совета Д.212.200.08 ВАК России при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д.65.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.
доктор технических наук Хисамутдинов Н.И.
Ведущая организация:
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Автореферат разослан « » января 2009 г.
Ученый секретарь Диссертационного Совета
доктор технических наук, профессор
Б.Е. Сомов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы диссертационной работы:
Россия относится к числу стран с наиболее крупной сырьевой базой нефтедобычи. Согласно государственному докладу «О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации», перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% мировых.
Около 90% ресурсов страны сосредоточено в Западно-Сибирском, Восточно-Сибирском, Дальневосточном нефтегазовых бассейнах (НГБ) и прилегающих к ним шельфовых акваториях.
В основных нефтедобывающих регионах (Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Северный Кавказ) в разработку вовлечено свыше 80% запасов, в то время как запасы Красноярского края, Иркутской области, Республики Саха имеют «очаговое» и, в целом, низкое освоение.
Две трети разведанных запасов были открыты к началу 1980-х гг. Это позволило стране быстро наращивать добычу нефти, уровень которой в 1980-е гг. достигал 557 млн. т.
Высокий уровень добычи нефти поддерживался до конца 90-х г.г. В период политического и экономического кризиса добыча нефти упала к 1995 году примерно до 300 млн. т и держалась на этом уровне до 1999г. В 2000г. она начала быстро расти и к 2006г. достигла 480 млн.т. Вместе с тем, нарастали негативные процессы в воспроизводстве сырьевой базы, связанные со снижением эффективности и объемов геологоразведочных работ, активизировалась выборочная разработка наиболее продуктивных пластов и месторождений, что в итоге привело к изменению состояния сырьевой базы, как в количественном, так и в качественном отношениях.
Основные направления работ по совершенствованию разработки нефтяных месторождений диктуются характерным для большинства нефтедобывающих стран непрерывным ухудшением структуры запасов и увеличением степени их выработки. В этой связи следует подчеркнуть следующее:
1. Ухудшение структуры запасов сопровождается снижением среднего дебита нефти, что оказывает решающее влияние на экономические показатели разработки нефтяных месторождений и предопределяет необходимость применения различных физико-химических и физических методов обработки призабойных зон пласта.
2. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, в частности, низкопроницаемых коллекторов и месторождений на поздней стадии разработки, сопровождается снижением вытесняющей способности рабочих агентов, используемых при традиционных технологиях, в частности, при заводнении, вызывает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (третичные методы - тепловые, газовые, физико-химические), обеспечивающих более высокий потенциал вытеснения нефти, чем традиционные методы разработки.
3. Увеличение доли запасов со сложной геолого-физической и фильт-
рационной характеристикой продуктивных отложений (малая начальная нефтенасыщенность, слоистая неоднородность, трещиноватость, прерывистость и др.) предопределило развитие работ по увеличению охвата вытеснением.
Работы в указанных выше направлениях ведутся уже в течение нескольких десятилетий. В каждом из них определены приоритеты, созданные в их рамках технологии и технические средства непрерывно совершенствуются. Необходимо отметить, что применение созданных методов увеличения нефтеотдачи в сочетании с методами интенсификации и увеличения охвата вытеснением в адекватных геологических условиях сопровождается достижением высокой нефтеотдачи до 45-50% и более. Тем не менее, потенциал некоторых созданных технологий и технических средств далеко не исчерпан.
Учитывая ресурсную базу большинства разрабатываемых месторождений страны, и особенно крупнейшего региона нефтедобычи, каким является Западная Сибирь (недонасыщенность продуктивных коллекторов, рост доли низкопроницаемых и трудноизвлекаемых запасов, поздняя стадия разработки и т.д.), становится очевидным, что на современном этапе развития нефтяной промышленности крайне необходимо научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов для конкретных геолого-физических условиях залегания нефти и применяемой системы разработки (воздействия).
Адресное применение как имеющихся, так и вновь разрабатываемых технологий повышения нефтеотдачи, а также комплексное сочетание гидродинамических, физико-химических и т.п. технологий позволит обеспечить высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизировать уровень добычи нефти в стране на долгие годы.
Цель работы:
Научно-методическое обоснование выбора и применения комплекса гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами для конкретных геолого-физических условий залегания нефти (низкая начальная нефтенасыщенность, высокая степень выработки пластов, низкая проницаемость коллекторов) и применяемой системы разработки (воздействия).
Основные задачи исследования:
- анализ геолого-физических характеристик и состояния разработки месторождений Западной Сибири;
- анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири;
- определение приоритетных направлений работ по применению методов увеличения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири;
- разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения;
- обоснование и проведение экспериментальных исследований по оптимизации композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах;
- создание и испытание новых технологий повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Основные методы решения поставленных задач:
Теоретическое обобщение и экспертный анализ литературного материала и промысловых данных; разработка и использование методики критериального выбора объектов; постановка и проведение экспериментальных исследований по оценке физико-химических и нефтевытесняющих свойств композиций химреагентов; разработка программ и проведение промысловых испытаний технологий повышения эффективности разработки трудноизвле-каемых запасов; оценка их технологической эффективности.
Научная новизна диссертационной работы: состоит в том, что в ней впервые:
1. Разработана методика критериального выбора объектов для реализации процесса нестационарного заводнения, проведена классификация труд-ноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз» по песчанистости, степени неоднородности, расчлененности, выработанности и обводненности.
2. Обоснован физико-химический метод повышения нефтеотдачи труд-ноизвлекаемых запасов с помощью термоустойчивой эмульсионной композиции для конкретных геолого-физических условий и применяемой системы разработки.
3. Экспериментально обоснованы оптимальные составы ПАВ-кислотных гидрофобизирующих и эмульсионных композиций химреагентов в целях интенсификации добычи нефти, увеличения приемистости скважин, перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости для конкретных геолого-физических условий.
4. Предложена комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов состоящая из комбинации нестационарного гидродинамического воздействия в сочетании с переменой направления фильтрационных потоков с помощью физико-химических (эмульсионных) методов и интенсификации притока в добывающих скважинах и проведены промысловые испытания на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Практическая ценность работы:
1. Выявлены негативные процессы и тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки.
2. Проведен анализ эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождениях с ухудшенными коллекторскими свойствами, низкой начальной нефтенасыщенностью и высокой выработкой пластов (Аригольском, Суторминском, Аганском).
3. Определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения технологии нестационарного воздействия.
4. В реальных промысловых условиях испытаны новые кислотные композиции с низким межфазным натяжением для интенсификации добычи нефти, составы обратных эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.
5. Результаты исследований и испытаний комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов явились основой монографии Крянев Д.Ю. Нестационарное Заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2008. - 208 с. и подтверждены 9-ю патентами.
6. В результате внедрения положений диссертационной работы для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно получено более 135 тыс. т нефти, на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» -110 тыс. т нефти.
7. Результаты диссертационной работы и полученные выводы являются основой для дальнейшей разработки и внедрения физико-химических технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011 гг. на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составит более 570 тыс. т.
В диссертации защищаются следующие основные положения:
1. Методика критериального выбора объектов разработки для проведения нестационарного заводнения на пласт.
2. Результаты оценки применимости нестационарного воздействия на объектах разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с трудноизвлекаемыми запасами.
3. Оптимизация композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах на основе полученных результатов экспериментальных исследований.
4. Разработка и установление возможности использования композиции термоустойчивой обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости и изменения направления фильтрационных потоков.
5. Комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (нестационарное воздействия в сочетании с адресными обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков) в целях улучшения показателей разработки и увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Апробация работы:
Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях научно-технического совета ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион), научно-практическом семинаре «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья» 28-29 сентября 2005 г., г. Сургут, академической международной конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», 11-13 октября 2006 г., г. Тюмень, научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпром нефть» 18-20 декабря 2006г., г. Ноябрьск, международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» 18-19 сентября 2007 г., г. Москва.
Научные публикации и личный вклад автора.
По результатам выполненных научных исследований автором диссертации опубликовано 39 работ, в том числе 1 монография, 9 патентов, 20 статей и составлен руководящий документ на технологический процесс. Все работы, отражающие основное содержание диссертации, опубликованы в центральных нефтяных изданиях, а также сборниках трудов и избранных материалах научно-практических конференций. 9 работ опубликовано в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК.
Автору принадлежат постановка задач исследований, разработка технологий и методик исследований, непосредственное участие в экспериментальных и опытно-промышленных работах, анализ и обобщение результатов опытно-промышленных работ.
Объем н структура работы:
Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы, включающего 175 наименований. Работа изложена на 358 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 80 таблиц.
Автор благодарит сотрудников Центра повышения нефтеотдачи пластов ОАО «ВНИИнефть» за помощь и поддержку, оказанные в процессе подго-
7
товки диссертационной работы, а также сотрудников ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» за помощь и поддержку при организации опытно-промышленных работ.
СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ:
В первой главе изложены основные проблемы разработки месторождений Западной Сибири.
Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Главный фактор - высокая концентрация запасов в крупных и крупнейших месторождениях (Самотлорском, Федоровском и др.). Другие благоприятные факторы - приуроченность значительных запасов к средне- и высокопроницаемым коллекторам, высокая продуктивность месторождений, преобладание малосернисгых и безсернистых нефтей.
Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - является важнейшим нефтедобывающим регионом России и располагает мощным нефтегазовым комплексом (56 и 4% от общероссийской добычи нефти и газа соответственно), который базируется на наиболее крупных запасах нефти в стране. Наиболее значительными являются Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Быстринское, Приобское, Красноле-нинское. В результате многолетней интенсивной отработки многие из этих месторождений в значительной степени выработаны и обводнены. Степень выработанности Самотлорского месторождения - 68%, Мамонтовского -79%, Федоровского - 67%. Основные промысловые объекты этих месторождений, как правило, выработаны более чем на 90%. Из-за выборочной разработки наиболее крупных и высокодебитных месторождений и залежей структура разведанных запасов нефти в Ханты-Мансийском АО непрерывно ухудшается.
Общий потенциал неразведанных ресурсов нефти округа является практически крупнейшим в России, хотя и не предвещает улучшения качественных характеристик сырьевой базы. Большая часть неосвоенных и слабоосво-енных запасов региона относится к категории трудноизвлекаемых.
Добыча нефти в округе после пикового значения в 1987 г. неуклонно снижалась вплоть до 1996 г., когда было добыто всего 161 млн. т. Начиная с 1997 г. добыча нефти в округе начала расти (в среднем по 5% в год), что может свидетельствовать о стабилизации нефтедобывающего комплекса округа и Западной Сибири в целом.
Выработка начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составила 50%, текущий КИН - 0,175.
Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) в 2003 г. обеспечивал 77% добычи газа в стране и 11% - нефти и конденсата.
На территории округа в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской нефтегазоносных провинций открыты крупнейшие газовые месторождения России: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Комсомольское и др. На 17-ти крупнейших месторождениях сосредоточено около 80% запасов газа округа. На газ разрабатываются 34 месторождения.
Более половины запасов газа приурочены к сеноманским отложениям верхнего мела. Природные газы в отложениях сеномана характеризуются в основном метановым составом (96-99%). Газы более глубоких горизонтов содержат до 10-15% тяжелых углеводородов. В целом около 2/3 запасов газа метановые и 1/3 - этаносодержащие бессернистые (рис. 1.1.5).
Округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по сравнению с ХМАО их структура сложнее, так как преобладающую роль имеют нефти высокой плотности и вязкости (Русское, СевероКомсомольское, Тазовское, Западно-Мессояхское месторождения).
На нефть разрабатываются 43 месторождения, крупнейшие из них - Су-торминское, Барсуковское, Тарасовское, Харампуровское. В разрабатываемых залежах сосредоточено 47% текущих разведанных запасов нефти.
Первый пик добычи жидких углеводородов в регионе был достигнут в 1990г. В дальнейшем, в течение 10 лет добыча неуклонно снижалась. С 2001г. производство нефти и конденсата растет в среднем на 15% в год. В 2004г. добыча составила 53 млн.т., вплотную приблизившись к предыдущему пиковому значению.
Подавляющая часть (около 90%) разведанных запасов нефти Западной Сибири приходится на месторождения, открытые до 1990г. К настоящему времени базовые месторождения в Западной Сибири и Урало-Поволжья, обеспечивающие свыше 70% текущей добычи нефти в стране, вошли в позднюю стадию разработки и характеризуются прогрессирующим ухудшением структуры запасов и технико-экономических показателей добычи.
На месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) средняя обводненность достигла 83%. Дебиты скважин в среднем по России снизились за последние 10 лет в 5 раз, в ХМАО - в 3 раза и стабилизировалась с 1996 г. на уровне 10,4—10,7 т/с. Доля месторождений с падающей добычей превышает 60%, доля низкорентабельных трудноизвлекаемых запасов возросла до 55%.
Основные крупные и уникальные месторождения ХМАО (Самотлорское, Мегионское, Аганское, Талинское Правдинское, Мамонтовское и др.) характеризуются дебитом по нефти от 6 до 20 т/сут (в среднем 12,3 т/сут), высокой степенью обводненности продукции - от 75% до 93% (в среднем 90%), высокой выработанностью запасов - от 65 до 85% (в среднем 70%) и находятся в поздней стадии разработки.
Анализ литературных данных показывает, что из числящихся на балансе текущих запасов нефти, при сохранении применяемых на них технологий разработки, может быть не отобрано около миллиарда тонн запасов.
Одна из причин недобора утвержденных извлекаемых запасов - допущенная с начала разработки чрезмерная несбалансированная с отборами жидкости закачка воды, вызвавшая преждевременное обводнение продукции скважин. За небольшим исключением на большинстве месторождений округа безудержная закачка воды вот уже несколько лет идет на убыль, что благоприятно сказывается на состоянии разработки месторождений. Однако негативные последствия массированной закачки воды еще дают о себе знать.
Другой причиной недобора утвержденных извлекаемых запасов является разрежение со временем проектной сетки эксплуатационных скважин. По мере обводнения продукции скважины выводятся из работы, в результате нарушается и расформировывается система разработки. Разреженность первоначальной проектной сетки достигает 5 раз и более.
Совершенно очевидно, что без сгущения сетки и формирования вновь системы разработки, оставшиеся запасы не взять.
Общеизвестна роль эксплуатационного бурения для ввода в разработку новых запасов путем первичного разбуривания их по проектной сетке скважин. Не менее важным является использование эксплуатационного бурения в процессе разработки для повышения эффективности использования уже разведанных и введенных в эксплуатацию запасов нефти. По мере заводнения пласта требуется замена обводнившихся скважин на участках с невыра-ботанными запасами путем бурения дублеров, боковых стволов, резервных скважин с целью повышения эффективности использования запасов.
Однако, остаточные запасы нефти, которые относятся к категории труд-ноизвлекаемых, невозможно добыть только за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин.
Проблема увеличения нефтеотдачи в настоящее время весьма актуальна для месторождений Западной Сибири, где удельный вес трудноизвлекаемых запасов составляет около 64% и приурочен к низкопроницаемым объектам разработки. В сильно неоднородных пластах, разрабатываемых при искусственном заводнении, нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пластам и зонам, оставляя невытесненной нефть в низкопроницаемых участках. Неравномерные прорывы воды зачастую происходят и в однородных пластах, содержащих нефть повышенной вязкости, за счет неустойчивости фронта вытеснения. Это приводит к тому, что участки залежей нефти, через которые прошел фронт вытеснения, представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных малопроницаемых зон, причем количество последних может достигать 50% от всего нефтенасыщенного объема.
При этом создались такие условия, когда происходит разбалансировка системы их рациональной разработки, предусмотренной в проектных доку-10
ментах. Это означает потери не только в текущей добычи нефти, но и в конечной нефтеотдаче пластов.
На основании приведенных в первой главе данных сделаны следующие выводы:
1. Большинство остаточных запасов месторождений Западной Сибири относится к категории трудноизвлекаемых.
2. Разбалансировка системы рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах, приводит к тому, что извлечение остаточных запасов традиционными способами малоэффективно (за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин).
3.Существующее производство слабо ориентировано на работу с трудноизвлекаемыми запасами. В данной ситуации первостепенной задачей является задача стабилизации нефтедобычи на месторождениях Западной Сибири.
4. Создавшееся положение предопределяет необходимость разработки новых и совершенствования имеющихся методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти применительно к конкретным геолого-физическим условиям конкретных месторождений и свойств пластовых флюидов.
Во второй главе рассмотрены основные характеристики месторождений ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Ноябрьский регион является одним из наиболее северных районов добычи нефти Тюменской области. В геологической части месторождения относятся к Северной части Сургутского свода и восточная часть месторождений к южной части Надым-Пурпейской группе.
Для большинства месторождений, относящихся к Сургутскому своду, характерна пониженная, по сравнению с южной группой, проницаемость -до 30-50*10"3 мкм2, повышенная расчлененность, зональная и слоистая неоднородность, по ряду пластов отмечается пониженная нефтенасыщенность; все это, особенно при наличии гидрофильного полимиктового коллектора, приводит к быстрому прорыву к добывающим скважинам собственной и закачиваемой воды. Нефти этих месторождений содержат значительное количество парафинов и смол, на завершающей стадии разработки отмечается явление выпадения в скважинах солей и гипсов, перемешанных с песком и АСПО.
Пласты Надым-Пурпейской группы отмечаются еще большей расчлененностью, наличием подстилающей воды, повышенной заглинизованно-стью пластов, а также высоким газовым фактором и даже наличием газовых шапок.
Коллекторы представлены в основном полимиктовыми песчано-алевролитовыми породами с небольшим (до 8%) количеством карбонатного
11
цемента, что позволяет эффективно проводить солянокислотные обработки призабойной зоны пласта.
Сравнительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пластов, низкая проницаемость (0,2-0,05 мкм ), невысокая песчанистость (0,34-0,5) и высокая расчлененность (3-5), довольно низкий коэффициент вытеснения (0,5) создают проблемы на протяжении всего периода разработки.
Характерной особенностью геологического строения следует считать относительно низкую нефтенасыщенность пластов, которая составляет 0,550,65. Низкая нефтенасыщенность обуславливает высокую (до 20%) обводненность скважин, вводимых из бурения; высокую гидрофильность пород-коллекторов, особенно в сильно расчлененных объектах; чем ниже проницаемость прослоя, тем ниже его нефтенасыщенность, следовательно, выше гидрофильность.
Высокая гидрофильность часто приводит к отключению из разработки низкопроницаемых прослоев при попадании в ствол скважины пресной воды за счет капиллярной пропитки и образования стойких водонефтяных эмульсий. Следствием этого является постоянное снижение дебитов по жидкости в процессе эксплуатации скважин, а также необходимость проведения большого объема работ по воздействию на пласт для восстановления притока жидкости. В первую очередь, выше отмеченное относится к месторождениям, находящимся за пределами Сургутского свода, таким как Суторминское, Муравленковское и Вынгапурское.
Характерной особенностью геологического строения анализируемых продуктивных пластов является наличие обширных водонефтяных зон, занимающих, как правило, 20-100% площади нефтяной залежи. Мощные водоносные горизонты часто залегают в нескольких метрах выше и ниже нефтяных пластов, что ухудшает работу добывающих и нагнетательных скважин. Другие параметры рассматриваемых пластов довольно благоприятны: пористость составляет 0,17-0,2, нефть маловязкая - 2,2 мПа'с, давление насыщения 10-12 мПа при начальном пластовом 25-26,5 мПа, газовый фактор в среднем составляет 50-70 м3/т.
Крупнейшими месторождениями ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» являются Сугмутское, Суторминское, Вынгапуровское и Спорышевское месторождения, на которые приходится до 46% запасов компании.
В настоящее время, в основном, выработаны активные запасы нефти, а остальные неизвлеченные относятся к категории трудноизвлекаемых и характеризуется значительной обводненностью продукции (более 75%). К ним можно отнести пласты БС7, БС2[0 Суторминского, пласт БС'ц Холмогорского, пласт БСц Пограничного и пласт БСн Западно-Ноябрьского месторождений, а также газонефтяную залежь пласта БВ8 Вынгапурского месторождения.
Особенности разработки рассматриваемых объектов полностью определяются геологическими свойствами пластов: литологической неоднородно-12
стью, расчлененностью, низкой нефтенасыщенностью и в несколько меньшей степени реализуемыми системами разработки.
Все анализируемые продуктивные пласты разрабатываются с заводнением, причем в основном с первых лет разработки.
Добыча нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» началась с введения в разработку Холмогорского месторождения в 1976 году. К началу девяностых годов в разработке находилось уже 12 месторождений. Максимальный объем добычи был достигнут в 1989 г. и составил более 41,2 млн. т в год. Неэффективная разработка запасов, при которой приоритетом служили валовые объемы добычи, а не экономическая рентабельность, привела к тому, что после достижения этого пика добыча стала резко снижаться, и даже ввод новых месторождений в середине девяностых годов не привел к стабилизации или хотя бы снижению темпов спада производства. Годы неэффективной разработки отразились на производительности скважин, упавшей с 1991 года более чем на 50%.
Тенденция спада производства усилилась за счет сокращения внутреннего спроса в России в начале 90-х годов. В период с 1990 по 1995 год объемы добычи нефти ОАО «Ноябрьскнефтегаз» ежегодно снижались в среднем на 12%. Однако в 1996-1999 годах, темпы падения замедлились. Со второго квартала 2000 года добыча стала расти ускоренными темпами, и к середине десятилетия приблизилась к своему историческому максимуму, достигнутому в 1989 году.
На месторождениях, прошедших пик добычи, применяются методы вторичной нефтеотдачи. В настоящее время основной целью недропользователя является максимизация коэффициента извлечения нефти (КИН), которая предполагает повышение КИН в среднем по месторождениям с 30% сейчас до 40% в 2020 году.
Нефтяные месторождения, разрабатываемые ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», расположены в Нижневартовском и Сургутском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Динамика ввода месторождений, разрабатываемых в настоящий момент ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», показывает, что Мегионское, Ватин-ское, Мыхпайское, Аганское и Северо-Покурское месторождения (первая группа месторождений), на долю которых приходится более 70% суммарных извлекаемых запасов нефти, была введена в разработку в период с 1964 по 1980 г.
Далее, в период 1980-1990 гг. была начата эксплуатация Южно-Аганского, Ново-Покурского, Кетовского, Покамасовского, Южно-Покамасовского и Кысомского месторождений (вторая группа), запасы которых в преобладающей части, за исключением Южно-Аганского месторождения, приурочены к юрским залежам.
В течение 1993-2005 гг. в разработку вводились Северо-Островное, Чис-тинное, Южно-Локосовское, Аригольское, Северо-Ореховское, Западно-
Асомкинское, Узунское, Максимкинское, Ининское, Ачимовское и Тайла-ковское месторождения (третья группа), запасы нефти которых относятся в основном (82%) к юрским и ачимовским отложениям.
Анализ данных показывает, что максимальный проектный КИН составляет 0,506 для Ю-Аганского месторождения, для четырех месторождений КИН изменяется от 0,415 до 0,487 (Аганское, Ватинское, Новомолодежное и Кысомское), а для остальных не превышает 0,4. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равняется 0,241. Все это свидетельствует о необходимости применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно добываемой воды.
Возможные перспективы добычи нефти во многом обуславливаются качеством остаточных запасов нефти и эффективностью мероприятий по их извлечению.
Залежи нефти месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», в соответствии с их фильтрационно-емкостными свойствами, были ранжированы по трем основные группам: высоко-, средне- и низкопродуктивные.
В структуре начальных извлекаемых запасов преобладают высокопродуктивные залежи (ВПЗ) - на их долю приходится 50,2% запасов нефти, на долю низкопродуктивных (НПЗ) - 26,9%, на долю среднепродуктивных (СПЗ)-22,9% (рис. 1а).
В отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи - 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных - 20% (рис. 16).
а) б)
Рисунок 1. Распределение начальных (а) и текущих (б) извлекаемых запасов нефти согласно классификации залежей по степени продуктивности
Текущие извлекаемые запасы нефти
I таз-«2350ТЫС.Т I
Анализ динамики темпов отбора от НИЗ и динамики долевого вклада разнопродуктивных залежей в суммарный объем добываемой нефти свидетельствует о том, что основная доля добычи нефти (более 60%) до 1996 г. формировалась за счет выработки высокопродуктивных запасов. В последующий период их доля плавно снижалась, и в 2005 г. составила 40,7%.
Очевидно, что основной объем извлекаемых запасов нефти уже в обозримом будущем будет приурочен к средне- и низкопродуктивным коллекторам.
Несмотря на большое количество остаточных извлекаемых запасов (52%), приуроченных к низкопродуктивным коллекторам, ввод их в разработку осложнен тем фактом, что более трети таких запасов приурочены к новым месторождениям, характеризующимся отсутствием промышленной инфраструктуры для обеспечения процесса добычи нефти.
Тем более актуальным является применение таких геолого-технических мероприятий на старых месторождениях, содержащих высокопродуктивные запасы, которые позволят обеспечить доизвлечение остаточных запасов нефти.
Наиболее крупные месторождения с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3-й и 4-й стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).
Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 64,4-85,8%, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.
Краткий анализ разработки Суторминского месторождения (Ноябрьский регион), изложенный во второй главе показал, что в настоящее время основными объектами разработки с наилучшими по качеству запасов нефти являются 5 основных пластов БС7, БС9, БС10, БСИ, БС10, к трудноизвлекае-мым запасам относятся пласты БС92, БСц°, БС12, БС]8 и ЮСь именно по этим пластам в настоящее время отбор от утвержденных извлекаемых запасов наименьший и составляет от 0 до 7 %.
В целом по месторождению, открытому в 1975 г., ожидаемая величина КИН составляет 0,258 при утвержденной величине 0,292. По всем пластам, за исключением БСд1 (наилучшего по качеству запасов) утвержденный КИН не достигается.
Выработка запасов по залежам нефти пластов Суторминского месторождения происходит неравномерно. Наибольшие по абсолютной величине остаточные запасы нефти сосредоточены в пластах БСю1, БС7 и БС102, обводненность по которым достигла величин 79; 89; и 87 % соответственно. Вместе с тем, отбор от утвержденных извлекаемых запасов по пластам БСь БС;2, БС0, БС5 и др. остается низким.
Природными факторами, обусловившими неравномерную выработку запасов, являются низкая начальная нефтенасыщенность, гидрофильность коллекторов и их неоднородность по проницаемости.
Основные методы довыработки запасов по коллекторам с максимальной начальной нефтенасыщенностью - циклическое заводнение с переменой направления потоков и проведение изоляционных работ по промытым пропла-сткам.
Анализ процесса разработки Аганского нефтяного месторождения, расположенного в Нижневартовском районе ХМАО, показывает, что месторождение, промышленная эксплуатация которого осуществляется с 1973 г., находится в настоящее время на 4-ой стадии разработки. В разрезе слагающих пород выделено 22 продуктивных объекта, залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям. Основными объектами разработки, определяющими добычу нефти на месторождении, являются пласты БВ8 и БВд, содержащие 73% всех балансовых запасов нефти.
В настоящий период разработки продуктивные пласты Аганского месторождения характеризуются различной степенью выработанное™ запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению в целом составляет 0,406 (утвержденный по запасам категорий АВС1 - 0,511) при обводненности продукции 91,5%. По основным объектам разработки текущий КИН варьирует в диапазоне от 0,401 (объект БВ9) до 0,546 (объект БВ8).
Аригольское месторождение открыто в 1992г., в промышленную разработку месторождение введено в 2000г., в настоящее время находится в стадии растущей добычи нефти. Промышленная нефтеносность связана с отложениями пласта ЮВ/, который представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для пласта характерна послойная и зональная неоднородность, которая выражается в частом чередовании разных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию, изменениях литологических характеристик пород. На отдельных участках залежи количество прослоев разной проницаемости может изменятся от 4 до 29. Указанные особенности предопределяют изменчивость физических свойств коллекторов, как по разрезу, так и по площади.
Интенсивное разбуривание залежи в период 2003-2004 гг., превышение показателей по вводу добывающих и нагнетательных скважин над проектными показателями, а также по уровням добычи жидкости привело к стремительному снижению пластового давления на участках разработки. В 2003 году оно снизилось более чем на 2 МПа, что потребовало усиления системы заводнения.
Рисунок 2. Динамика обводненности пласта Ю[ Аригольского месторождения
В связи с начальной стадией разработки объект Ю! характеризуется невысокой обводненностью продукции - за период 1999-2003 гг. продукция была практически безводной (обводненность не превышала 5%). В 2004г. обводненность продукции составила 18,2%, Среднегодовая обводненность скважин за 2005 г. составила 27,0 % при проектной 27,2 % .К концу 2006 г. фактическая обводненность достигла, в среднем по залежи, 52,9 % (рис. 2), при этом по отдельным зонам обводненность изменяется от 10 до 80 %.
Значительное увеличение обводненности с 3,7 (в 2003г.) до 52,9% (в 2006г.) обусловлено влиянием закачки после проведения большеобъемных ГРП.
Кроме того, опережающими темпами осуществляется и эксплуатационное разбуривание залежи объекта Юь Так, фактический объем бурения в 2005г. превысил проектный и составил 68,5 тыс. м (при проектном метраже -26 тыс. м).
Исходя из сложившихся условий разработки объекта Юь очевидно, что необходим комплекс мероприятий по повышению эффективности существующей системы разработки и стабилизации прогрессирующей обводненности.
В третьей главе представлен анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи на Суторминском, Аганском и Аригольском месторождениях, рассмотрены основные цели и условия эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.
Заводнение нефтяных залежей - высокопотенциальный освоенный промышленностью метод разработки нефтяных месторождений. Он применяет-
ся в широких масштабах во всех нефтедобывающих странах и позволяет увеличивать конечную нефтеотдачу пластов в 1,5-2,5 раза по сравнению с нефтеотдачей пластов при разработке на естественных режимах растворенного газа и газовой шапки.
Вместе с тем при заводнении нефтяных залежей 10-30% от начальных дренируемых геологических запасов нефти остаются не охваченными заводнением в слабопроницаемых слоях и пропластках и примерно столько же от начальных запасов нефти остаются в заводненных зонах в рассеянном состоянии (в крупных порах). Недренируемые запасы нефти в обособленных линзах зависят от степени прерывистости пласта и плотности сетки скважин. При детальном изучении строения пластов их можно свести до минимума. Остаточные запасы нефти в дренируемых зонах залежей при заводнении определяются в основном тремя факторами:
• неоднородностью пластов по проницаемости и размерам пор;
• вязкостью нефти;
• межфазным натяжением на контакте нефти с водой.
Уменьшение отрицательного влияния этих факторов - основная цель
методов повышения нефтеотдачи пластов, основное средство снижения их остаточной нефтенасыщенности.
Вопросами повышения нефтеотдачи пластов занимались такие ученые как Алмаев Р.Х., Алтунина JI.K., Амиян В.А., Баишев Б.Т., Блажевич В.А., Боксерман A.A., Бученков JI.H., Газизов А.Ш., Глущенко В.Н., Горбунов А.Т., Девятов В.В., Жданов С.А., Желтов Ю.В., Ибрагимов JI.X., Маляренко A.B., Мищенко И.Т, Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Сургучев M.JL, Хиса-мутдинов Н.И., Хлебников В.Н. и многие другие.
Анализ литературных данных показывает, что можно выделить четыре основных направления, в которых ведутся исследования в области повышения эффективности разработки залежей нефти:
• совершенствование технологии и систем разработки залежей с применением гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации;
• интенсификация добычи нефти за счет применения методов воздействия на призабойную зону пласта;
• ремонтно-изоляционные работы по ограничению водопритока из обводненных пластов и селективной изоляции за счет применения методов воздействия на призабойную зону пласта;
• применение методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Все методы воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пластов делятся на пять основных групп:
1. гидродинамическое воздействие закачкой значительных масс воды для поддержания или увеличения начального пластового давления;
2. тепловое воздействие на систему "пласт - насыщающие жидкости";
3. физико-химические методы, основанные на использовании химических реагентов типа ПАВ, полимеров, кислот и т. д.;
4. газовые методы, основанные на использовании азота, диоксида углерода, дымовых газов, метана, природного газа и других подобных веществ;
5. группа комбинированных методов, сочетающих одновременно различные принципы воздействия.
С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется комбинированный принцип воздействия. Практически все принципы воздействия сочетаются с рациональным размещением скважин, так как наибольшая эффективность достигается лишь при оптимальном для данного метода размещении скважин. Тем не менее, дифференцированный подход к рассмотрению различных методов повышения нефтеотдачи целесообразен, так как позволяет устанавливать эффективность того или иного метода, разрабатывать необходимую технологию, а также формировать требования к оборудованию.
Физико-химические и газовые методы иногда представляют в виде четырех групп:
1. Методы физико-химического совершенствования гидродинамического воздействия в результате использования таких химических веществ, как поверхностно-активные вещества, полимеры, кислоты, щелочи и т. д.
2. Методы смешивающегося вытеснения нефти жидкими и газообразными рабочими средами;
3. Методы несмешивающегося вытеснения жидкими и газообразными средами.
4. Методы вытеснения гетерогенными средами.
Основу эффективных технологий составляют методы воздействия, основанные на:
¡.Снижении энергии взаимодействия нефти с породой за счет диспергирования нефти, снижении межфазных натяжений (МФН), повышении относительной фазовой проницаемости для нефти и воды, повышении охвата пласта вытеснением (закачка водорастворимых неионоген-ных поверхностно-активных веществ (НПАВ), щелочей).
2. Изменении вязкости и подвижности вытесняющего агента, приводящем к повышению охвата пласта за счет снижения соотношения под-вижностей воды и нефти, (растворы полимеров, полидисперсных и газожидкостных систем).
3. Использовании упругих свойств породы и пластовых флюидов, инициирующих упругие силы пластовых флюидов и породы, обеспечивающих межслойный массообмен (циклическое заводнение с химреагентами).
Анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи на Суторминском месторождении показал, что в целом по месторождению можно выделить 2 периода по обеспечению прироста КИН:
1-й период - с 1987г. по 1992г., характеризуется интенсивным разбури-ванием и вовлечением в разработку новых запасов на основных пластах месторождения;
2-й период - с 1997г. по 2001г., связан с вводом в разработку других пластов, отнесенных авторами проектных документов к числу возвратных объектов, а также с вводом скважин из неработающего фонда и проведением мероприятий по повышению нефтеотдачи - гидродинамические методы, выравнивание профиля приемистости, ГРП и кислотные обработки. В этот же период проводили на отдельных скважинах ремонтно-изоляционные работы, которые в 2004-2005 гг. были полностью прекращены.
В последние годы проводили различные виды мероприятий, которые можно разделить на несколько групп:
• переводы скважин в эксплуатацию на выше- и нижележащие пласты (возвраты и приобщения);
• бурение вторых стволов;
• гидроразрыв пласта (ГРП);
• перфорационные работы (дострелы, перестрелы, щелевая гидропескоструйная перфорация)
• кислотные ОПЗ скважин для интенсификации добычи нефти (СКО, ГКО);
• комплексные и прочие ОПЗ (промывка ПЗП растворами ПАВ для борьбы с гидратными пробками, АСПО, солеотложениями и т.п.);
• ремонтно-изоляционные работы (РИР) и водоизоляционные работы (ВИР);
• гидродинамические методы (циклическое заводнение, повышение давления закачки, форсированный отбор жидкости) и технологии выравнивания профилей приемистости (ВПП).
Основными мероприятиями повышения нефтеотдачи пластов на месторождении в анализируемый период являлись гидродинамические методы (на 99,5% - циклическое заводнение) и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.
В целом по технологической эффективности все анализируемые мероприятия по состоянию на 01.01.2006 г. распределяются следующим образом:
• наиболее эффективными являлись работы по бурению боковых стволов. Удельный технологический эффект составил 16,5 тыс.т нефти на 1 скважино-операцию;
• проведение ГРП обеспечило среднюю добычу 3,4 тыс.т дополнительной нефти на 1 скважино-операцию, причем эффективность проведения ГРП в 2003-2005 г.г. увеличилась и составляет соответственно 3,9, 2,1 и 2,9 тыс.т нефти/1 скважино-операцию;
• средняя технологическая эффективность работ по возвратам и приобщениям пластов в 2001-2005 г.г. не превышала 2,0 тыс.т нефти/1 сква-
жино-операцию и в среднем составляет 1,8 тыс.т нефти/1 скважино-операцию
• мероприятия по МУН с использованием технологий ВПП и гидродинамических методов имеют среднюю эффективность 818,4 т нефти/1 сква-жино-операцию и 608,8 т нефти/1 скважино-операцию соответственно;
• очистка скважин и ПЗП от гидратных пробок, АСПО и солеотложе-ний проводилась со средней эффективностью 1053,4 т нефти/1 скважино-операцию;
• перфорационные работы за период 2000-2005 г.г. имеют эффективность 1099,8 т нефти/1 скважино-операцию;
• интенсификация притока при ОПЗ глинокислотными составами в среднем за период 2000-2005 г.г. имеет эффективность 504,8 т нефти/1 скважино-операцию, эффективность СКО составляет 400,2 т нефти/1 скважино-операцию, при этом наблюдается увеличение эффекта от ОПЗ в 2003-2004 г.г. до 748,6 т нефти/1 скважино-операцию. В 2005 г. эффект снизился до 16 т нефти/1 скважино-операцию;
• проведение РИР и ВИР имело среднюю эффективность 312,6 т нефти/1 скважино-операцию;
• средняя технологическая эффективность комплексных ОПЗ составила 315,5 т нефти/1 скважино-операцию.
Для оценки эффективности геолого-технических мероприятий на Аган-ском месторождении был собран и обобщен весь имевшийся в наличии материал за весь период эксплуатации залежей БВ8 и БВ9. Всего, по имеющейся информации, на 01.05.2005г. по фонду пробуренных на залежи БВ8 и БВ9 скважин выполнено 5039 ГТМ. Сбор и обобщение информации о ГТМ позволили разделить их на 4 основных вида:
- ОПЗ и интенсификация притока;
- РИР;
- ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн;
- выравнивание профиля приемистости.
По выделенным технологиям было проанализировано 3552 скважино-операции.
Для детализации анализа выполненных ГТМ по ОПЗ весь период эксплуатации залежи БВ8 разбит на 3 периода: 1973-1982г.г., 1983-1992г.г. и 1993-2005г.г. Анализ первичного материала показал, что при выполнении интенсификации притока основная роль на первом этапе принадлежала до-стрелам и СКО, удельный вес этих ГТМ 51 % от общего количества выполненных. На втором этапе эксплуатации на первые роли выходят операции по промывке скважин от солеотложений - 30 % от всех ГТМ, ГКО и дострелы, соответственно 13 % и 12 % от общего объема выполненных мероприятий. На третьем этапе основное внимание уделяется операциям по соляно-
глинокислотным обработкам пласта, их доля составляет 43% от всех проведенных обработок. В то же время во многих случаях кислотные обработки сочетали с другими видами воздействия, применяли множество различных технологических схем, по которым, как правило, выполнено значительно меньшее количество обработок.
Анализ эффективности ГТМ по интенсификации притока по добывающим скважинам, находившимся перед вводом в эксплуатацию в бездействии, простое или контрольном фонде показал, что в целом успешность таких мероприятий составляла 85,7 %. Средние приросты дебетов на одну скважи-но-операцию составляли 6,1 т/сут, а средняя дополнительная добыча нефти по ним получена в объеме 3,3 тыс. т.
Наибольшая эффективность отмечается для работ, связанных с достре-лами новых интервалов. Для скважин, находившихся в бездействии перед ГТМ, это так же характерно: прирост дебитов изменяется от 42 до 134 т/сут на первом и втором этапах и составляет 4,5 т/сут на третьем (рассматриваемом) этапе эксплуатации.
При анализе эффективности работ по увеличению приемистости на нагнетательном фонде скважин отмечаются те же тенденции, что и для добывающего фонда скважин, которые заключаются в том, что наиболее эффективны кислотные обработки (СКО и ГКО). Причем максимальный эффект отмечается для работ по ГКО, ГКО с дострелом, СКО в комплексе с гидровоздействием.
Работы по ограничению водопритока (РИР) со стороны добывающих скважин являются одним из основных видов мероприятий в условиях разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам нефтяных залежей с высокой обводненностью добываемой продукции.
Анализ эффективности проведенных работ проводился на основе соответствующих технологических схем проведения работ:
- отсечение обводненного интервала цементным мостом;
- отсечение обводненного интервала с реперфорацией;
- перевод на Б8;
- изоляция обводненного интервала цементной заливкой с предварительной установкой гидроэкрана;
- ликвидация заколонных перетоков путем нефтецементной заливки;
- изоляция обводненного интервала реагентом АКОР;
- изоляция обводненных интервалов методом закачки ВУСов; изоляция обводненных интервалов с установкой клапана-отсекателя.
Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн проводилась как чисто цементной заливкой, в том числе нефтецементной, так и с предварительной установкой гидроэкрана. Эффективность работ по рассматриваемому этапу эксплуатации залежи: всего проведено 45 обработок; успешность - 55,6 %; прирост дебита на 1 эффективную обработку 9,4 т/сут. Объем до-
полнительной добычи нефти на 1 выполненную обработку 4,9 тыс. т. Таким образом, наблюдается тенденция изменения эффективности по этапам, аналогичная для работ по РИР.
Работы по выравниванию профиля приемистости (ВПП) на залежах БВ8 и БВ9 Аганского месторождения применяются с 1987 года.
Одна из первоочередных задач, которую решают методы выравнивания профиля приемистости - изменение фильтрационных потоков нагнетаемого агента с целью вовлечения в процесс разработки запасов, сосредоточенных в пропластках и зонах, не охваченных выработкой.
Для проведения ВПП использовались 11 различных технологий на основе водных суспензий древесной муки и глинопорошка, полимер-дисперсного осадка, водных растворов силиката натрия и хлорида кальция (соляной кислоты), сернокислого алюминия, хлорида кальция и щелочей (кальцинированной или каустической соды и др. Необходимо отметить, что на начальных стадиях применения технологии закачки потокоотклоняющих реагентов в нагнетательные скважины эффективными оказались даже наиболее «простые» монотехнологии такие, как сульфатно-содовая смесь с хлористым кальцием, жидкое стекло с хлористым кальцием.
На более поздних стадиях эксплуатации, когда обводненность добываемой продукции достигает 95-97 %, максимальной становится степень про-мытости фильтрационных каналов, эффективность монотехнологий снижается, и на первый план выходят комплексные технологии, включающие в себя 2-3, а иногда до 5 монотехнологий.
Дополнительная добыча нефти от мероприятий по ВПП в год их максимального внедрения 2001-2002 гг. по залежи БВ8 составила 378 тыс. т. При этом средний объем закачки потокоотклоняющего реагента составил 200-900м3 на скважину, а максимальный эффект от проведенных мероприятий наступил в 2003-2005г.г.
По пласту БВ9 за период 2001-2002г.г. от применения технологии ВПП получено 54 тыс. т. дополнительной нефти.
При планировании дальнейших работ по ВПП необходимо учесть то, что при продолжающемся нарастании обводнения объектов разработки эффективными будут комплексные обработки скважин. Основное внимание при выборе реагентов должно быть сделано на применение покоотклоняющих технологий: обратные эмульсии, гелеобразующие составы, осадкообразую-щие силикаты и т.п.
Активное разбуривание залежи нефти Аригольского месторождения осуществляется с 2000г.
В период 2002-2005г.г. на месторождении было проведено 115 геолого-технологических мероприятий в 66 скважинах, применялись следующие методы интенсификации добычи нефти:
• гидроразрыв пласта - 50%;
• оптимизация режима работы скважин - 31%;
• интенсификация притока (ОПЗ) -8%;
• ликвидация аварий - 8%;
• зарезка боковых стволов - 3%.
Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий за период 2002-2005 гг. составила 519,1 тыс. т. (или 17,2% от всей добычи нефти за рассматриваемый период), на одну скважино-операцию приходится 4,5 тыс. т. нефти.
Успешность работ, проводимых на месторождении, достаточно высокая -из 115 проведенных ГТМ положительный результат был получен в 108 операциях, или 93,9%. Наибольшей успешностью характеризуется ГРП (100%) и оптимизация режимов работы скважин (91.7%), успешность операций по интенсификации притока нефти и ликвидации аварий несколько ниже - 77,8% и 55,6% соответственно. В 2004г. дополнительная добыча нефти составила 221,5 тыс. т на 44 скважино-операций, в 2005г. количество проводимых ГТМ снизилось до 36 скважино-операций, а дополнительная добыча нефти составила 175,5 тыс.т.
Проведенный анализ выполненных ГРП показал, что с 2004 года на Ари-гольском месторождении технология проведения ГРП изменилась, стали применять болыыеобъемные ГРП (объем проппанта более 40 т).
Обводненность многих скважин после проведения ГРП стала резко расти. Из 40 скважин, на которых было проведено болыпеобъемное ГРП резко обводнилась 21 скважина (52,5%)
Кроме того, коллектор залежи характеризуется высокой неоднородностью по толщине. Значительная доля прослоев имеет малую толщину и высокие пористость и проницаемость. Эти прослои являются потенциальными кандидатами на опережающее обводнение продукции скважин, поскольку имеют высокую гидропроводность и небольшие запасы.
В связи с этим существует два основных пути обводнения:
- скважины обводняются в результате прорыва воды от нагнетательных скважин по высокопроницаемым пропласткам, вследствие ГРП.
- обводнение скважин происходит в результате прорыва законтурных
вод.
Активное проведение ГРП в краевых зонах пласта и в зонах с повышенной гидропроводностью, без учета динамики текущего продвижения фронта обводнения также явилось одной из основных причин быстрого обводнения пласта.
Таким образом, материалы представленные в третьей главе показывают,
что:
- при благоприятных условиях в России использование МУН в ближайшее время может существенно повлиять на развитие нефтяной промышленности и предотвратить тенденцию падения добычи нефти;
- анализ работ по повышению нефтеотдачи и проведению обработок скважин, выполненных на месторождениях с низкой начальной нефтенасы-щенностью, высокой степенью выработки, низкопроницаемыми коллекторами (Суторминском, Аганском и Аригольском) показывает, что есть все основания для успешного и эффективного применения как различных физико-химических, так и других технологий воздействия на ПЗП скважин и пласт в целом в целях повышения эффективности разработки и увеличения уровней добычи нефти
В четвертой главе изложены результаты разработки и использования методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения, рассмотрены условия и критерии применения метода нестационарного воздействия, представлены результаты анализа объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости метода нестационарного воздействия.
В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои могут оказаться не охваченными заводнением на 20-50% и более. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, мальм охватом пласта заводнением. За счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все большее количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.
Впервые предположение об эффективности нестационарного воздействия заводнением на нефтяную залежь было высказано М.Л. Сургучевым в конце 50-х годов, после получения результатов анализа реконсервации залежи пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и заводнения основного пласта Ново-Степановского участка Калиновского месторождения, разработка которого по техническим и природно-климатическим причинам носило периодический характер.
Циклический (нестационарный) метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движение пластовых флюидов. Практически всегда нестационарное заводнение применяется в комплексе с технологиями изменения направления фильтрационных потоков, что приводит к одновременному увеличению охвата пласта заводнением по толщине и площади. При этом эффект от нестационарных процессов в пласте дополняется эффектом от изменения направления фильтрационных потоков.
С 1965г. разработка метода ведется в трех направлениях: теоретическое изучение, лабораторно-экспериментальные исследования и проведение опытных работ в промысловых условиях, результаты которых изложены в
работах Боксермана A.A., Борисова Ю.П., Вашуркина А.И., ГавурыВ.Е., Горбунова А.Т., Девятова В.В., Жданова С.А., Желтова Ю.П., Муслимова Р.Х, Оганджанянца В.Г. Садчикова П.Б., Сургучева M.JI., Хисамутдино-ва Н.И., Цинковой O.E., Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н. и многих других.
Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.
Анализ литературных источников, посвященных теме нестационарного заводнения, показал, что области эффективного применения метода достаточно широки. Метод циклического заводнения применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Возможно применение метода и на сильно обводненных месторождениях даже после наступления предела рентабельности эксплуатации скважин. Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов.
Промысловый опыт и литературные данные показывают, что циклическое заводнение при постоянных значениях амплитуды изменения давлений в пласте и времени полуциклов в течение 1-4 лет перестает давать эффект. Кроме того, применение метода в условиях коллекторов Татарии и Западной Сибири позволяет рассчитывать на повышение нефтеотдачи в среднем на 6-8% на первой стадии разработки, на 4-5% - на второй стадии и на 1-3% - на завершающих стадиях.
Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвле-каемыми запасами нефти в работе предлагается проводить нестационарное заводнение в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленными на снижение слоистой неоднородности и повышение охвата пласта, которые позволят интенсифицировать вытеснение нефти из низкопроницаемых пропластков, с одной стороны, и ограничить непроизводительную закачку воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.
Анализ литературных данных показывает, что эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, однако, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.
В связи с этим в ОАО «ВНИИнефть» были разработаны методические положения критериального выбора пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарно-26
го заводнения. На основании этой методики была проведена классификация месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости нестационарного заводнения, подготовлена программа реализации этого метода на месторождениях района, а затем организованы и проведены промышленные работы.
Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему.
Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) - песча-нистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта.
Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости - менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.
Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывалось на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.
По состоянию на 01.01.2006г., ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» разрабатывает 28 месторождений, включающих 37 объектов разработки. Геолого-физические характеристики объектов разработки для проведения классификации брались из имеющихся проектных документов. При отсутствии некоторых параметров проводились расчеты по первичным геолого-физическим материалам, взятым из подсчета запасов.
При первоначальном анализе объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» учитывались размеры залежей, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые 1-3 скважинами и имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитывались. В итоге было выделено 14 месторождений, включающих 22 объекта разработки.
По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты были разделены на 4 степени предпочтительности (см. табл. 1):
- высокая степень предпочтительности (0,6-1) -10 объектов разработки;
- средняя степень предпочтительности (0,4 - 0,59) - 5 объектов разработки;
- низкая степень предпочтительности (0,15 - 0,39) - 5 объектов разработки;
- не пригодные для нестационарного заводнения - 2 объекта разработки.
Таким образом, проведенная классификация объектов разработки на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» показала возможность применения нестационарного заводнения на 15 объектах разработки (высокая и средняя степени предпочтительности). Дальнейшие исследования показали, что эффективность нестационарного воздействия может быть существенно повышена за счет его использования в комплексе с адресными обработками скважин. Особое значение эта технология имеет для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.
Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноиз-влекаемыми запасами нефти была предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.
В пятой главе изложены основные результаты лабораторных исследований по обоснованию оптимальных составов композиций для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости скважин, а также композиций для перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости.
Обзор геологического строения продуктивных пластов и анализ состояния разработки Суторминского, Аганского и Аригольского месторождений, представленные в предыдущих главах, позволили выявить основные особенности разработки этих месторождений и наметить основные направления работ по улучшению состояния призабойных зон пластов путем применении тех или иных технологий, разработанных либо адаптированных к конкретным условиям месторождений.
Основной задачей кислотной обработки (КО) скважин является восстановление коллекторских свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП) за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматируюпщх твердых частиц естественного и техногенного происхождения, улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной ширине пласта.
Для повышения продуктивности и приемистости скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов были проведены исследования по оценке возможности применения катионных ПАВ (гидрофобизаторов) как само-28
стоятельно, так и в составе кислотных композиций; исследована возможность получения кислотных композиций на основе сухих химреагентов.
Применение технологий, направленных на выравнивание профилей приемистости, перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции является одним из направлений повышения технико-экономических показателей разработки, особенно при разработке месторождений на поздней стадии, характеризующейся отбором большого количества попутной воды. Механизм действия подобных технологий основан на создании в высокопроницаемых обводненных пропласт-ках продуктивного пласта водоизолирующих и потокоотклоняющих барьеров и перераспределении потоков нагнетаемой воды, как по толщине пласта, так и по его простиранию.
Улучшение соотношения вязкостей и частичное выравнивание профилей приемистости и отдачи, как свидетельствует накопленный огромный лабораторный, промысловый и теоретический материал, позволяет в достаточной мере повысить эффективность разработки нефтяных месторождений и конечную нефтеотдачу пласта.
Таблица 1
Классификация объектов разработка ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по степени предпочтительности технологии нестационарного заполнения
№ п/п Месторождение Объект Степень предпочтительности по блок-схеме Нагнетательный фонд по объекту на 01.11.2005 г. Поправ, коэффициент нагнетательного фонда Поправ, коэффициент по запасам Диапазон (средневзвешенное значение), Кпр, мД Поправ, коэффициент по проницаемости Степень предпочтительности итоговая (с учетом
всего под закачкой ш коэф< >прав. жциеята)
1. Кетовское БВМ 0,6 19 17 +0,1 0 1,0-772,0 (160,9) +0,2 0,9 высокая
2. Ватинское АВ,.г 0,4 126 90 +0,1 +0,2 1,0,1584,9(312,5) +0,2 0,9
3. Северо-Ореховское АВ,.3 0,6 22 20 +0,1 -0,2 0,94-2035,0(291,9) +0,2 0,7
4. Ново-Покурское ЮВ,' 0,6 19 17 +0,1 0 0,3-50,2(15,4) 0 (ГРП) 0,7
5. Аригольское ЮВ, 0,6 22 20 +0,1 0 0,3-55 (25,2) 0 (ГРП) 0,7
6. Ватинское БВ, 0,4 42 32 +0,1 0 1,0-1258,9(316,6) +0,2 0,7
7. Северо-Покурское БВ, 0,5 20 19 +0,1 0 0,2-411,7(58,7) +0,1 0,7
8. Мегионское ав,.2 0,4 29 23 +0,1 0 0,01-415,0 (64,4) +0,1 0,6
9. Ново-Покурское ЮВ/ 0,4 67 65 +0,1 +0,1 0,6-20,4 (8,4) 0 (ГРП) 0,6
10. Западно-Асомкинское ЮВ, 0,5 20 18 +0,1 0 1,5-103,0 (25,2)_ 0(ГРП) 0,6
11. Кетовское ЮВ, 0,6 31 5 -0,1 0 0,4-101,5 (9,1) 0 (ГРП) 0,5 средняя
12. Северо-Покурское АВ,.2 0,4 94 91 +0,1 +0,1 0,48-3474,0 (459,7) -0,1 0,5
13. Аганское БВ, 0,2 196 163 +0,1 0 2,0-1401,0(341,7) +0,2 0,5
14. Покамасовское ЮВ,1 0,3 76 43 +0,1 0 3,0-162,0 (74,4) 0(ГРП) 0,4
15. Аганское БВц.21 0,6 17 13 -0,1 -0,1 0,26-19,14(6) 0 0,4
16. Южно-Покамасовское ЮВ,' 0,6 11 11 -0,1 -о а 0,5-25,6 (10,1) 0 (ГРП) 0,3 1 низкая 1
17. Северо-Островное юв. 0,4 5 5 "0,1 0 0,34-16,5 (7,9) 0 (ГРП) 0,3
18. Северо-Покурское БВ« 0,3 23 17 +0,1 0 0,4-4459,0 (332,5) -0,1 0,3
19. Мыхпайское АВ.л 0,4 18 12 -0,1 -0,2 0,53-638,4(49,1) +0,1 0,2
20. Ватинское ЮВ, 0,15 35 32 +0,1 -0,1 0,9-237,7 (38,4) 0 (ГРП) 0,15
21. Западно-Асомкинское БВ,0 0,4 3 3 - - 28,6-499,5 (196,7) +0,1 - не пригодные
22. Южно-Аганское ЮВ, 0,2 13 6 -0,1 -0,2 0,6-65,2(18,0) 0 (ГРП) -
Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла, а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.
В качестве композиций для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости скважин были рассмотрены водные растворы КПАВ типа ИВВ-1, представлен механизм взаимодействия КПАВ с пластовыми флюидами и породой.
Реагент ИВВ-1 может быть отнесен к активному ПАВ, поскольку к этому виду относят ПАВ, снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью с 25-30 до единиц и менее мН/м.
Проведенные лабораторные опыты с водными растворами КПАВ на насыпных пористых средах из полимиктового песка с проницаемостью 0,200,27 мкм2, пористостью 0,35-0,37 при температуре 85°С показали (соответствует средней пластовой температуре в призабойной зоне добывающих скважин Суторминского месторождения), что в интервале концентраций КПАВ 0,1-0,25% подвижность воды после обработки пористой среды водными растворами катионных ПАВ мало (на 5-15%) отличалась от подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности, что позволяет именно на эти величины концентраций КПАВ ориентироваться при подготовке практических рекомендаций при разработке технологи обработки добывающих скважин.
Актуальность работ по созданию новых кислотных композиций для повышения производительности скважин связана с возможностью совместить в одной композиции две функции- агента повышающего вытесняющие свойства закачиваемого агента и кислоты, растворяющей породу с более глубоким проникновением в пласт.
Для адаптации кислотных композиций к условиям месторождений ОАО "Ноябрьскнефтегаз" и исходя из фактического наличия химреагентов для исследований была взята композиция следующего состава %об.):
- Нефтенол ВВД (по товарному продукту) - 5-20;
- соляная кислота (12%) - 80-90.
С целью снижения межфазного натяжения на границе раздела композиции с нефтью в систему вводилось катионоактивное ПАВ - ИВВ-1, которое также является ингибитором коррозии скважинного оборудования. Исследования, проводимые при температурах 20-90°С и минерализации пластовой воды 18 г/л, показали стабильность композиции как при 20°С, так и при 90°С.
По данным экспериментальных фильтрационных исследований, проведенных на насыпных моделях пласта и на реальном керновом материале в диапазоне проницаемостей от 30 до 500 мкм2 установлено, что применение ПАВ-кислотных композиций приводит к эффективному вытеснению остаточной нефти из пористой среды (до 50%), а следовательно возрастанию во-
допроницаемости. При этом извлечение остаточной нефти (от 8% до 15%) начинается после закачки 0,6 V пор кислотной композиции.
Поскольку при освоении и разработке месторождений Западной Сибири часто возникает проблема с доставкой и транспортировкой жидких химреагентов, таких например, как соляная кислота и т.п. В этой связи была поставлена задача создания кислотной композиции на основе имеющихся в производстве сухих химреагентов.
В качестве основных компонентов для кислотного состава были выбраны бифторид фторид аммония (БФФА) и сульфаминовая кислота (САК). Подбор соотношения компонентов в кислотном составе осуществлялся при суммарной концентрации компонентов 5, 10 и 20%. При этом соотношение компонентов определялось, исходя из их эквивалентных масс.
В ходе исследований было получено, что наиболее оптимальным соотношением компонентов в кислотном составе является соотношение БФФА:САК=1:3. При этом рабочая концентрация кислотного состава должна составлять 10-15%, т.к. низкие концентрации недостаточно эффективны, а высокие могут привести к повышенному образованию геля кремниевой кислоты, отрицательно влияющего на коллекторские свойства пласта. Дня предотвращения образования осадка приготовление кислотных растворов необходимо проводить на пресной воде.
В целях изучались снижения межфазного натяжения на границе раздела водного раствора кислотного состава с нефтью изучались образцы анионоак-тивных ПАВ (МЛ-80), катионоактивных ПАВ (ИВВ-1), неионогенных ПАВ (АФ9-12) и комбинированных ПАВ (Синол-Кам, Нефтенол ВВД). В результате исследований для дальнейших фильтрационных исследований была рекомендована кислотная композиция с минимальным межфазным натяжением, содержащая 10% кислотного состава при соотношении БФФА:САК=1:3 с добавкой комбинированного ПАВ Синол-Кам в концентрации 1% по товарной форме.
Проведенный фильтрационный эксперимент на реальном керновом материале, отобранном из продуктивных пород пласта АСю ЮжноПриобского месторождения, показал, что после обработки образца керна кислотной композицией его проницаемость по воде увеличилась на 17,1%, кроме того было отмечено снижение остаточной нефтенасыщенности. Прирост коэффициента вытеснения составил 3,4%.
Наряду с уже использующимися на месторождениях страны технологиями и композициями для перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости необходимо проводить исследования и опытно-промышленные испытания новых химреагентов, разрабатываемых для нужд нефтяной промышленности.
В целях выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин с пластовыми температурами до 80°С в лабораторных условиях проводились оценка возможности использования эмульгатора Нефтенол НЗ, Нефтехим, ЭКС-ЭМ марки Б для получения обратных эмульсий и исследо-32
вание фильтрационных и нефтевытесняющих свойств полученных композиций.
Проведенные физико-химические исследования показали, что обратные эмульсии на основе 2-4% Нефтенола НЗ с концентрацией хлористого кальция в растворе 4% являются стабильными в течение 0,5-2,5 сут при температуре 65°С и при этом обладают наибольшей вязкостью (75,5 мПахс). При повышении температуры до 80°С стабильность обратной эмульсии на основе Нефтенола НЗ существенно уменьшается и составляет 4 часа.
Результаты исследования реологических свойств обратных эмульсий на основе Нефтехима показали, что эмульсии на основе данного ПАВ менее стабильны и обладают более низкими значениями эффективной вязкости, чем системы на основе Нефтенола НЗ. Кроме того, при изменении концентрации ПАВ в эмульсии от 2 до 4% вязкость последней практически остается неизменной.
Фильтрационные эксперименты, проведенные по общепринятым методикам, показали, что снижение подвижности при закачке систем с содержанием 2% Нефтенола НЗ составляло в среднем всего 2,1 раз, в то время как, для систем с содержанием 3 и 4% ПАВ это значение равнялось 14,3 и 12,0, соответственно. При этом наибольший коэффициент изоляции также был получен для системы с 2% Нефтенола НЗ (снижение подвижности составило 2,1), а для 3 и 4 % - 1,66 и 1,41.
Характер фильтрации и довытеснения остаточной нефти при экспериментах с обратными эмульсиями на основе Нефтенола НЗ, стабильного бензина, хлористого кальция и воды при 45°С представлен на рис. 3.
Рисунок 3. Изменение подвижности и коэффициента вытеснения от объема прокачки (Нефтенол НЗ - 2%; стабильный бензин - 20%; СаС12 -4%; остальное - вода 16 г/л )
На основании проведенных физико-химических и фильтрационных исследований было получено, что наиболее оптимальной системой является эмульсионная система с концентрацией Нефтенола НЗ - 2%.
Поскольку исследования термоустойчивости обратных эмульсий на основе Нефтенола НЗ показали, что время существования эмульсии при 80°С
составляет не более 4 часов, то в целях увеличения времени стабильности обратной эмульсии при повышенных температурах, дальнейшие исследования проводились с ПАВ-эмульгатором ЭКС-ЭМ, разработанным в ЗАО «По-лиэкс» (г. Пермь).
Создание обратных эмульсий проводилось на основе маслорастворимого эмульгатора ЭКС-ЭМ, стабилизатора обратных эмульсий (хлористый кальций), углеводородной фазы (стабильный бензин, нефть - 2,2 мПахс, смесь керосина с толуолом) и минерализованной воды (16 г/л).
В исследуемом диапазоне концентраций ПАВ (1-4%) и температур (20-80°С) были получены обратные эмульсии, стабильные в зависимости от температуры от нескольких часов до нескольких суток. Измерения вязкости обратной эмульсии следующего состава, %: эмульгатора ЭКС-ЭМ - 1-3, нефти - 20, 3% СаС12 - 0,5 и остальное вода с минерализацией 16 г/л при разной температуре (20, 60 и 80°С) и скорости сдвига 73,2 с"1 показали, что вязкость обратной эмульсии составляет 31,5-235,8 мПа*с и увеличивается с ростом концентрации эмульгатора.
Для дальнейших фильтрационных исследований рекомендуется следующий состав обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатора ЭКС-ЭМ -3, СаС12 - 3, нефти - 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.
Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводилась на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см, проницаемость составляла 0,35-0,42 мкм2. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный керн пласта Бз Самотлорского месторождения. Подготовка к опытам и их проведение осуществлялось по стандартным методикам.
Температура проведения опытов составляла 60 и 80°С, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 часов.
В результате экспериментов получено (рис. 4), что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21-0,32 (конечный коэффициент вытеснения нефти рассчитывался с учетом привнесенного в пористую среду углеводорода, находящегося в составе закачиваемой эмульсионной системы).
Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составляет 1,93-2,07 при температуре опытов 80°С и 2,35-2,54 - при 60°С, то есть изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах.
о
О 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Объем прокачки, Упор * относ шдльная подвижность -^^кээффициеш'вьпБСнения
Рисунок 4. Изменение подвижности и коэффициента вытеснения
от объема прокачки при температуре 80°С (Эмульгатор ЭКС-ЭМ
- 2%; нефть - 20%; СаС12 - 3%; остальное - вода 16 г/л )
Полученные результаты дают основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.
Таким образом, в результате проведенных лабораторных исследований получено, что
- в интервале концентраций КЛАВ ИВВ-1 0,1-0,25% подвижность воды после обработки пористой среды водными растворами катионных ПАВ мало (на 5-15%) отличалась от подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности, что позволяет именно на эти величины концентраций КЛАВ ориентироваться при подготовке практических рекомендаций при разработке технологи обработки добывающих скважин.
- ПАВ-кислотная композиция (Нефтенол ВВД+соляная кисло-та+ИВВ-1) приводит к эффективному вытеснению остаточной нефти из пористой среды (до 50%), и, следовательно, возрастанию водопроницаемости.
- на основе бифторид фторид аммония (БФФА) и сульфаминовая кислота (САК) получена кислотная композиция для обработки терригенных коллекторов в условиях, характерных для месторождений Западной Сибири,
- для обработок нагнетательных скважин в целях перераспределения фильтрационных потоков в ходе реализации комплексной технологии может быть использована ОЭ следующего состава (% масс.): эмульгатор - 3; нефть - 20; СаСЬ - 3; остальное - вода с минерализацией 16 г/л.
В шестой главе изложены результаты применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и технологий обработок скважин на месторождениях Западной Сибири, представлены результаты анализа применения обработок призабойных зон скважин на пластах с низкой начальной нефтенасыщенностью Суторминского месторождения, показаны результаты применения комплексной технологии воздействия на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения и результаты применения комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов в условиях опережающего обводнения пласта ЮВ1 Аригольского месторождения.
Проблемам увеличения эффективности разработки Суторминского месторождения уделялось большое внимание с самого начала разработки.
Рассмотрим результаты работ, выполненные с непосредственным участием автора на Суторминском месторождении.
В среднем за период 1990-95г.г. проводилось 325 обработок в год, причем от 60 до 85% (в среднем 73%) ОПЗ приходится на нагнетательные скважины. Некоторый спад в количестве обработок приходится на 1993-94 гг., что объясняется экономическими причинами (табл.2).
На месторождении применялись следующие виды обработок:
УПД - увеличение продуктивности добывающих скважин;
ОВП - ограничение водопритока в добывающих скважинах;
УПН - увеличение приемистости нагнетательных скважин;
ВПП - выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Таблица 2
Количество обработок по классам
Показатели Количество обработок, шт.
1990 1991 1992 1993 1994 1995
УПД 64 55 133 113 53 98
ОВП 5 2 4 - - -
УПН 221 252 129 74 29 149
ВПП 35 73 79 96 149 193
Всего 325 382 345 283 231 386
Из представленных данных видно, что обработки класса ОВП практически не нашли применения на Суторминском месторождении. Количество обработок класса УПД составляет в среднем 85 в год. Количество обработок класса УПН снижается в 1993-94г.г. Вместе с тем видно, что количество обработок класса ВПП растет с 35 в 1990г. до 193 в 1995г. В 1993-95г.г. обработки класса ВПП становятся главенствующими сравнительно с другими
классами. Это хорошо согласуется с динамикой технологических показателей разработки и объясняется тем, что при интенсивной системе заводнения в период падающей добычи наиболее эффективны работы по регулированию разработки со стороны линии нагнетания.
Подавляющее большинство обработок ВПП проведено с применением двух групп химкомпозиций: гелеобразующие составы на основе полиакри-ламида ПАА (полимерные системы) и эмульсионные составы на основе Нефтехима, Нефтенола НЗ и Эмультала (эмульсионные системы). Прочие химкомпозиции для выравнивания профиля приемистости применялись в единичных случаях. К ним относятся такие композиции, как сульфонол + хлористый кальций, тринатрийфосфат, карбамид, хлористый алюминий, цеолиты.
Все эмульсионные системы, применявшиеся на Суторминском месторождении, защищены авторскими свидетельствами и патентами с участием автора.
Основное отличие этих двух групп заключается, прежде всего, в том, что эмульсионные системы могут быть разрушены и позволяют несколько увеличить коэффициент вытеснения. Всего с 1990 по 1995г. было проведено 275 обработок эмульсионными системами и 296 полимерными, что позволило дополнительно отобрать соответственно 327 и 264 тыс. т. нефти или 1189 т. на одну обработку в первом случае и 892,1 т. во втором (таблица 3).
Таблица 3
Технологическая эффективность проведения работ по выравниванию профиля приемистости
Показатели Дополнительная добыча нефти
1990 1991 1992 1993 1994 1995
Дополнительная добыча нефти всего: - полимерные - эмульсионные 13898 3902 27252 102499 88944 27615
70079 50853 34226 13205 132289 26405
Дополнительная добыча нефти на одну обработку: - полимерные - эмульсионные 1385 3185 195 1017 649 925 1314 1100 1186 1788 389 330
Таким образом, внедрение эмульсионных систем позволило не только расширить область применения загущающих агентов, но повысить технологическую эффективность, которая составила около 82 тыс. т нефти. В 1996г. было проведено в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" 1823 обработки на 1186 скважинах. На Суторминском месторождении обработано 108 добывающих и 202 нагнетательных скважины. При этом количество обработок составило соот-
ветственно 114 и 308. С целью выравнивания профиля приемистости проведено 192 обработки на 112 скважинах, а для увеличения приемистости 116 обработок на 90 скважинах. Дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 59,6 тыс.т., а по нагнетательным 211,1 тыс.т., в т. ч. за счет выравнивания профиля приемистости 172,3 тыс.т.
При обработках добывающих скважин наибольшая эффективность была получена от закачки соляной кислоты с добавками гидрофобизатора ИВВ-1 и Нефтенола ВВД - 551 т нефти на обработанную скважину и грязекислот-ных обработок - 423 т на скважину.
Наибольший эффект от обработок нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости была достигнута от комбинированных технологий (микроэмульсия + полимер) - 1108 т/скв., закачки микроэмульсии - 1032 т/скв. и ВУСов - 880 т/скв. Для увеличения приемистости в 1996г. наиболее значительный эффект был достигнут от солянокислотных обработок с добавками гидрофобизатора и Нефтенола ВВД - 388 т на одну скважину.
Выбор участков для реализации комплексной технологии воздействия (нестационарного заводнения с адресными обработками скважин) на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения осуществлялся на основе анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин
Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.
В результате проведенных расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б8 Аганского месторождения составляет 3,5 мес.
В рамках составления «Программы работ...» был проведен расчет среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, а поскольку все нагнетательные скважины в полуцикле закачки должны работать с предположительно максимальной приемистостью, то объемы закачиваемой воды по выбранному опытному участку пласта BBg были скорректированы на основании реальных возможностей системы ППД.
Для увеличения эффективности процесса нестационарного воздействия на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте в целях повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и
по площади, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.
Планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось на основе проведенного анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.
Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аган-ского месторождения (объект БВ8) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата в июне 2005г., технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения в соответствии с РД-153-39.1-004-96, оценивается в количестве 25125 тонн дополнительно добытой нефти, по состоянию на 01.05.06г. (рис. 5)
Рисунок 5. Характеристика вытеснения <2н=А+Вх1п(2ж по опытному участку Аганского месторождения
В ходе реализации комплексной технологии были выполнены адресные обработки 5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200м3 на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от 10 до 21,7 м3/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800м3.
В результате проведенных обработок нагнетательных скважин по окружающим реагирующим добывающим скважинам на 01.05.06г. было получено (по методу характеристик вытеснения) дополнительно 12972 т. нефти, т.
е. 2594 т. дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т. дополнительной нефти на 1м3 закачанной обратной эмульсии).
В целях совершенствования процесса разработки низкопроницаемого пласта ЮВ| Аригольского месторождения и подготовки соответствующей программы работ был проведен анализ причин опережающего обводнения, который выполнялся на основе детального изучения процесса разработки, построения карт проницаемости, песчанистости, эффективных и нефтенасыщен-ных толщин пласта, гидропроводности, распределения по площади залежи геологических параметров, остаточных извлекаемых и геологических запасов, нефтенасыщенности.
Анализ карты текущей обводненности пласта за период 2003-2005г.г. показывают, что по состоянию на 01.01.04г. залежь пласта ЮВ1 была не обводнена, за исключением района скв. 249 (обводненность 22,3%), расположенной в центральной части залежи. Продвижение фронта законтурной воды было на тот момент достаточно равномерным.
Анализ данных, показывает, что по состоянию на 01.01.06г. картина обводнения залежи существенно изменилась - появились сильно обводненные участки пласта (вплоть до 80%.), среди которых можно выделить четыре основные зоны:
1. Зона обводнения в центральной и восточной частях залежи: р-н скважин 248-249, скв. 258, скв. 313, скв. 305.
2. Зона обводнения в северной части залежи; р-н скважин 230, 225 и р-н скважин 209,216.
3. Зона обводнения в западной части залежи: р-н скважин 408,409.
4. Зона обводнения в южной части залежи: р-н скважин 329,331.
Проведенный анализ степени выработки объекта эксплуатации и причин
раннего обводнения скважин показал, что:
- коллектор залежи характеризуется высокой неоднородностью по толщине. Показано, что значительная доля прослоев имеет малую толщину и высокие пористость и проницаемость. Эти прослои являются потенциальными кандидатами на опережающее обводнение продукции скважин, поскольку имеют высокую гидропроводность и небольшие запасы.
- в ряде скважин при незначительных накопленных отборах запасов обводненность достигает высоких значений. В основном это происходит на скважинах после проведения ГРП, которые выполнялись в 2004-2005г.г. (с закачкой более высоких объемов проппанта).
На основании анализ состояния разработки участков быстрого обводнения пласта ЮВ1 Аригольского месторождения и в целях устранения негативных процессов, связанных с опережающим обводнением продукции скважин была разработана программа работ, включающая в себя проведение мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин в зонах интенсивного обводнения, оптимизацию давлений нагнетания, в особенности для скважин «проблемных» зон. В рамках осуществления 40
данной программы определены скважины, на которых рекомендуется проведение работ по ликвидации заколонных перетоков.
Реализация комплекса мероприятий по повышению эффективности процесса разработки пласта ЮВ] Аригольского месторождения бьша начата с выбора опытных участков и проведения работ по адресным обработкам скважин. Выбор участков осуществлялся на основе анализа текущего состояния разработки, результатов определения причин опережающего обводнения продукции скважин, карт плотности остаточных подвижных запасов, распределения нефтенасыщенности, результатов комплекса геофизических исследований скважин (ГИС-контроля) и т.д.
В ходе работ на 4-х опытных участках Аригольского месторождения с целью перераспределения фильтрационных потоков обработано 10 нагнетательных скважин, в том числе проведено 13 обработок по следующим технологиям: гелеобразующие составы (ГОС) - 6 обработок, гидрофобные эмульсионные системы (ГФЭ) - 5 обработок, кислотные обработки (ГКО) - 2 обработки.
Общая технологическая эффективность проведенных ГТМ на 01.01,2007г. составила более 11 тыс. т дополнительно добытой нефти.
Аналогичные работы по испытанию комплексной технологии в период 2005-2006г.г. было осуществлено на 8-ми участках, расположенных на 6-ти месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», результаты внедрения комплексной технологии (по состоянию на 01.01.2007г.) представлены в табл. 4.
Анализ полученных результатов и технологических показателей опытных участков показал эффективность применения технологии нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин в условиях месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и подтвердил правильность как выбора объектов разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.
Реализация технологии осуществлялась на основании специально разработанных программ, учитывающих конкретные геолого-физические условия и состояние разработки каждого из участков. Благодаря этому, осуществление технологии нестационарного заводнения и адресным обработкам скважин на опытных участках позволило улучшить показатели эксплуатации, стабилизировать обводненность продукции скважин, увеличить добычу нефти.
К положительным результатам выполняемых работ относятся также существенное сокращение объема закачиваемой и попутно добываемой воды, а так же, как отмечалось выше, вовлечение в разработку ранее недренируемых запасов нефти.
Результаты внедрения комплексной технологии на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (по состоянию на 01.01.2007 г.)
Месторождение, пласт Технологическая эффективность, т
Нестационарное ОПЗ (ВПП, Всего
заводнение ИНТ)
Аганское Б8 15150 19348,1 34498,1
Мегионское А|.2 7840,6 7232,6 15073,2
Ватинское Ац 34674,8 1109,7 35784,5
Северо-Ореховское А|.з не проводилось 278,7 278,7
Аригольское Ю[ не проводилось 11301,6 11301,6
Покамасовское Ю| 1511,4 3059,4 4570,8
Мегионское Бш 17808,7 17808,7
Северо-Покурское А1.2 16187,7 не проводилось 16187,7
Итого: 93173,2 42330,1 135503, 3
В седьмой главе приведены перспективы применения комплексов технологий в связи с ухудшением структуры запасов в процессе разработки.
При планировании работ на перспективу с учетом выработки объектов разработки очень важно использовать не только хорошо зарекомендовавшие себя в прошлом технологии, но и создавать и испытывать новые, которые обеспечат более высокую эффективность выработки запасов при снижении удельных затрат на добычу нефти. Из анализа, представленного в предыдущих главах данной работы, видно, что по мере выработки запасов все большую долю в общем числе обработок составляют работы по снижению обводненности добываемой продукции. Естественно, что эта тенденция будет иметь место и в перспективе. Вместе с тем, технологическая эффективность существующих технологий будет снижаться по следующим двум причинам:
Во-первых, по мере обработки практически всего фонда скважин обработки проводятся на скважинах, где эффективность обработок заведомо ниже, а повторные обработки дают меньший эффект, чем первоначальные.
Во-вторых, доля нефти в добываемой жидкости снижается по мере истощения пластов.
Анализ результатов реализации комплексной технологии, запланированных объемов применения технологий обработок нагнетательных и добывающих скважин и их эффективность позволяют прогнозировать применение технологий ОПЗ скважин в рамках дальнейшего расширения внедрения комплексной технологии на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на период до 2011г.
Прогноз основных технико-экономических показателей осуществлялся исходя из состояния выработки запасов по месторождениям и степени охвата скважин воздействием в предыдущие годы.
Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011г.г. составит 575 тыс. т., средняя удельная дополнительная добыча на одну обработку - 780 т.
Затраты на проведение этих работ составят около 420 млн. рублей. Если исходить из того, что доля предприятия от продажи нефти составляет 10 - 15%, а цена нефти на внутреннем рынке составляет 12000 рублей за тонну, то прибыль от дополнительной добычи составит около 6.9млрд. рублей. Кроме того, увеличение срока работы скважин позволяет решать целый комплекс социальных проблем района, связанный с занятостью населения.
Таким образом, применение методов повышения нефтеотдачи на основе соответствующего научно-методического обоснования выбора наиболее оптимальных технологий позволит существенно повысить эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти за счет применения технологий, обоснованных для конкретных геолого-физических условий выбранного объекта разработки.
Основные результаты и выводы:
1. На основании анализа и обобщения основных параметров сырьевой базы добычи нефти на месторождениях Западной Сибири; выявлены негативные процессы и тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.
2. Уточнены условия эффективного применения методов повышения нефтеотдачи по результатам анализа применения МУН на нефтяных месторождениях Западной Сибири.
3. Выполнена оценка условий и эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождениях с ухудшенными коллекторскими свойствами, низкой начальной нефтенасыщенностью и высокой выработкой пластов (Аригольском, Суторминском, Аганском).
4 Подтвержден алгоритм критериального выбора объектов разработки для применения технологии нестационарного воздействия, определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости технологии.
5. На основе экспериментальных исследований разработаны и испытаны в промысловых условиях новые кислотные композиции с низким межфазным натяжением для интенсификации добычи нефти, составы обратных эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.
6. Полученные результаты и основные выводы диссертационной работы явились основой для составления программ испытания технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением комплекса физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.
7. В результате внедрения положений диссертационной работы для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно получено более 135 тыс. т. нефти, на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» - 110 тыс. т. нефти.
8. Результаты диссертационной работы и полученные выводы являются основой для дальнейшей разработки и внедрения физико-химических технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011г.г. на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составит более 570 тыс.т.
Основные публикации по теме диссертации
1. РД 39-Р-106-91. Инструкция по применению технологии повышения нефтеотдачи с применением бесполимерных эмульсионных составов. - 1991. - 16 с.
2. Горбунов А.Т., Широков В.А., Крянев Д.Ю. Применение катионоак-тивных ПАВ для повышения продуктивности скважин // Нефт. хоз-во. -1992,-№5. -С. 20-22.
3. Состав для повышения нефтеотдачи пласта с использованием эмульгатора Нефтенол НЗ / Е.Г. Гаевой, P.C. Магадов, Д.Ю. Крянев и др. // Сб. трудов. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. - 1994.
4. Пат. РФ №2065033. Состав для извлечения нефти / Е.Г. Гаевой, P.C. Магадов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 12.06.1996.
5. Применение химических реагентов АО «ХИМЕКО-ГАНГ» для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти / А.Т. Горбунов, А.М. Петраков, Д.Ю. Крянев, JI.X. Каюмов // Нефт. хоз-во. - 1997. - №12. - С. 65-69.
6. Пат. РФ №2099518. Состав для обработки призабойной зоны пласта / А.Ю. Рыскин, Т.М. Лысенко, Р.Г. Рамазанов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 20.12.1997.
7. Пат. РФ №2296061. Состав для обработки призабойной зоны пласта / А.Ю. Рыскин, Т.М. Лысенко, Р.Г. Рамазанов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 20.12.1997.
8. Пат. РФ №2109937. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / Е.Г. Гаевой, P.C. Магадов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 27.04.1998.
9. Пат. РФ №2110679. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / Е.Г. Гаевой, P.C. Магадов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 10.05.1998.
10. Пат. РФ №2151284. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / А.Г. Селезнев, Д.Ю. Крянев, C.B. Макаршин, Заявл. 20.06.2000.
11. Пат. РФ №2153576. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов / А.Г. Селезнев, Д.Ю. Крянев, C.B. Макаршин, Заявл. 27.07.2000.
12. Пат. РФ №2333928. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Т.С. Рогова, C.B. Макаршин, Заявл. 26.01.2007.
13. Пат. РФ №2333234. Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Т.С. Рогова и др., Заявл. 20.02.2007.
14. Разработка и применение комплексных гидрофобных составов для обработки призабойной зоны нефтяных скважин / Д.Ю. Крянев, Е.М. Дзю-
бенко, Т.С. Рогова, Р.Ю. Жуков // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 132. -М.,2005.-С. 5-13.
15. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук A.B. Критериальный выбор объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения нестационарного заводнения // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 132. - М.,
2005.-С. 135-145.
16. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, И.И. Минаков, A.B. Билинчук // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. -Вып. 133. - М„ 2005. - С. 28-43.
17. Физико-химические и фильтрационные исследования по подбору оптимального состава обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова, Ю.Э. Ивина, Е.М. Дзюбенко, О.Г. Глущенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 133. -М., 2005. - С. 76-82.
18. Физико-химические и фильтрационные исследования по подбору композиций на основе хлористого натрия для глушения скважин / Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова, Е.М. Дзюбенко, Ю.Э. Ивина, Е.О.Серебрякова, О.Г. Глущенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 133. - М„ 2005. - С. 83-89.
19. Возможность применения природных руд для предотвращения набухания глин / Д.Ю. Крянев, Ю.Э. Ивина, Е.М. Дзюбенко, Р.Ю. Жуков // Нефт. хоз-во. - 2005,- № 9.. С.181-183.
20. Методические рекомендации для классификации объектов разработки и оценки эффективности нестационарного заводнения / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, И.И. Минаков, A.B. Билинчук, Т.С. Рогова // Тезисы доклада на научно-практическом семинаре «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья», 28-29 сентября 2005 г., г. Сургут.
21. Жданов С.А., Крянев Д.Ю., Петраков A.M. Системная технология воздействия на пласт // Вестник ЦКР. - 2006. - №1.
22. Жданов CA., Крянев Д.Ю., Петраков A.M. Системная технология воздействия на пласт // Нефт. хоз. - 2006. - № 5. - С. 84-86.
23. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, A.B. Билинчук // Бурение и нефть. -2006. - № 7/8. - С. 8-11.
24. Разработка кислотных композиций для интенсификации добычи нефти из терригенных коллекторов применительно к условиям месторождений Западной Сибири / Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова, Ю.Э. Ивина, Е.М. Дзюбенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 134. - М., 2006. - С. 6-15.
25. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, A.B. Билинчук // Нефтепромысловое дело. -
2006.-№9.. с. 26-31. 46
26. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Билинчук A.B. Результаты проведения работ по внедрению технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на примере опытного участка Аганского месторождения // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». - 2006, г. Тюмень.
27. Крянев Д.Ю. Результаты испытания системно-нестационарного воздействия на примере опытного участка месторождения Западной Сибири // Доклад на научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпром нефть». -2006, г. Ноябрьск.
28. Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, И.И. Минаков, Т.С. Рогова // Вестник ЦКР. - 2007. - №1. - С. 28-34.
29. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Ю.В. Шульев, A.B. Билинчук // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 1. - С. 54-57.
30. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Рогова Т.С. Развитие методов увеличения нефтеотдачи в рамках федеральной целевой научно-технической программы // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 8. - С. 40-42.
31. Бурчак Т.В., Крянев Д.Ю. Экологическое обоснование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений в проектных документах // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 8. - С. 48-53.
32. Повышение уровня добычи нефти на объектах месторождений Западной Сибири (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), приуроченных к вы-сокообводненным и низкопродуктивным коллекторам / Ю.В. Шульев, A.B. Билинчук, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков // М.: Материалы международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». - 2007. - том 1. - С. 48-55.
33. Оценка влияния ГРП на разработку низко проницаемых неоднородных коллекторов / Д.Ю. Крянев, И.И. Минаков, С.Б. Денисов, Ю.В. Шульев, A.B. Билинчук / М.: Материалы международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». - 2007. - том 2. - С. 106-111.
34. Критериальный выбор объектов для реализации нестационарного воздействия на поздних стадиях разработки / Д.Ю. Крянев, A.B. Билинчук, A.M. Петраков, И.И. Минаков // М.: Материалы международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». - 2007. - том 2. - С. 238-246.
35. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, И.И. Минаков, Т.С. Рогова // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 136. - М., 2007. - С. 6-19.
36. Разработка кислотного состава для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов в условиях пониженных температур / Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова, Ю.Э. Ивина, C.B. Макаршин, Е.М. Дзюбенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 137.- М., 2007. -С. 24-32.
37. Увеличение добычи нефти в осложненных геолого-технологических условиях / Ю.В. Шульев, A.B. Билинчук, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, И.И. Минаков // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. - (Материалы международной академической конференции проходившей в г. Тюмени 20-22 ноября 2007г.) -. Тюмень. -2008. - С. 358-363.
38. Крянев Д.Ю. Нестационарное Заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2008. - 208 с.
39. Повышение эффективности разработки низкопроницаемого пласта / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, И.И. Минаков, A.B. Билинчук // г. Тюмень, Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». -
2008. - С. 27.
Соискатель
Крянев Д.Ю.
127422, Москва, Дмитровский проезд, д. 10 ОАО «ВНИИнефть» Тираж 100 экз., 3,125 п.л.
Содержание диссертации, доктора технических наук, Крянев, Дмитрий Юрьевич
Введение
Глава 1 Основные проблемы разработки месторождений Западной Сибири
1.1 Основные параметры сырьевой базы нефтедобычи в Западной Сибири
1.1.1 Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО)
1.1.2. Ямало-Ненецкий автономный округ
1.2. Анализ состояния разработки нефтяных месторождений Западной Сибири
1.2.1 Состояние сырьевой базы нефтедобычи
1.2.2 Осложняющие геолого-физические факторы
1.3 Определение структуры остаточных запасов
1.3.1 Тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки
1.3.2 Структура остаточных запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки
1.4 Выводы
Глава 2 Характеристика месторождений «Ноябрьскнефтегаза» и «Мегионнефтегаза»
2.1 Общие сведения и особенности разработки месторождений «Ноябрьскнефтегаза»
2.2 Общие сведения о месторождениях «Мегионнефтегаза»
2.2.1 Особенности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» <
2.3 Краткая характеристика Суторминского месторождения
2.4 Особенности разработки Аганского месторождения
2.5 Краткая характеристика Аригольского месторождения
2.6. Выводы '
Глава 3 Анализ применения методов повышения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях Западной Сибири
3.1 Основная цель применения методов цовышения нефтеотдачи
3.1.1 Условия эффективного применения методов повышения нефтеотдачи
3.1.2 Физические основы и классификация методов повышения нефтеотдачи пластов
3.1.3 Состояние внедрения методов увеличения нефтеотдачи в Западной Сибири
3.2 Анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи на Суторминском, Аганском и Аригольском месторождениях
3.2.1 Суторминское месторождение
3.2.2 Аганское месторождение
3.2.3 Аригольское месторождение
3.3 Выводы
Глава 4 Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения
4.1. Условия применения метода нестационарного воздействия
4.2 Геолого-промысловые критерии применимости метода
4.3 Промыслово-технологические критерии применимости метода
4.3.1 Осуществление метода при различных системах разработки
4.3.2 Сочетание циклического заводнения с методом перемены направлений фильтрационных потоков
4.3.3 Модификация метода в сочетании с применением повышенных давлений нагнетания
4.3.4 Комплексный метод нестационарного воздействия
4.4 Критериальный выбор объектов разработки для применения нестационарного заводнения
4.5. Анализ объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегиоинефтегаз» по применимости метода нестационарного воздействия
4.6. Выводы
Глава 5 Основные результаты лабораторных исследований но обоснованию оптимальных составов композиций
5.1 Композиции для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости скважин
5.1.1 Обоснование технологии с использование КПАВ
5.1.1.1 Механизм взаимодействия КПАВ с пластовыми флюидами и породой
5.1.1.2 Методики проведения экспериментов
5.1.1.3 Результаты экспериментальных исследований
5.1.2. Обоснование применения кислотных композиций
5.1.3 Исследования кислотных композиций на основе сухих химреагентов
5.2 Композиции для перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости
5.2.1 Методики исследования физико-химических свойств обратных эмульсий
5.2.1.1 Стабильность обратных эмульсий
5.2.1.2 Фазовое поведение
5.2.1.3 Реологические характеристики
5.2.2 Результаты исследования физико-химических свойств обратных эмульсий на основе Нефтенола
5.2.3 Фильтрационные исследования
5.2.4 Разработка составов обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ
5.2.4.1 Результаты исследования физико-химических свойств
5.2.4.2 Исследования фильтрационных свойств обратных эмульсий
5.3 Выводы
Глава 6 Результаты применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекае-мых запасов и технологий обработок скважин на месторождениях Западной Сибири
6.1 Анализ применения обработок призабойных зон скважин на Суторминском месторождении
6.1.1 Анализ обработок призабойных зон скважин (ОПЗ)
6.1.2 Анализ результатов обработок призабойных зон скважин в целях увеличения продуктивности
6.1.3. Анализ результатов обработок призабойных зон скважин в целях увеличения приемистости
6.2 Результаты применения комплексной технологии воздействия на Аганском месторождении
6.2.1 Составление программы опытно-промышленных работ и расчет параметров проведения комплексной технологии
6.2.2 Определение технологической эффективности от реализации комплексной технологии
6.3 Результаты применения технологий воздействия на Аригольском месторождении
6.3.1. Анализ причин опережающего обводнения пласта ЮВ1 Аригольского месторождения
6.3.2 Результаты применения комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки пласта ЮВт Аригольского месторождения
6.4 Выводы
Глава 7 Перспективы применения комплексов технологий в связи с ухудшением структуры запасов в процессе разработки
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами"
Россия относится к числу стран с наиболее крупной сырьевой базой нефтедобычи [1-3]. Согласно государственному докладу «О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации», перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% мировых.
Около 90% ресурсов страны сосредоточено в Западно-Сибирском, ВосточноСибирском, Дальне-Восточном нефтегазовых бассейнах (НГБ) и прилегающих к ним шельфовых акваториях.
Суммарные прогнозные ресурсы российского шельфа оцениваются в 15,5 млрд. т. Разведанность начальных ресурсов нефти в России невысока. Она примерно составляет 33%. Даже в одном из самых освоенных Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне разведанность начальных ресурсов оценивается на уровне около 65%, а ЗападноСибирском - около 40%.
Разведка большинства шельфовых ресурсов находится в начальной стадии. В государственном балансе запасов учтено более 2350 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, открытых в недрах 40 субъектов Российской Федерации всех федеральных округов кроме Центрального. Они различаются величиной и структурой запасов нефти, состоянием их разработки.
Большинство разведанных месторождений в стране относятся к средним и мелким. Согласно упомянутому выше государственному докладу, в Волго-Уральском НГБ средних и мелких месторождений около половины, в Тимано-Печорском - 18%.
Менее значительные запасы нефти имеются в месторождениях, открытых на Северном Кавказе, в Калининградской области, на Камчатке и Чукотке. На континентальном шельфе выявлено 21 месторождение.
Важной особенностью структуры запасов нефти в России является их значительная концентрация в единичных месторождениях. Из 2350 нефтяных месторождений 10 имеют начальные запасы нефти свыше 300 млн. т, они классифицируются как уникальные, 139 -с запасами от 30 до 300 млн. т, т.е. крупные. При относительно небольшом числе эти месторождения содержат преобладающую часть разведанных запасов и обеспечивают основную долю добычи нефти в стране. На 57-ми крупнейших месторождениях страны с начальными запасами нефти более 100 млн. т сосредоточено более 50% разведанных извлекаемых запасов.
Весьма значительна дифференциация открытых месторождений нефти по степени промышленного освоения. К 2001 г. в разработку введено 54% открытых месторождений оценки запасов в России по категории С1, относящихся в России к разряду разведанных и, как правило, полностью участвующих в оценке сроков обеспеченности.
Важной особенностью сырьевой базы нефтедобычи является то, что подавляющим большинством нефтяных месторождений России (более 70%), содержащих свыше 90% разведанных извлекаемых запасов нефти, владеют вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК). На долю малых компаний приходится всего около 10% от общих запасов [3].
Две трети разведанных запасов были открыты к началу 1980-х гг. Это позволило стране быстро наращивать добычу нефти, уровень которой в 1980-е гг. достигал 557 млн. т.
Высокий уровень добычи нефти поддерживался до конца 90-х гг. В период политического и экономического кризиса добыча нефти упала к 1995 году примерно до 300 млн. т и держалась на этом уровне до 1999 г. В 2000 г. она начала быстро расти и к 2006 г. достигла 480 млн. т. Вместе с тем, нарастали негативные процессы в воспроизводстве сырьевой базы, связанные со снижением эффективности геологоразведочных работ и разработки месторождений, что в итоге привело к изменению состояния сырьевой базы, как в количественном, так и в качественном отношениях.
Основные направления работ по совершенствованию разработки нефтяных месторождений диктуются характерным для большинства нефтедобывающих стран непрерывным ухудшением структуры запасов и увеличением степени их выработки. В этой связи следует подчеркнуть следующее:
1. Ухудшение структуры запасов сопровождается снижением среднего дебита нефти, что оказывает решающее влияние на экономические показатели разработки нефтяных месторождений и предопределяет необходимость применения различных физико-химических и физических методов обработки призабойных зон пласта.
2. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, в частности, низкопроницаемых коллекторов и месторождений на поздней стадии разработки, сопровождается снижением вытесняющей способности рабочих агентов, используемых при традиционных технологиях, в частности, при заводнении, вызывает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (третичные методы — тепловые, газовые, физико-химические), обеспечивающих более высокий потенциал вытеснения нефти, чем традиционные методы разработки.
3. Увеличение доли запасов со сложной геолого-физической и фильтрационной характеристикой продуктивных отложений (малая начальная нефтенасыщенность, слоистая неоднородность, трещиноватость, прерывистость и др.) предопределило развитие работ по увеличению охвата вытеснением.
Работы в указанных выше направлениях ведутся уже в течение нескольких десятилетий. В каждой из них определены приоритеты, созданные в рамках этих приоритетов технологии и технические средства, непрерывно совершенствуются. Необходимо отметить, что применение созданных методов увеличения нефтеотдачи в сочетании с методами интенсификации и увеличения охвата вытеснением в адекватных геологических условиях сопровождается достижением высокой нефтеотдачи до 50% и более. Тем не менее, потенциал некоторых созданных технологий и технических средств далеко не исчерпан.
Учитывая ресурсную базу большинства разрабатываемых месторождений страны и особенно крупнейшего региона нефтедобычи, каким является Западная Сибирь (недонасыщенность продуктивных коллекторов, рост доли низкопроницаемых и трудноизвлекаемых запасов, поздняя стадия разработки и т.д.), становится очевидным, что на современном этапе развития нефтяной промышленности крайне необходимо научно-методическое обоснование выбора и применение методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов для конкретных геолого-физических условий залегания нефти и применяемой системы разработки (воздействия).
Адресное применение как имеющихся, так и вновь разрабатываемых технологий повышения нефтеотдачи, а также комплексное сочетание гидродинамических, физико-химических и т.п. технологий позволит обеспечить высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизировать уровень добычи нефти в стране на долгие годы.
Цель работы
Научно-методическое обоснование выбора и применения комплекса гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами для конкретных геолого-физических условий залегания нефти (низкая начальная нефтенасыщенность, высокая степень выработки пластов, низкая проницаемость коллекторов) и применяемой системы разработки (воздействия).
Основные задачи исследования; анализ геолого-физических характеристик и состояния разработки месторождений Западной Сибири;
- анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири;
- определение приоритетных направлений работ по применению методов увеличения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири;
- разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения;
- обоснование и проведение экспериментальных исследований по оптимизации композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах;
- создание и испытание новых технологий повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Основные методы решения поставленных задач
Теоретическое обобщение и экспертный анализ литературного материала и промысловых данных; разработка и использование методики критериального выбора объектов; постановка и проведение экспериментальных исследований по оценке физико-химических и нефтевытесняющих свойств композиций химреагентов; разработка программ и проведение промысловых испытаний технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов; оценка их технологической эффективности.
Научная новизна диссертационной работы состоит в том, что в ней впервые:
1. Разработана методика критериального выбора объектов для реализации процесса нестационарного заводнения, проведена классификация трудноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по песчанистости, степени неоднородности, расчлененности, выработанности и обводненности.
2. Обоснован физико-химический метод повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов с помощью термоустойчивой эмульсионной композиции для конкретных геолого-физических условий и применяемой системы разработки.
3. Экспериментально обоснованы оптимальные составы ПАВ-кислотных гидрофобизирующих и эмульсионных композиций химреагентов в целях интенсификации добычи нефти, увеличения приемистости скважин, перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости для конкретных геолого-физических условий.
4. Предложена комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов состоящая из комбинации нестационарного гидродинамического воздействия в сочетании с переменой направления фильтрационных потоков с помощью физико-химических (эмульсионных) методов и интенсификации притока в добывающих скважинах и проведены промысловые испытания на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Практическая ценность работы:
1. Выявлены негативные процессы и тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки.
2. Проведен анализ эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождениях с ухудшенными коллекторскими свойствами, низкой начальной нефтенасыщенностью и высокой выработкой пластов (Аригольском, Суторминском, Аганском).
3. Определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения технологии нестационарного воздействия.
4. В реальных промысловых условиях испытаны новые кислотные композиции с низким межфазным натяжением для интенсификации добычи нефти, составы обратных эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.
5. Результаты исследований и испытаний комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов явились основой монографии Крянев ДЛО. Нестационарное Заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2008. - 208 с. и подтверждены 9-ю патентами.
6. В результате внедрения положений диссертационной работы для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно получено более 135 тыс. т нефти, на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» - 110 тыс. т нефти.
7. Результаты диссертационной работы и полученные выводы являются основой для дальнейшей разработки и внедрения физико-химических технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011 гг. на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составит более 570 тыс. т.
В диссертации защищаются следующие основные положения:
1. Методика критериального выбора объектов для проведения комплекса нестационарного заводнения с физико-химическими методами воздействия на пласт.
2. Результаты классификации трудноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и оценка степени применимости на них нестационарного воздействия.
3. Результаты экспериментальных исследований по оптимизации композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах.
4. Разработка и установление возможности использования композиции термоустойчивой обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости и изменения направления фильтрационных потоков.
5. Комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (нестационарное воздействие в сочетании с адресными обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков) в целях улучшения показателей разработки и увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Апробация работы:
Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях научно-технического совета ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион), научно-практическом семинаре «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья» 28-29 сентября 2005 г. (г. Сургут), академической международной конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», 11-13 октября 2006 г., 17-19 сентября 2008 г. (г. Тюмень), научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпром нефть» 18-20 декабря 2006г. (г. Ноябрьск), международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» 18-19 сентября 2007 г. (г. Москва).
Научные публикации и личный вклад автора.
По результатам выполненных научных исследований автором диссертации опубликовано 39 работ, в том числе 1 монография, 9 патентов, 20 статей и составлен руководящий документ на технологический процесс. Все работы, отражающие основное содержание диссертации, опубликованы в центральных нефтяных изданиях, а также сборниках трудов и избранных материалах научно-практических конференций. 9 работ опубликовано в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК.
Автору принадлежат постановка задач исследований, разработка технологий и методик исследований, непосредственное участие в экспериментальных и опытно-промышленных работах, анализ и обобщение результатов опытно-промышленных работ.
Объем и структура работы:
Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы, включающего 175 наименований. Работа изложена на 358 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 80 таблиц.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Крянев, Дмитрий Юрьевич
6.4 Выводы
1. Продолжающееся ухудшение условий выработки запасов нефти требует как совершенствования опробованных физико-химических технологий ОПЗ, так и создания новых, которые были бы адекватны все более усложняющимся условиям эксплуатации скважин.
2. Применение различных классов ОПЗ на пластах с низкой начальной нефтенасыщенностью Суторминского месторождения, в том числе и разработанных автором нашли весомое применение для повышения эффективности выработки запасов нефти и показали технологический эффект порядка 110 тыс. т. дополнительной добычи нефти.
3. Опыт применения физико-химических технологий ОПЗ за 1990-1995г.г. может служить надежной основой для разработки плана применения этих технологий на Суторминском месторождении на перспективу
4. Проведенные опытно-промышленные работы на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаза», показали целесообразность применения комплексной технологии нестационарного воздействия в сочетании с обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков и подтвердили правильность как выбора объекта разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.
5. В результате реализации технологии на 01.05.2006г. на опытном участке с высокой степенью выработки запасов Аганского месторождения дополнительно получено 25125 т. нефти, в том числе от обработок ПЗП нагнетательных скважин обратными эмульсиями в целях перераспределения фильтрационных потоков по окружающим добывающим скважинам получено 12972 т. нефти дополнительно.
6. Реализация программы работ на Аригольском месторождения, направленной для устранения негативных последствий резкого обводнения добываемой продукции на начальной стадии разработки в условиях низкопроницаемых коллекторов позволила не только стабилизировать обводненность, но и дополнительно получить более 11 тыс. т. нефти за первый год проведения опытных работ.
7. Аналогичные опытно-промышленные работы по реализации комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов были проведены на Мегионском, Ватинском и Северо-Покурском месторождениях и показали эффективность выполненных мероприятий, что подтверждается стабилизацией обводненности продукции и увеличением добычи нефти, как по отдельным скважинам, так и по участку воздействия в целом.
8. По результатам испытания комплексной технологии повышения эффективности разработки на 8-х опытных участках месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно в период 2005-2006г.г. получено более 135 тыс. т. нефти.
9. Продолжительность полуциклов нестационарного заводнения для месторождений Западной Сибири, определенная в прошлые годы на уровне 15-30 дней, требует существенных корректировок и проведения расчета параметров реализации технологии для каждого конкретно выбранного опытного участка. Это особенно важно на современном этапе развития нефтяной промышленности с учетом того, что в разработку вводится все больше месторождений с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных пластов; происходит разукрупнение сеток в связи с выводом скважин из добывающего фонда по причине обводненности или малой продуктивности; нет соответствия запроектированных ранее систем сбора нефти и воды с существующим в настоящее время форсированным темпом отбора жидкости; отсутствие возможности изменения режимов работы скважных насосов (ЭЦН) без привлечения бригад по ремонту скважин. Подобные вопросы, необходимо учитывать уже на стадии проектирования системы разработки месторождений, чтобы в процессе их эксплуатации можно было оперативно решать встречающиеся технические затруднения в целях повышения технико-экономических показателей разработки и конечной нефтеотдачи пластов.
Глава 7 Перспективы применения комплексов технологий в связи с ухудшением структуры запасов в процессе разработки
Учитывая сложное геологическое строение продуктивных пластов месторождений Мегионского и Ноябрьского регионов, текущее состояние разработки наиболее крупных месторождений (Суторминское, Аганское) и особенности ввода в разработку новых низкопроницаемых продуктивных коллекторов (Аригольское), становится очевидным необходимость расширения применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов на основе соответствующего научно-методического обоснования выбора наиболее оптимальных технологий, как это было показано в предыдущих главах данной работы.
Основными задачами обоснования выбора оптимальных технологий являются:
- анализ геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки;
- выявление причин снижения производительности скважин и добычи нефти в целом по продуктивному пласту;
- анализ результатов применения технологий повышения нефтеотдачи и обработок скважин;
- разработка требований к композициям химреагентов;
- проведение комплекса физико-химических и реологических исследований для обоснования оптимальной композиции;
- фильтрационные исследования на реальных и модельных пористых средах в условиях, близких к пластовым;
- разработка рекомендаций и инструкций по применению разработанных составов;
- обоснование оптимальных параметров реализации технологии по результатам пилотных испытаний;
- промышленное внедрение наиболее эффективных технологий;
- оптимизация проведения промысловых работ по закупкам, хранению и закачке реагентов в пласт;
- повышение квалификации специалистов, выполняющих работы по закачке реагентов в пласт;
- планирование работ с учетом состояния выработки запасов.
При планировании работ на перспективу с учетом выработки объектов разработки очень важно использовать не только хорошо зарекомендовавшие себя в прошлом технологии, но и создавать и испытывать новые, которые обеспечат более высокую эффективность выработки запасов при снижении удельных затрат на добычу нефти. Из анализа, представленного в предыдущих главах данной работы, видно, что по мере выработки запасов все большую долю в общем числе обработок составляют работы по снижению обводненности добываемой продукции. Естественно, что эта тенденция будет иметь место и в перспективе. Вместе с тем, технологическая эффективность существующих технологий будет снижаться по следующим двум причинам.
Во-первых, по мере обработки практически всего фонда скважин обработки проводятся на скважинах, где эффективность обработок заведомо ниже, а повторные обработки дают меньший эффект, чем первоначальные.
Во-вторых, доля нефти в добываемой жидкости снижается по мере истощения пластов.
Таким образом, при перспективном планировании работ можно достаточно уверенно прогнозировать число скважин и технологическую эффективность внедрения уже созданных, в том числе и автором, технологий и возможную дополнительную добычу нефти за счет новых.
Анализ динамики применения технологий воздействия на пласт за счет обработок нагнетательных и добывающих скважин и их эффективность позволяют прогнозировать применение технологий ОПЗ скважин на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на период до 2011 года исходя из показателей 2006г.
Прогноз основных технико-экономических показателей осуществлялся исходя из состояния выработки запасов по месторождениям и степени охвата скважин воздействием в предыдущие годы. Полученные результаты представлены в таблицах 7.1 - 7.2 и на рисунках 7.1 -7.3.
Поскольку в ближайшее пятилетие не планируется ввод в разработку значительных запасов нефти, основная добыча нефти будет осуществляться из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Следовательно, следует ожидать снижения как количества скважин, в которых мероприятия будут достаточно эффективны, так и дополнительной добычи на одну обработку.
У?
2-У?
Заключение
1. Наиболее крупные месторождения Западной Сибири с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3-й и 4-й стадиях разработки, при этом большинство остаточных запасов относится к категории трудноизвлекаемых.
2. Несмотря на большое количество остаточных извлекаемых запасов (52%), приуроченных к низкопродуктивным коллекторам, ввод их в разработку осложнен тем фактом, что более трети таких запасов приурочены к новым месторождениям, характеризующимся отсутствием промышленной инфраструктуры для обеспечения процесса добычи нефти.
3. Основные продуктивные пласты месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» характеризуются наличием непроницаемых пропластков (степень расчлененности от 5 до 11), интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости, зональной и слоистой неоднородностью, по ряду пластов отмечается пониженная нефтенасыщенность.
4. Сравнительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пластов, невысокая песчанистость и высокая расчлененность, довольно низкий коэффициент вытеснения (0,5) приводят к постоянному снижению дебигов по жидкости в процессе эксплуатации скважин, а также необходимости проведения большого объема работ по воздействию на пласт для восстановления притока жидкости
5. Разбалансировка системы рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах, приводит к тому, что извлечение остаточных запасов традиционными способами малоэффективно (за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин).
6. Дополнительная добыча за счет применения современных МУН в нашей стране за последнее десятилетие непрерывно снижается и в настоящее время ее объем в общей добыче нефти практически не заметен. При благоприятных условиях в России использование МУН в ближайшее время может существенно повлиять на развитие нефтяной промышленности и предотвратить тенденцию падения добычи нефти. Продолжающееся ухудшение условий выработки запасов нефти требует разработки новых и совершенствования имеющихся методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти применительно к конкретным геолого-физическим условиям конкретных месторождений и свойств пластовых флюидов.
7. Поскольку для большинства новых методов пока отсутствует достаточный промысловый опыт их внедрения, то результаты экспериментальных исследований на конкретных пористых средах изучаемых объектов имеют принципиальное значение в связи с вовлечением в разработку новых категорий месторождений (с низкой проницаемостью коллекторов, высокой расчлененностью пластов, пониженной начальной нефтенасыщенностью и т.д.).
8. Наиболее актуальным является применение таких геолого-технических мероприятий как на новых месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, так и на старых месторождениях, содержащих высокообводненные запасы, которые позволят обеспечить максимальное извлечение нефти с учетом сложившейся системы разработки и конкретных геолого-физических особенностей продуктивного пласта.
9. Применение любых технологий ОПЗ скважин, равно как и технологий воздействия на пласт должно осуществляться на основе тщательного обоснования пригодности той или иной технологии для конкретных геолого-физических условия и стадий разработки, требует тщательной адаптации каждого метода воздействия к конкретным условиям месторождения.
10. Получены результаты работ по повышению нефтеотдачи и проведению обработок скважин, выполненных на месторождениях с пониженной начальной нефтенасыщенностью коллекторов, высокой степенью выработки запасов и с плохими коллекторскими свойствами (Суторминском, Аганском и Аригольском), которые показывают, что есть все основания для успешного и эффективного применения как различных физико-химических, так и других технологий воздействия на ПЗП скважин и пласт в целом, в целях повышения эффективности разработки и увеличения уровней добычи нефти.
11. Показано, что метод циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков в пласте является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти и осуществляется попеременной работой нагнетательных и добывающих скважин по определенным программам, разработанным применительно к конкретным геолого-физическим условиям с учетом технических возможностей системы ППД.
12. Эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, но, несмотря на достаточный опыт применения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало четкой классификации объектов разработки по возможности и перспективности применения нестационарного воздействия, в том числе, и месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
13. Предложена методика критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения применительно к условиям месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Выполненная классификация объектов разработки на основе методики по критериальному выбору объектов разработки позволила выделить наиболее перспективные объекты с точки зрения применения нестационарного воздействия.
14. Разработана рецептура кислотной композиции для обработки терригенных коллекторов в условиях, характерных для месторождений Западной Сибири. Данная композиция обладает свойством растворять породу, удалять органические включения и имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью. В ходе проведенных фильтрационных исследований установлено, что обработка образца керна разработанной кислотной композицией увеличивает проницаемость породы по воде на 17,1% при одновременном росте коэффициента вытеснения нефти водой на 3,4%.
15. Предложены обратные эмульсии на основе эмульгаторов Нефтенола НЗ, Нефтехима и ЭКС-ЭМ для выравнивания профиля приемистости в целях перераспределения фильтрационных потоков показали в лабораторных условиях хорошие результаты. Так, внедрение обратной эмульсии на основе ЭКС-ЭМ в пористую среду с остаточной нефтенасыщенностью приводит к снижению подвижности воды в 2-2,5 раза, при этом увеличение коэффициента вытеснения составляет от 20 до 30 %.
16. В результате внедрения предложений автора по применению различных классов ОПЗ на Суторминском месторождении для повышения эффективности выработки запасов нефти был получен технологический эффект 110 тыс. т. дополнительной добычи нефти.
17. Предложенная комплексная технология нашла применение на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаза», и показала целесообразность совместного применения технологии нестационарного воздействия в сочетании с обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков и подтвердили правильность как выбора объекта разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.
18. В результате реализации технологии на 01.05.2006 г. на опытном участке высокообводненного Аганского месторождения дополнительно получено 25125 т нефти, в том числе от обработок ПЗП нагнетательных скважин обратными эмульсиями в целях перераспределения фильтрационных потоков по окружающим добывающим скважинам получено 12972 т нефти дополнительно.
19. Реализация программы работ на Аригольском месторождения с юрскими коллекторами, направленной для устранения негативных последствий резкого обводнения добываемой продукции на начальной стадии разработки в условиях низкопроницаемых коллекторов позволила не только стабилизировать обводненность, но и дополнительно получить более 11 тыс. т. нефти за первый год проведения работ.
20. Распространение полученного опыта по реализации комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на Мегионском, Ватинском и Северо-Покурском месторождениях показали высокую эффективность предложенных технологий, что подтверждается стабилизацией обводненности продукции и увеличением добычи нефти, как по отдельным скважинам, так и по участкам воздействия в целом.
21. По результатам испытания комплексной технологии повышения эффективности разработки, на 8-х опытных участках месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», дополнительно в период 2005-2006г.г. получено более 135 тыс. т. нефти.
22. На основе аналитических исследований и проведения опытных работ с участием автора установлено, что продолжительность полуциклов нестационарного заводнения для месторождений Западной Сибири, определенная в прошлые годы на уровне 15-30 суток, требует существенных корректировок и проведения расчета параметров реализации технологии для каждого конкретно выбранного опытного участка. Это особенно важно на современном этапе развития нефтяной промышленности с учетом того, что в разработку вводится все больше месторождений с ухудшенными коллекгорскими свойствами продуктивных пластов; происходит разукрупнение сеток в связи с выводом скважин из добывающего фонда по причине обводненности или малой продуктивности; нет соответствия запроектированных ранее систем сбора нефти и воды с существующим в настоящее время форсированным темпом отбора жидкости; отсутствие возможности изменения режимов работы скважных насосов (ЭЦН) без привлечения бригад по ремонту скважин.
23. Автором получены результаты свидетельствующие, что подобные вопросы, должны учитываться уже на стадии проектирования системы разработки месторождений, чтобы в процессе их эксплуатации можно было оперативно решать встречающиеся технические затруднения в целях повышения технико-экономических показателей разработки и конечной нефтеотдачи пластов.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Крянев, Дмитрий Юрьевич, Москва
1. Козловский Е.А., Литвиненко B.C. Минерально-сырьевая политика и субъекты Федерации//Газета «Природно-ресурсные ведомости» —20.12.2001.
2. Государственный доклад о состоянии и использовании минерально-сырьевой базы Российской Федерации, 2001 г.
3. Танкаев Р.У. Государственный доклад в ТПП «Ресурсная база нефтегазового комплекса России и проблемы недропользования», 20.06.2005г, http://www.tpprf.ru/img/uploaded/2004111115264820.doc
4. BP Statistical Review of World Energy, 2003, 2004.
5. Орлов В.П. Минерально-сырьевая база России в условиях глобализации экономики//Газета «Природно-ресурсные ведомости». 14.02.2002.
6. Иршинская Л.И. Конкурентоспособность и стратегии вертикально-интегрированных нефтяных компаний//Экономика. — 2004.
7. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Минаков И.И., Рогова Т.С. и др. ВНИИнефть Отчет по Государственному контракту с Федеральным агентством по науке и инновациям от «30» августа 2005 г. № 02.467.11.4001. (Этапы 1 -3). - 19 томов.
8. Отчеты компаний и данные Министерства энергетики по добыче нефти Российской Федерации.
9. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1986.
10. Геология нефти и газа Западной Сибири. //A3. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. М.: Недра, 1975.
11. Канторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. Прогноз месторождений нефти и газа. -М.: Недра, 1981.
12. Крылов H.A., Батурин Ю.Н., Рыжик В.М. Прогнозирование крупности запасов месторождений нефти и газа неразведанных ресурсов// Системный подход в геологии. М., 1986. - С. 14-15.
13. Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. М.: Недра, 1991.
14. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.
15. Гиматудинов Ш.К., Шировский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.
16. Михайлов H.H. Джемесюк A.B. Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности. М., Недра 1987.
17. Кошляк В.А., Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой геофизики. М., Недра, 1986.
18. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов.
19. Михайлов H.H., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1983.
20. Стержень развития экспорт, Прогноз добычи и распределения российской нефти//«Нефтегазовая Вертикаль». - 2003. -№17.
21. Шелепов В.В. Обеспечить энергетическую безопасность России//Бюллетень «Охрана природных ресурсов в России». 2001. -№10.
22. Анализ разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и обоснование добычи нефти на 2005 / ТИНГ. 2005.
23. A.C. Блох, А.Т. Кондратюк, Р.Н. Мухамедзянов, В.Е. Гавура, М.В. Павлов, В.В. Белоногов. Проблемы разработки крупных месторождений Ноябрьского региона на поздней стадии. Нефтяное хозяйство 12 1997 с 36-41.
24. Антониади Д.Г., Валуйский A.A., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи.// Нефтяное хозяйство 1999. - вып. 1. - с. 16-23.
25. Oil and gas reserves, oil output rise in 1996. Worldwide Product. 1996.- V.94. #53. December 30.- P.37.
26. Growth in world demand for oil to ease in 1998. 1998,- V.96 #4. January 26.-P .76.
27. Лобанов Б.А. Нефтеотдача пласта: перспектива непроста.// Нефть России 1998. -вып.8. - с.24-27.
28. Применение водоизолирующих реагентов на обводненных месторождениях Шаимского района./Девятов В.В., Пастух П.Ё., Алмаев Р.Х., Санкин В.М. — М. :ВНИИОЭНГ, 1995.
29. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов./Сургучев М.Л. -М.: Недра, 1985,-С.308.
30. Хозяйственный риск и методы его измерения./Т.Бачкаи, Д.Месена, Д.Мико и др. -М.: Экономика,1979.-С.123.
31. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии./Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов A.B. М.:Недра,1994.-С.323.
32. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении./Горбунов А.Т., Лютин.Л.В, Сургучев М.Л., Цинкова O.E., Бурдынь Е.А. М.:Недра,1983. - с.305.
33. Методы извлечения остаточной нефти ./Сургучев М.П., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. -М.:Недра, 1991.
34. Щелочное заводнение./Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. М.гНедра, 1989.
35. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ./Бабалян Г.А., Леви Б.И. М.:Недра, 1983.
36. Анализ разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и обоснование добычи нефти на 2005 / ТИНГ. 2005.
37. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1968.
38. A.c. № 193402. 1967. Способ разработки нефтяных месторождений / A.A. Боксерман, А.И. Губанов, Ю.П. Желтов, A.A. Кочешков, В.Г. Оганджанянц, М.Л. Сургучев.
39. Боксерман A.A., Гавура В.Е. Упруго-капиллярный циклический метод разработки нефтяных месторождений // Новые методы увеличения нефтеотдачи пласта: Тематичесий научно-технический обзор, сер. Добыча. М.: ВНИИОЭНГ, - 1968. - С. 3-22.
40. Боксерман A.A., Шалимов Б.В. Фильтрация несмешивающихся жидкостей в средах с двойной пористостью при циклических методах воздействия на нефтяной пласт // Тр. ВНИИ. 1970. - Вып. 55. - С. 27-44.
41. Цынкова О.Э. О режиме вынужденных колебаний при нелинейной фильтрации жидкости в пласте // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. — 1974. - №4. - С. 62-68.
42. Циклическое заводнение нефтяных пластов / M.J1. Сургучев, О.Э. Цынкова, И.Н. Шарбатова и др. М.: ВНИИОЭНГ. - 1977.
43. Цынкова О.Э. Постановка двумерной задачи о периодическом заводнении нефтяного пласта // Тр. ВНИИ. 1979. - Вып.68. - С. 3-65.
44. Цынкова О.Э. К вопросу о механизме циклического воздействия на нефтяные пласты // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. - 1980. - № 3. - С. 58-66.
45. К определению эффективности циклического заводнения неоднородных нефтяных пластов / Г.А. Атанов, A.A. Боксерман, M.JI. Сургучев, О.Э. Цынкова // Нефт. хоз. -1973. -№ 1.-С. 46-49.
46. Коджаев Ш.Я., Кочешков A.A. Экспериментальные исследования механизма циклического метода извлечения нефти из трещиновато-пористых сред // Тр. ВНИИ. Вып. 55. - М.: Недра. - 1970.
47. Боксерман A.A., Шалимов Б.В. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. - 1967. - № 2. - С. 168-174.
48. Боксерман A.A., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Влияние вязкости нефти на эффективность циклического воздействия на неоднородные пласты // Научно-технический сборник по добыче нефти: Тр. ВНИИ. Вып. 33. - М.: Недра. - 1967. - С. 29-33.
49. Боксерман A.A., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Исследование распределения насыщенности при циклическом воздействии на пласт // Научно-технический сборник по добыче нефти: Тр. ВНИИ. Вып. 33. - М.: Недра. - 1967. - С. 48-53.
50. Боксерман A.A., Губанов Б.Ф. О циклическом воздействии на пласты, разделенные непроницаемыми перемычками // Нефт. хоз. 1969. - №8. - С. 34-38.
51. Боксерман A.A., Шалимов Б.В. Эффективность циклического воздействия на слоисто-неоднородные пласты с непроницаемыми перемычками // Теория и практика добычи нефти: Ежегодник ВНИИ. М.: Недра. - 1971.
52. Исследование эффекта циклического воздействия на слоистый пласт (для повышения его нефтеотдачи) / A.A. Боксерман, К.Э. Музафаров, В.Г. Оганджанянц, П.Б. Садчиков//Тр. ВНИИ, 1970.-Вып. 55.-С. 147-154.
53. Оганджанянц В.Г. Теория и практика добычи нефти при циклическом заводнении // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Итоги науки и техники, сер. Горное дело. М.: ВИНИТИ. - 1970. - С. 39-79.
54. Таташев К.Х. К сравнительной эффективности вытеснения нефти из блоков трещинно-поровых коллекторов путем капиллярной пропитки и циклического воздействия водой // Разработка нефтяных месторождений и физика пласта. -Грозный.- 1973. С. 190-195.
55. Фаниев Р.Д., Кляровский Г.В., Праведников Н.К. Первые результаты циклической закачки воды на Долинском месторождении // Тр. УкрНИИНД, Вып. 3. - 1969.
56. Фазлыев Р.Т., Осипов Т.Н. К определению межслойных перетоков при циклическом заводнении с переменой направления потоков // Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Казань. - 1974. - С. 394-399.
57. Сургучев M.JL, Маслянцев Ю.В. Влияние капиллярной пропитки на показатели заводнения неоднородных пластов // Научн.-техн. сб. по добыче нефти / ВНИИ. -Вып. 30.-М.- 1966.-С. 41-47.
58. Атанов Г.А., Вашуркин А.И., Ревенко В.М. Применение осредненных фильтрационных характеристик при прогнозе показателей разработки нефтяных месторождений // Проблемы нефти и газа Тюмени. Вып. 19. - Тюмень. - 1973.
59. Исмаилова С.Г. Влияние абсолютного значения вязкости жидкостей на капиллярное удержание воды в пористой среде // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. -№ 3. - С. 26-27.
60. Оганджанянц Б.Г., Маслянцев Ю.В. Оценка эффективности циклического воздействия с учетом продолжительности циклов // Научно-технический сборник по добыче нефти / ВНИИ. Вып. 36. - М. - 1969. С. 59-63.
61. Оганджанянц Б.Г., Мац A.A. Исследования влияния температуры на капиллярные процессы при обычном и циклическом заводнении неоднородных пластов // Научно-технический сборник по добыче нефти / ВНИИ. Вып. 41. - М.: Недра. - 1971. - С. 57-64.
62. Оганджанянц Б.Г., Мац A.A. Влияние гравитационных сил на коэффициент использования воды при циклическом воздействии на нефтяные пласты // РНТС. -Сер. Нефтепромысловое дело №7. М.: ВНИИОЭНГ. - 1971.
63. Оганджанянц Б.Г., Мац A.A. Исследование влияния скорости внедрения воды в пористый образец на коэффициент использования при циклическом воздействии // НТС. Сер. Нефтепромысловое дело №8. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1971. - С. 17-19.
64. Марченко Г.А., Гиниятуллина Р.Н. Пути улучшения разработки Саузбашевского месторождения с высокой вязкостью нефти // Тр. БашНИПИнефть Вып. 64. - Уфа. -1982.
65. Руководство по проектированию и применению циклического заводнения РД 39-172-78 / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, О.Э. Цынкова. и др. М.: ВНИИ. - 1978. - 100 с.
66. Горбунов А.Т. Циклическое заводнение нефтяных пластов // ТНТО Сер. Нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ. - 1977. - 64 с.
67. Цынкова О.Э., Мясникова H.A. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты // Тр. ВНИИ. Вып.94. - М.: Недра. - 1986. С. 53-64.
68. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений // М.: ВНИИОЭНГ. 1995. - 496 с.
69. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов В 2-х томах. Т. 2. М.: ВНИИОЭНГ. - 1995. - 286 с.
70. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учеб. пособие. Казань: изд-во Казан, ун-та. - 2002. - 596 с.
71. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования / Н.Г. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев и др. М.: ВНИИОЭНГ. - 2000. - 111 с.
72. Пат. 2162141 РФ, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / М.З. Тазиев, Ю.Е. Жеребцов, P.C. Нурмухаметов P.C. и др. Опубл. 20.01.2001г. - Бюл. № 2.
73. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещиноватости / О.И. Буторин, И.В. Владимиров, P.C. Нурмухаметов и др. // Нефт. хоз. №2. - 2002. - С. 53-55.
74. Ахметов Н.З. Повышение эффективности регулирования выработки остаточных запасов из много пластового объекта циклическим заводнением: Дис. канд. техн. наук. Альметьевск. - 2003. - 155 с.
75. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра. 1985.1. Л-293
76. Атанов Г.А., Боксерман A.A., Сургучев M.JI. Приближенная методика определения показателей заводнения нефтяных залежей при циклическом воздействии на пласты // Тр. ВНИИ. Вып. 40. - М.: Недра. - 1974. С. 195-208.
77. Зайдель Я.М., Леви Б.И. Об эффективности циклического воздействия на неоднородные пласты // Проблемы нефти и газа Тюмени. Вып. 33. - Тюмень. - 1977. С. 23-25.
78. Зайдель Я.М., Леви Б.И. Расчет на ЭВМ циклического и физико-химического заводнения при их совместном применении // Теория и практика применения новых методов увеличения нефтеотдачи месторождений Башкирии. Уфа. - 1979. С. 71-77.
79. Зайдель Я.М., Леви Б.И., Родионов В.П. Об эффективности применения циклического метода заводнения слабопроницаемых карбонатных коллекторов // Сер. Нефтепромысловое дело №4. М.: РНТС, ВНИИОЭНГ. - 1980. - С. 8-10.
80. Qwens W.W., Archer L.L. Waterflood Pressure Pulsing for fractured Peservoirs. J. Petrol Technol. 1966. 18, № 6. - C. 745-752.
81. Васильченко В.П., Гнатюк P.A., Петраш И.Н. Эффективность циклического метода воздействия на нефтяные пласты при заводнении месторождений Предкарпатья // Нефтепромысловое дело. 1969. - № 1.
82. ВНИИнефть, Сургучев М.Л. Создание и широкое промышленное внедрение методов разработки нефтяных месторождений с применением циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков в продуктивных пластах. М.: 1984.
83. Метод изменения направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений / В.Е. Гавура, В.Г. Лейбсон, Е.И. Чипас, Д.З. Шефер. М.: ВНИИОЭНГ. - 1976.-63 с.
84. Бучковская М.И., Иванишин B.C., Лозинская А.Б. Опыт внедрения метода изменения направления фильтрационных потоков на Северо-Далинском месторождении // Нефтяная и газовая промышленность. 1982. - №8. - С. 35-38.
85. Вашуркин А.И., Евченко B.C., Свищев М.Ф. Опыт изменения направления фильтрации при нестационарном заводнении // Нефт. хоз. 1979. - №9. - С. 40-42.
86. Атанов Г.А. Определение водонасыщенности при изменении направления вытеснения нефти водой // НТС по добыче нефти №40. М.: Недра. - 1971.
87. Бочаров В.А., Сургучев М.Л. Исследование влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения // НТС по добыче нефти №49. М.: Недра. - 1974.
88. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра. - 1988. - 121 с.
89. Павлов В.П. О разработке залежей нефти в порово-трещиноватых карбонатных коллекторах // Нефт. хоз. 1977. - № 1. - С. 32-34.
90. Сургучев Л.М. Оценка эффективности термических методов увеличения нефтеотдачи пластов по использованию первичных ресурсов // Сб. тр. Академии Наук Конф. по увеличению нефтеотдачи, Баку, ноябрь 1997г.
91. Борисов Ю.П., Оганджанянц В.Г., Маслянцев Ю.В. К вопросу об эффективности циклического метода воздействия на пласты // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Тр. ВНИИ. Вып. 54. - М.: Недра. - 1968.
92. Вашуркин А.И., Масянов С.А. Оценка эффективности нестационарного воздействия по промысловым данным // Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень. - 1977. - С. 71-75.
93. Вашуркин А.И., Шадеркина Г.Н. Влияние нестационарного заводнения на темп разработки залежи // Проблемы нефти и газа Тюмени: НТС. 1980. - № 46. - С. 27-29.
94. Ахметов З.М., Шавалиев A.M. Исследование эффективности нестационарного оздействия на нефтяные пласты. М.: ВНИИОЭНГ. - 1993.
95. Сургучев Л.М. К вопросу системного анализа эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов // Сб. науч. тр. ВНИИ. Вып. 88. - М.: 1984. - С. 24-33.
96. Колеватова А.Н., Мухаметшин Р.З., Позняков А.Г. Особенности заводнения карбонатных коллекторов башкирского яруса Ромашкинского месторождения // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1982. - №12. С. 5-6.
97. Жанин И.Л., Палий П.А., Гавура В.Е. Эффективность разработки литологически неоднородных коллекторов нефтяных месторождений Куйбышевского Поволжья. -Куйбышев: Куйбышевское кн. из-во. 1974. - 247 с.
98. Сургучев M.JT. Изменение направления потоков жидкости способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении неоднородных пластов // Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. - М.: 1976. - С. 76-85.
99. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Цынкова О.Э. Прогнозирование показателей разработки месторождений с применением новых методов увеличения нефтеотдачи // Нефт. хоз. 1977. - №4. - С. 29-33.
100. Ишханов В.Г., Ажнов В.Г. Мероприятия по улучшению разработки залежи Кумского горизонта Новодмитриевского месторождения // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело №6. М.: ВНИИОЭНГ. - 1975. - С. 6-8.
101. Копылов Л.М., Мельников А.И., Пастух П.И. Опыт поперечного разрезания залежи на Трехозерном месторождении // Нефт. хоз. 1983. - № 2. - С. 66-68.
102. Крылов А.П., Цынкова О.Э. Об оценке эффекта нестационарного взаимодействия смежных площадей нефтяного пласта различной степени заводнения // Исследования в области разработки нефтяных месторождений и гидродинамики пласта. М.: 1975. -С. 166-167.
103. Ганич К.В., Дергунов В.К., Ишемгужин С.Б. Эффективность циклической закачки воды на Советском месторождении // Нефт. хоз. 1979. - № 1.
104. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1977.
105. Кузькоков В.А., Ерикова Л.Е. Применение метода изменения фильтрационных потоков на Западно-Тэбукском месторождении // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. №6. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1983. - С. 5.
106. Лейбсон Б.Г., Чипас Е.И. Результаты опытно-промышленного эксперимента по изменению направлений фильтрационных потоков жидкости в пластах // Нефт. хоз. -№3.- 1976.
107. Лейбсон В.Г., Шефер Л.З. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. № U.M.: ВНИИОЭНГ. - 1977. - С. 6-8.
108. Лысенко В.Д., Киреев Ш.Г., Буторин О.И. К расчету циклической разработки нефтяных пластов // Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Казань. - 1974. - С. 399-409.1. А"
109. Евченко B.C. К обоснованию критерия сравнительной эффективности вариантов проведения циклического заводнения // Проблемы нефти и газа: НТС. № 35. -Тюмень, - 1977.-С. 29-31.
110. Мельников А.И., Копылов Л.М., Пастух П.И. О циклическом заводнении на месторождении объединения «Урайнефтегаз» // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. -№10. -М.: ВНИИОЭНГ. 1981. - С. 25-26.
111. Мельников А.И., Копылов JI.M. Циклическое заводнение на месторождениях Шаимского района // Нефт. хоз. 1982. - №3. - С. 37-40.
112. Михалевич В.И., Сенюта B.C. Эффективность циклического нагнетания воды // Нефтяник. 1981. - №8. - С. 7.
113. Музафаров К.Э., Оганджанянц Б.Г. Экспериментальное исследование циклического воздействия на слоистый пласт // Азербайджан, нефт. хоз. 1967. - №6. - С. 22-24.
114. Пермякова Л.А., Есаулова З.В., Павлова A.B. Оценка результатов применения циклического метода заводнения на месторождениях Западной Сибири // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири. Тюмень. -1976.-С. 110-112.
115. Петров В.И. Раздельная закачка воды при циклическом заводнении продуктивных пластов // Проблемы нефти и газа Тюмени: НТС. Тюмень. - 1976. - №32. - С. 36-39.
116. Петров В.И. О возможности повышения давления нагнетания в системе ППД при циклическом заводнении // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири. Тюмень. - 1978. - С. 49-54.
117. Вашуркин А.И. Применение нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири // Обзор по основным направлениям развития отрасли. М.:1978. -52 с.
118. Рахмикулов И.М., Пастух П.И., Копылов М.И. Опытно-промышленный эксперимент по циклическому заводнению Мортымъя Тетеровской залежи // Проблемы нефти и газа Тюмени: Научн.-техн. сб. Вып. 25. - Тюмень. - 1975.
119. Сургучев M.JL, Цынкова О.Э. О нестационарных режимах заводнения нефтяных пластов//Нефт. хоз. 1983. -№7. - С. 26-38.
120. Шарбатова И.Н., Сафронов В.И., Пустовойт С.П. Эффективность циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков // Нефт. хоз. 1978. -№1.
121. Шарбатова И.Н. Применение циклического заводнения на месторождениях Татарии и Западной Сибири // Нефт. хоз. 1980. - № 1.
122. Шарбатова И.Н. Слоистая неоднородность пласта как фактор применения циклического заводнения // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело №6. М.: ВНИИОЭНГ. - 1980. - С. 12-15.
123. Шарбатова И.Н. Современное состояние и результаты внедрения метода циклического заводнения // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело №11. М.: ВНИИОЭНГ. - 1981. - С. 2-5.
124. Шефер A.B., Гавура В.Е. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области // Нефт. хоз. 1977. - №5. - С. 25-38.
125. Шавалиев A.M. Прогноз величины подвижных запасов нефти месторождений Урало-Поволжья // Тр. ТатНИПИнефть. Вып. 52. - Бугульма. - 1983. - С. 139-142.
126. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещение // Нефт. хоз. 1974. - №6. - С. 26-29.
127. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефт. хоз. 1984. - №1. - С. 25-28.
128. Сургучев М.Л. Импульсное (циклическое) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи // Нефт. хоз. 1965. - №3. - С. 52-57.
129. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Билинчук A.B. Критериальный выбор объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения нестационарного заводнения // М.: Труды ВНИИ, 2005 г. Вып. 132. - С. 135-145.
130. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, И.И. Минаков, A.B. Билинчук // М.: Труды ВНИИ, 2005 г. Вып. 133. - С. 28-43.
131. Горбунов А.Т., Широков В.А., Крянев Д.Ю. Применение катионоакгивных ПАВ для повышения продуктивности скважин.- М.: Нефтяное хозяйство, №9, 1992, с.25-27
132. Опыт промышленных испытаний методов повышения эффективности нефтеотдачи пластов на месторождениях страны. Обзорная информация. Сер. "Нефтепромысловое дело"./В.А.Сорокин, М.Ф.Путилов, Г.Г.Вахитов и др.- М.: ВНИИОЭНГ. 1983
133. Мухаметзянов Р.Н. Результаты внедрения физико-химических методов воздействия на месторождениях Ноябрьского нефтегазоносного района. Сб. "Системная технология воздействия на пласт".- М.: ВНИИОЭНГ, 1990, с. 8-11.
134. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей ноябрьского района Западной Сибири/ В.А.Городилов, Р.Н.Мухаметзянов, Г.А.Храмов и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993, 70 с.
135. Смит Ч.Р./Технология вторичных методов добычи нефти.-М.: Недра, 1971,290 с.
136. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1989, 216 с.
137. Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф., Галимов И.М. Результаты испытаний по применению химических композиций для интенсификации добычи нефти. Сб. "Системная технология воздействия на пласт".-М.: ВНИИОЭНГ, 1990, с. 102-105.
138. Бурдынь Т.А., Зак Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод.- М.: Недра, 1978, 227 с
139. Глинка H.J1. Общая химия. JL: Химия, 1979, 720 с.
140. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин/ Е.Г.Гаевой, Л.Х.Каюмов, Д.Ю.Крянев и др. // Патент РФ № 2110679 от 10.05.98 г.
141. Применение химических реагентов ЗАО "ХИМЕКО-ГАНГ" для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти/ А.Т.Горбунов, А.М.Петраков, Л.Х. Каюмов, Д.Ю. Крянев и др. М.: Нефтяное хозяйство, 1997, № 12, с 65-69.
142. Горбунов А.Т., Кондратюк А.Т., Мухаметзянов Р.Н. Системная технология воздействия на пласт. Сб. "Системная технология воздействия на пласт".- М.: ВНИИОЭНГ, 1990, с. 3.
143. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания, М., "Недра", 1975, с. 215
144. Жданов С.А., Филиппов В.П., Малютина Г.С./ Принятие решений при выборе технологий воздействия на пласт.- М.: Нефтяное хозяйство, 1995, №4
145. Патент США №3831679, НКИ 166/307, МКИ Е 21 В43/27,1977 г
146. Патент США № 3831679, НКИ 166/307, МКИ Е 21 В 43/27,1977 г
147. Патент Великобритании № 2074043 МКИ BOIF 17/00, НКИВ1У 104, 1981 г.
148. M.L. Hoefner, H.S. Fogler, P. Stenins, J. Sjoblom "Role of Acid Diffusion in Matrix Acidizing of Carbonates", JPT, February, 1987, h.h. 203-208
149. Дмитриев M.A. Особенности процесса вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ из полимиктовых коллекторов. Канд. диссертация, м., 1989, 163 с.
150. Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, И.И. Минаков, A.B. Билинчук. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 2843
151. Шарбатова И.Н., Сургучев M.JL Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра. - 1988. - 121 с.
152. Горбунов А.Т., Бученков JI.H. Щелочное заводнение.- М.: Недра, 1989, 160 с.'
153. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учеб. пособие. Казань: изд-во Казан.ун-та. 2002. - 596 с.
154. Состав для вытеснения нефти из пласта/ Н.И. Жильцов, Г.И. Самохвалова, Д.Ю. Крянев и др., A.c. №1623282, Е 21 В 43/22
155. Состав для извлечения нефти/ Е.Г.Гаевой, Д.Ю.Крянев, Р.С.Магадов и др., патент РФ, №2065033, 1996 г.
156. Состав для извлечения нефти/ И.С.Хаеров, В.А.Елфимов Д.Ю.Крянев и др., A.c. №1623280, Е 21 В 43/22
157. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Минаков И.И, Рогова Т.С. Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения. Вестник ЦКР. -2007.- №1. стр. 28-34
158. Анализ и классификация месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" для применения нестационарного заводнения ОАО «ВНИИнефть» / Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Минаков И.И. и др. / Отчет по договору 501.05 от 15.02.2005 г. (Этап 1-3), 210 стр.
159. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Крянев Д.Ю., Билинчук A.B., Петраков A.M., Т.С. Рогова /Нефтепромысловое дело.- 2006.- № 9. с. 26-31
160. Крянев Д.Ю. Нестационарное Заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. // М., 2008.208 с.
161. Крянев Д.Ю., Рогова Т.С., Ивина Ю.Э., Макаршин C.B., Дзюбенко Е.М. Разработка кислотного состава для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов в условиях пониженных температур. // М., Труды ВНИИнефть, 2007.- вып. 137.- С. 24-32.
162. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Минаков И.И., Рогова Т.С. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. // М., Труды ВНИИнефть, 2007.- вып. 136.- С. 6-19.
163. Крянев Д.Ю., Бурчак Т.В. Экологическое обоснование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений в проектных документах. // М., Нефтяное хозяйство, 2007.-№8.-С. 48-53.
164. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Рогова Т.С. Развитие методов увеличения нефтеотдачи в рамках федеральной целевой научно-технической программы. // М., Нефтяное хозяйство, 2007.- № 8. С. 40-42.
165. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Шульев Ю.В., Билинчук A.B. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». // М., Нефтяное хозяйство, 2007.- № 1. С. 54-57.
166. Крянев Д.Ю., Рогова Т.С., Ивина Ю.Э., Дзюбенко Е.М. Разработка кислотных композиций для интенсификации добычи нефти из терригенных коллекторов применительно к условиям месторождений Западной Сибири. // М., Труды ВНИИнефть, 2006.- вып. 134.- С. 6-15.
167. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Рогова Т.С., Билинчук A.B. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ. // М., Бурение и нефть, 2006.- № 7/8. С. 8-11.
168. Крянев Д.Ю., Жданов С.А., Петраков A.M. Системная технология воздействия на пласт. // М., Вестник ЦКР, 2006. №1.
169. Крянев Д.Ю., Жданов С.А., Петраков A.M. Системная технология воздействия на пласт. // М., Нефтяное хозяйство, 2006. № 5. - С. 84-86.
170. Крянев Д.Ю., Ивина Ю.Э., Дзюбенко Е.М., Жуков Р.Ю. Возможность применения природных руд для предотвращения набухания глин. // М., Нефтяное хозяйство, 2005,-№9.-С. 181-183.
171. Крянев Д.Ю., Дзюбенко Е.М., Рогова Т.С., Жуков Р.Ю. Разработка и применение комплексных гидрофобных составов для обработки призабойной зоны нефтяных скважин. //М., Труды ВНИИнефть, 2005, вып. 132, С. 5-13.
172. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Макаршин C.B., Рогова Т.С., Ивина Ю.Э., Глущенко О.Г. Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта. // Патент РФ №2333234 от 10.09.2008 г.
173. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Макаршин C.B., Рогова Т.С. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов. // Патент РФ №2333928 от 20.09.2008 г.
174. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B., Лукманов Р.В., Баталов А.Ф., Мухаметшин М.М. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе. // Патент РФ № 2236431 от 20.09.04 г.
175. Крянев Д.Ю., Макаршин C.B. Ингибитор коррозии металлов в водно-нефтяных сероводородсодержащих средах. Патент РФ №2207402 от 27.06.03 г.
176. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B. Эмульгатор для приготовления инвертных эмульсий. // Патент РФ №2203130 от 27.04.03 г.
177. Крянев Д.Ю., Беклемышев В.И., Болгов В.Ю., Махонин А.Г., Селезнев А.Г., Макаршин C.B., Юрьев В.М. Способ получения низкозастывающей основы синтетического масла. // Патент РФ № 2184768 от 10.07.02 г.
178. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B. Эмульгатор инвертных эмульсий. // Патент РФ № 2166988 от 20.05.01 г.
179. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов. // Патент РФ №2153576 от 27.07.2000 г.
180. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B. Эмульгатор инвертных эмульсий. // Патент РФ №2153391 от 27.07.00г.
181. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. // Патент РФ № 2151284 от 20.06.2000 г.
182. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B., Юрьев В.М. Способ получения хлорорганических соединений, содержащих хлорметильную группу, или их четвертичных аммониевых солей. // Патент РФ №2150455 от 10.06.2000 г.
183. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B., Юрьев В.М., Гаевой Е.Г., Магадов P.C., Назаров A.B., Рудь М.И., Силин М.А., Хлобыстов Д.С. Эмульгатор инвертных эмульсий Нефтенол НЗТ. // Патент РФ №2140815 от 10.11.99 г.
184. Крянев Д.Ю., Селезнев А.Г., Макаршин C.B., Юрьев В.М. Способ получения ингибитора солянокислой коррозии. // Патент РФ №2135639 от 27.08.99 г.
185. Крянев Д.Ю., Гаевой Е.Г., Каюмов Л.Х., Магадов P.C., Макаршин C.B., Рудь М.И., Силин М.А. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. // Патент РФ № 2109937 от 27.04.98 г.
186. Крянев Д.Ю., Рыскин А.Ю., Лысенко Т.М., Масленников В.А., Рамазанов Р.Г. Состав для обработки призабойной зоны пласта. // Патент РФ № 2296061 от 20.12.97 г.1. Ж"
187. Крянев Д.Ю., Рыскин А.Ю., Лысенко Т.М., Масленников В.А., Рамазанов Р.Г. Состав для обработки призабойной зоны пласта. // Патент РФ № 2099518 от 20.12.97 г.
188. Крянев Д.Ю., Гаевой Е.Г., Магадов P.C. и др. Эмульгатор инвертных эмульсий.// Патент РФ № 2062142 от 11.03.94 г.
189. Крянев Д.Ю., Горбунов А.Т., Широков В.А. Применение катионоактивных ПАВ для повышения продуктивности скважин. // М., Нефтяное хозяйство, 1992.- №5. С. 20-22.
190. Крянев Д.Ю., Сонич В.П., Жильцов Н.И., Хаеров И.С., Каюмов Л.Х. и др. Инструкция по применению технологии повышения нефтеотдачи с применением бесполимерных эмульсионных составов. // РД 39-Р-106-91, 16 с.
-
Крянев, Дмитрий Юрьевич
-
доктора технических наук
-
Москва, 2008
-
ВАК 25.00.17
- Научно-методические основы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи
- Повышение эффективности базовых и информационно-управляющих технологий при разработке месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами
- Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь"
- Геолого-технологическое обоснование применения комплексных технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти
- Геолого-промысловое обеспечение комплексных геолого-технологических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов
