Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений

Владимиров, Игорь Вячеславович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений"

На правах рукописи

ВЛАДИМИРОВ ИГОРЬ ВЯЧЕСЛАВОВИЧ

НЕСТАЦИОНАРНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа -2005

Работа выполнена в ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология", г. Уфа

Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент

Котенев Юрий Алексеевич

доктор технических наук, профессор Зейллан Юрий Вениаминович

доктор технических наук Фазлыев Рабис Тимерханович

Ведущая организация: ООО "УфаНИПИнефть"

Защита состоится 27 декабря 2005 г. в 13.30 часов на заседании диссертационного совета Д.520.020.01. при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика"), по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-Марта, д. 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика".

Автореферат разослан 25 ноября 2005 г.

Ученый секретарь

д иссертационного совета .

доктор химических наук -- ^ Д.А. Хисаева

Актуальность проблемы. В период истощения основных запасов нефти на "старых" месторождениях России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большая доля остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. Происходит качественное ухудшение сырьевой базы.

Выработка трудноизвлекаемых запасов традиционными методами характеризуется низкими технико-экономическими показателями. При этом сложившиеся системы разработки месторождений становятся малоэффективными. Вместе с тем, простые расчеты показывают, что эффективное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти может стать существенным резервом поддержания и даже увеличения уровня добычи нефти. Поэтому научные изыскания, посвященные проблемам увеличения коэффициента нефтеизвлечения, создания и совершенствования технологий вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в разработку, становятся крайне актуальными для нефтяной промышленности.

В настоящее время основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение нефтяных пластов. Эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50 - 60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных - 30 - 40 %. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение).

Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ приводит к снижению ее эффективности. Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования и адаптации к условиям конкретных месторождений (залежей нефти). Многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-производственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем

заводнения водой и другими нефтевьпт--------- --------- для

вовлечения и интенсификации отбора трудно

Накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ, представленный в работах М.Л. Сургучева, А.А. Боксермана, Ю.П. Желтова, В.Г. Оганджанянца, Г.И. Баренблатта, А.Т. Горбунова, И.Н. Шарбатовой, О.Э. Цынковой, Муслимова Р.Х. и др. нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти.

Таким образом, проблемы обобщения опыта работ по созданию и внедрению технологий НЗ, определения условий эффективности применения технологий НЗ, задача дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются сегодня насущными проблемами современной нефтедобычи, что и определяет актуальность темы диссертационной работы.

Целью данной работы является исследование, научное обоснование и создание перспективных технологий нестационарного нефтеизвлечения, направленных на эффективное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, а также разработка методических рекомендаций для классификации объектов разработки и оценки эффективности нестационарного заводнения, и определение критериев эффективности применения метода.

Задачи исследований:

1. Выявление особенностей геологического строения и разработки нефтяной залежи, определяющих эффективное применение технологий нестационарного нефтеизвлечения.

2. Исследование причин снижения эффективности длительно применяемых на нефтяных залежах технологий нестационарного нефтеизвлечения и определение стратегии их совершенствования.

3. Создание методических основ дом прогнозирования эффективности применяемой технологии нестационарного воздействия на нефтяные пласты (на основе моделирования).

4. Исследование особенностей процессов фильтрации пластовых флюидов в нестационарных физических полях.

5. Определение оптимального порядка применения технологий нестационарного воздействия на нефтяную залежь.

6. Разработка новых технологий периодической эксплуатации высокообводненных добывающих скважин.

7. Разработка новых технологий нестационарного нефтеизвлечения, обладающих высокой эффективностью для залежей нефти, находящихся в заключительной стадии разработки.

8. Создание новых технологий нестационарного воздействия на карбонатные коллекторы.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и использования результатов обработки статистической информации, характеризующей как сам нефтяной объект, так и его разработку. Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики и Data Mining (интеллектуальный анализ данных). Для исследования нестационарных процессов в пласте использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.

Научная новизна:

1. Сформулирован основной принцип эффективности нестационарных технологий нефтедобычи: чем больше величина подвижных запасов нефти, которые не могут быть освоены действующей стационарной системой разработки, тем выше эффект от применения технологий нестационарного заводнения в сочетании с технологиями изменения направления фильтрационных потоков (НЗ + ИНФП).

2. Сформулированы основные принципы развития технологий ИЗ на залежи нефти. Показано, что в первой и второй стадиях разработки залежи лучше всего применять циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин, способствующее более активному заводнению низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в областях пласта, близких к зоне нагнетания воды. В третьей стадии разработки, с приближением фронта заводнения к добывающим скважинам, необходимо переходить на чередование отборов жидкости по добывающим скважинам и закачки воды по нагнетательным скважинам в противоположных фазах. В четвертой, заключительной стадии, разработки возможен переход на технологию постоянной закачки воды в нагнетательные скважины и чередующиеся отборы нефти по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади.

3. Предложено проводить проектирование технологий НЗ на основе расчета величины недренируемых подвижных запасов нефти и построения карт плотности недренируемых подвижных запасов нефти.

выше зональная и послойная неоднородность коллектора, а также чем больше текущие извлекаемые запасы нефти участка на момент начала применения технологии НЗ + ИНФП, тем выше эффект от технологии. Показано также, что наибольшей эффективностью обладают участки с действующей блочно-замкнутой системой заводнения, с наибольшим количеством воздействующих нагнетательных скважин.

5. На основе дискриминантного анализа получены правила разбиения участков на эффективные и неэффективные группы с точки зрения применения технологий НЗ. Предложенный подход позволяет по экспертной оценке небольшой выборки (обучающая выборка) разделить на группы совокупности с большим количеством элементов и назначить для каждой из групп характерные технологии НЗ + ИНФП.

6. Научно обоснованы новые нестационарные технологии активной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях, характеризующихся различными особенностями геологического строения и разработки объекта.

Основные защищаемые положения:

1. Методика выбора участков для применения технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллектора на основе определения недренируемых подвижных запасов нефти и построения карт их плотности.

2. Методические положения по внедрению технологии нестационарного заводнения, состоящие из трех этапов: подготовительно-исследовательского, циклической закачки воды в нагнетательные скважины с одинаковыми и различными периодами работы и простоя при постоянной эксплуатации добывающих скважин, циклической закачки воды в нагнетательные скважины с индивидуальными периодами работы и простоя с периодической эксплуатацией высокообводненных добывающих скважин.

3. Методика оценки эффективности применения технологии нестационарного заводнения (НЗ+ИНФП) в зависимости от геологических и технологических показателей участка на основе статистического моделирования и применения методов Data Mining.

4. Новые технологии нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллекторы (Патенты РФ №№ 2189438, 2191255,2184216).

Достоверность полученных результатов

Достоверность полученных результатов достигалась в

результате сопоставления теоретических выводов с практикой

применения технологий нестационарного заводнения, а также

сравнением с результатами других исследований, выполненных

разными исследователями с применением иных методов.

Практическая иенность работы и реализация результатов в

промышленности:

1. Предложены и реализованы комплексные технологии выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья из малопроницаемых терригенных и сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

2. Предложены и внедрены технологии нестационарной работы высокообводненных добывающих скважин.

3. Предложена и внедрена новая технология нестационарного нефтеизвлечения, отличительная особенность которой заключается в группировании скважин, гидродинамически связанных с выделенной нагнетательной скважиной, по ряду показателей разработки (обводненность, водожидкостный фактор) и назначении для каждой группы скважин своего режима нестационарной работы и переводу нагнетательной скважины в периодический режим работы. Внедрение данной технологии на участках Восгочно-Сулеевской и Ташлиярской площадях Ромашкинского месторождения (НГДУ "Джалильнефть" ОАО "Татнефть") позволило получить 36.77 тыс. т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом 49.9 млн.руб.

4. Предложена и внедрена новая технология нестационарного нефтеизвлечения, основанная на предварительном определении направлений преимущественной трещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов или повышенной фильтруемости жидкости в пористой среде. Данная технология совмещает в себе преимущества физико-химических потокоотклоняющих и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Внедрение данной технологии на опытном участке № 4 залежи 302 Ромашкинского месторождения позволило получить технологический эффект в 7596 т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом - 8308 тыс. руб.

5. Разработаны критерии эффективности применения технологий нестационарного заводнения на залежах нефти девонских отложений Ромашкинского месторождения, позволяющие с большей достоверностью прогнозировать эффект от НЗ.

6. Предложенные в работе способы и технологии использованы при разработке геолого-технических мероприятий, составлении технологических схем и проектов разработки месторождений ОАО "Татнефть", ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь", ЗАО «Алойп».

режимов Абдрахмановской и Миннибаевской площадей и разработка рекомендаций по повышению нефтеотдачи пластов заводнением"), «Джалильнефть» (договор "Анализ состояния разработки и выработки запасов нефти Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, выделение объектов и проектирование МУН путем моделирования процесса фильтрации на трехмерной геолого-гидродинамической модели"), «Лениногорскнефть», «Альметьевнефть»), ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь" (договор № У429.04 "Разработка программы работ по применению нестационарного заводнения на месторождениях ООО "Лукойл"), ЗАО «Алойл» (договор № Д-1-2003 "Технологическая схема опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью", договор № Д-7-2005 "Комплексные технологии интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти Алексеевского месторождения")

Апообаиия работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2004 г.г.), на заседаниях Ученого Совета «ТатНИПИнефтъ» (г. Бугульма, 1999-2004 гг.), Технико-экономического Совета ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 1999-2004 гг.), Научно-технических советах «ТатНИПИнефтъ», «БашНИПИнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермь», ВНИИнефть, НГДУ «Иркеннефть», «Джалильнефть», «Лениногорскнефть» (2001-2004 г.г.), на республиканской комиссии по разработке нефтяных месторождений (РКР), (г. Казань, 2003-2004 г.г.), на международной конференции "VI Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов (Уфа, 2005 г.)".

Структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 214 наименований. Объем работы составляет 327 страниц, в том числе 130 рисунков, 29 таблиц.

Публикаши.

Основное содержание диссертационной работы изложено в трех монографиях, 3 руководящих документах и инструкциях, 46 научных статьях и 7 патентах.

Вклад автора в работы, выполненные в соавторстве и включенные в диссертацию, состоит в постановке задачи, обобщении результатов, разработке методов решения, формировании научного направления.

Автор благодарен научному консультанту Хисамутдинову Н.И., сотрудникам НПО "Нефтегазтехнология", работникам ОАО "Татнефть", коллегам из "ТатНИПИнефтъ" за плодотворное сотрудничество и внимание к работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассмотрены основные положения и принципы технологий нестационарного воздействия на нефтенасьпценные коллекторы. Освещены история возникновения технологий циклического заводнения, ее экспериментальные и теоретические основы. Раскрыты основные положения технологий нестационарного заводнения (НЗ) и их связь с технологиями изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП). Приведены особенности применения нестационарных технологий нефтедобычи на залежах вязкой и высоковязкой нефти. Изложены основные виды технологий НЗ, критерии эффективности их применения и возможные осложнения, возникающие при применении технологий нестационарного заводнения. Дан обширный анализ результатов опытно-промышленных работ и промышленного внедрения технологий НЗ.

Показано, что циклический метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных пластах искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движения жидкостей и газа. В промысловых условиях неустановившееся давление и фильтрация жидкости в пласте могут бьггь созданы периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости при искусственном заводнении или циклическим отбором жидкости при естественном водонапорном режиме разработки пласта.

При неустановившемся состоянии в нефтяной залежи возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки, а также изменяются направления потоков.

При стационарном заводнении неоднородных пластов часть запасов нефти в низкопроницаемых прослоях или зонах остается не охваченной закачиваемой водой. Заводняемый пласт представляется как бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных макропотоков. При создании в таких коллекторах периодически неустановившихся состояний, то есть попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамического давления, в нефтяном пласте возникают условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые зоны и каналы и перемещения из них нефти в зоны активного дренирования.

Суть технологий циклического заводнения состоит в целенаправленном использовании пластовых упругих сил с целью

достижения более полного охвата заводнением гидродинамически взаимосвязанных нефтенасыщенных участков неоднородного пласта. При этом, чем больше сжимаемость пластовой системы, тем выше должны быть градиенты давления и тем интенсивнее будут перетоки жидкостей в неоднородном пласте за счет принудительного внедрения нагнетаемой воды в малопроницаемые участки.

Эффективность циклического заводнения зависит также и от капиллярной характеристики коллектора и насыщающих его жидкостей. Цикличность процесса заводнения создает условия для более эффективного использования капиллярных явлений.

Известно, что в неоднородных пористых средах, избирательно лучше смачивающихся вытесняющей жидкостью, при стационарном состоянии происходит прямоточное и противоточное капиллярное впитывание воды из высокопроницаемых обводненных участков или трещин в гидродинамически связанные с ними малопроницаемые элементы или блоки пласта. Благодаря периодическим изменениям условий воздействия в периоды повышения пластового давления в нефтяной залежи возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых элементов пласта, усиливающие процесс капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные участки. В период снижения пластового давления знак градиента гидродинамического давления меняется, и внедрившаяся в малопроницаемые участки вместе с нефтью вода получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые участки. При этом из-за микронеоднородности пористой среды и ее гидрофильных свойств часть нефти в наименее мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается под действием капиллярных сил водой. В каждом конкретном случае степень замещения нефти водой в малопроницаемых участках пласта зависит от физико-химических свойств пластовой системы нефть-вода-порода, характера микронеоднородного строения пласта и его насыщенности водой.

Таким образом, эффективность циклического заводнения определяется двумя непрерывно связанными процессами: гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды; капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.

Особенностью внедрения методов циклического заводнения в восьмидесятые годы прошлого века является создание более интенсивных систем заводнения на месторождениях, бурение дополнительных нагнетательных рядов и переход на блоковые и блочно-замкнутые системы заводнения. При этом эффект от нестационарных процессов в пласте дополнялся эффектом от изменения

направления фильтрационных потоков (ИНФП). Сочетание циклического воздействия с ИНФП приводит к одновременному увеличению охвата пласта заводнением по толщине и площади

Технологии НЗ могут применяться с положительным технологическим эффектом на любых нефтяных месторождениях. Для получения наибольшего эффекта от применения метода по сравнению с обычным заводнением объекты должны характеризоваться следующими свойствами и условиями:

1. высокой макронеоднородностью продуктивных пластов, то есть большой слоистостью, расчлененностью и зональной неоднородностью с резким изменением свойств от слоя к слою, от участка к участку и т. п.;

2. между разнородными слоями, зонами и участками пласта должна существовать гидродинамическая связь, допускающая перетоки воды при больших градиентах давления;

3. пористая среда должна быть микронеоднородна, то есть размер пор должен изменяться в широком диапазоне;

4. поверхность пористой среды в пластовых условиях должна лучше смачиваться водой, то есть быть в достаточной мере гидрофильной;

5. залежь должна обладать достаточно высокой упругоемкостью либо за счет сжимаемости нефти и свободного газа в пласте, либо за счет возможности создания большой амплитуды колебания давлений;

6. искусственное воздействие на пласты должно быть внутриконтурным, с небольшими размерами блоков;

7. осуществление тепловой обработки воды, а также обработки ее поверхностно-активными веществами для повышения капиллярной активности системы будет способствовать увеличению эффекта от применения метода.

Необходимо отметить, что наряду с осложнениями, привносимыми в разработку обычными технологиями заводнения, метод нестационарного воздействия обладает рядом особенностей, приводящих к возникновению следующих осложнений при разработке:

1. Снижение темпов отбора запасов нефти при простое скважин.

2. Ускоренный выход из строя промыслового оборудования (его электрической и электромеханической частей) при частых включениях и отключениях. Данный факт неоспорим и подтверждается многочисленными исследованиями в области повышения надежности электрооборудования.

3. Изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора при периодической нагрузке. Проведенные в последние десятилетия исследования влияния знакопеременных нагрузок на коллектор показали, что в различных условиях возможно как ухудшение фильтрационных свойств коллектора (необратимые изменения пористости, проницаемости), так и увеличение пористости и

проницаемости при процессах разрушения или размывания скелета коллектора. Данные процессы получили подтверждение как в лабораторных исследованиях, так и в промысловых условиях.

4. Возможные потери части запасов нефти в результате попадания нефти в промытые фильтрационные каналы и вторичного их нефтенасьпцения.

5. В карбонатных трещинных и трещинно-поровых коллекторах периодическое изменение поля давления при достижении предельных его значений приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств трещинной системы.

Очевидно, что все эти осложнения должны быть предусмотрены при проектировании и применении нестационарных технологий нефтеизвлечения.

Во второй главе рассмотрены методы определения технологического эффекта от применения технологий нестационарного заводнения. На основе метода характеристик вытеснения в качестве примера исследована эффективность применяемых технологий НЗ на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения.

Оценивая технологический эффект от применения технологий нестационарного заводнения необходимо исходить из того, что изменения, привносимые технологиями НЗ + ИНФП, направлены на долговременный эффект и воздействуют на значительный объем участка залежи. Поэтому основными показателями, определяющими эффективность применения технологии, являются динамики накопленных показателей разработки участка и их сопоставление за периоды до и после применения технологии.

Наиболее часто используемыми методами оценки технологического эффекта от применения НЗ + ИНФП по промысловым данным являются метод определения подвижных запасов нефти, метод фильтрационных параметров и метод характеристик вытеснения.

Для иллюстрации применения методов оценки технологического эффекта от нестационарного заводнения было проанализировано применение технологий НЗ на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения.

Анализ карты плотности балансовых запасов нефти пластов Восточно-Сулеевской площади и их структуры показывает, что запасы нефти распределены крайне неравномерно по площади, а их значительная часть сосредоточена в малопродуктивных (15 %) или высокопродуктивных глинистых (20.3 %) коллекторах. Коллектора площади характеризуются значительной зональной и послойной неоднородностью. При этом доля скважин, одновременно эксплуатирующих высокопродуктивные и малопродуктивные коллектора, велика и составляет на текущий момент 21 % от действующего фонда. В сложившихся условиях невозможно достичь

равномерной выработки запасов. Проблема выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на площади была частично решена в результате применения технологий НЗ.

Испытания циклического заводнения проводились в период с 1973 по 1977 г.г. та восточном участке площади. С 1988 года по настоящее время весь нагнетательный фонд площади эксплуатируется в режиме нестационарного заводнения. Влиянием нестационарного заводнения охвачено большинство добывающих скважин.

Эффективность применения НЗ определялась методами характеристик вытеснения Камбарова. Приведенный в работе анализ показал, что технологии нестационарного заводнения в комплексе со сменой направления фильтрационных потоков в условиях горизонта Д] Восточно-Сулеевской площади эффективны. При незначительных затратах на организацию чередующихся режимов работы нагнетательных и добывающих скважин была существенно улучшена динамика показателей разработки площади и дополнительно добыто более 3,6 млн. т нефти. В то же время, анализ динамики эффективности НЗ, проделанный на основе применения методов анализа временных рядов ЯвА "Гусеница" (www.gistatgroup.com), указал на тенденцию снижения эффекта от применения НЗ с течением времени.

Динамика дополнительной добычи нефти на блоке 1 и 2 Восточно-Сулеевской площади различна. Если исключить сезонные колебания прироста добычи нефти и перейти к годовым показателям (рисунок 1), то прослеживаются следующие тенденции. Применение технологий НЗ на блоке №2 в первые три года привело к значительному приросту добычи нефти с максимальным значением в 1990 году. Затем наблюдается снижение эффекта вплоть до 1996 года, когда эффективность применяемых на блоке технологий НЗ снизилась в более чем 2 раза. На блоке 1 в этот период технологии НЗ менее эффективны по сравнению с блоком 2. Однако сам эффект на этом блоке более стабилен, и кроме того наблюдается слабый рост эффекта. С 1994 г эффективность НЗ на блоке 1 выше, чем на блоке 2.

Начиная с 1996 года, наблюдается рост эффективности НЗ на обоих блоках, который продолжается до 1998 года. Этот рост связан с перестройкой системы ППД, переводом ряда добывающих скважин под закачу (рисунок 2), что позволило подключить к дренированию дополнительные нефтенасыщенные области площади. После 1998 наблюдается спад эффективности технологий НЗ. Таким образом, эффективность применяемых технологий НЗ по мере истощения запасов на ряде участков снижается. В период 2000-2002 г.г. в 37,4 % добывающих скважин в зоне воздействия НЗ имело место снижение эффективности технологии, уменьшение прироста добычи нефти.

1966 1990 1982 1994 1996 1996 2000 2002

годы

Рисунок 1. Динамика прироста добычи нефти за счет применения технологий нестационарного заводнения на Восточно-Сулеевской площади.

гады

Рисунок 2. Изменение действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин Восточно-Сулеевской площади.

В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и разработай нефтяной залежи, определяющие эффективное применение технологий НЗ, на примере участков площадей Ромашкинского месторождения.

Статистическая модель, связывающая удельный технологический эффект от применения технологий НЗ + ИНФГТ на выбранном участке с параметрами геологического строения и разработки залежи, была построена для 46 участков площадей Ромашкинского месторождения (горизонты Дь До). Т.к. исследуемые участки располагаются на соседних площадях, то предполагалось, что различия по ряду параметров (свойства пластовых флюидов, структура коллектора) минимальны, и эти параметры исключались из рассмотрения.

Для исключения побочных факторов рассматривались участки, система разработки которых не изменялась значительно как минимум за год до начала применения технологии ГО и в течение пяти - десяти лет (время определения величины эффекта) после начала применения технологии. В зависимости от действующей системы заводнения (например, замкнуто-блочная, линейная, площадная и др.), с помощью которой на данной залежи осуществляется нестационарное воздействие, определяются границы участка, подверженного нестационарному воздействию. На участках рассматривались показатели только тех скважин (нагнетательных и добывающих), которые эксплуатировали один и тот же объект (пласт или несколько пластов, имеющих зоны слияния) в течение всего рассматриваемого периода. Рассматривались участки следующих площадей Ромашкинского месторождения: Абдрахмановской, Минибаевской, Восточно-Сулеевской, Чишминской, Алькеевской, Ташлиярской.

На основе промысловой и геофизической информации для указанных выше участков были определены следующие параметры статистической модели, состоящей из 46 участков (см. таблицу 1).

Категориальные параметры: TECHNO - вид применяемой на участке технологии НЗ, ZAVOD - действующая система заводнения, через которую осуществляется воздействие технологии НЗ.

Количественные параметры: п - отношение числа реагирующих добывающих скважин к числу воздействующих нагнетательных, Q„ -средний дебит скважин участка по нефти до мероприятия (т/сут), Q, -средний дебит скважин участка по жидкости до мероприятия (т/сут), W - средняя обводненность скважин участка до мероприятия (%), DQn(DQj) - дисперсия значений дебитов по нефти (жидкости) скважин участка до мероприятия (д.ед.), DW - дисперсия обводненности (д.ед.), Vjf - водожидкостной фактор (%), CompNak - накопленная компенсация отборов закачкой на участке на момент проведения мероприятия (д.ед.), Tiz - удельное значение текущих извлекаемых запасов нефти (тыс.т/скв), К2 - средний коэффициент вытеснения участка (д.ед.), V2/ -послойная неоднородность (д.ед.), V2Z - зональная неоднородность (д.ед.), Oniz - отбор от начальных извлекаемых запасов нефти (%).

Таблица 1.

Фрагмент базы данных по эффективности применения технологий нестационарного заводнения на площадях Ромашкинского месторождения с геологическими и технологическими показателями участков до

начала применения технологии НЗ.

Щ в щ т * л. ф в X 4 П X II г i ж о. с ^ Í И 4 ir] и И 5 2 Í »26 11? о Т* X* t £ 5 ■ о 1 1 1 ж и к м» S «3 ж i а и * i i i <е О < « 1 г Е 10 1 i s Í § И 0 h 1 1 i J 4 $ i ■8 i tg 4 * ! i 0 1 S i 1 i! i! 5 « X 3 I я H Ü 1 < • i i \ Ь i I Л h s* * 1 x F M 11 5 o С i а é i 0 1 S X Щ 1 ж я * 8 X о S S т !. И I? 1 1 ж

1 2 3 4 S 6 7 в 9 10 ii 12 13 14 15 16 17 18

Уч. 1 2 3 41 53 87.5 93.9 0.374 0.386 0.907 64 £ 0£ 11.5 0707 аозо 0.048 82.4 -65

УЧ. 2 2 3 3.7 2.9 24.9 66 5 0.553 0.615 1.508 81.9 0.7 14.0 0705 0070 0Л97 863 -0.9

УЧ.З 2 3 2S 5.7 421 666 0 020 0Л4О 0.061 669 0.6 iai 0691 aoso 0066 862 ■41

Уч 4 1 2 2 В 2В 73 .В 965 1.813 0.3Э9 2766 585 12 37.7 0849 азю 1382 85.1 56Л

УЧ. 5 1 2 21 1.7 13.4 674 1 724 1 129 4799 64 3 1S 317 0708 0270 1245 76.3 400

УЧ. 6 1 2 2.2 95 275 85.6 2.130 0.770 4.538 49 В 13 662 0708 0.510 0.960 75 £ 36.1

УЧ. 7 1 2 24 15.1 58.3 74.2 1481 0.651 3.064 48.4 1J0 33;3 0632 0230 0.870 852 315

Уч8 1 2 3.1 аз 48.3 87.0 0.761 0.984 2.45B 59 В 1b 441 0709 0420 0.714 73 J0 20В

УЧ. 9 1 2 2.5 43 415 89.7 0.229 0.730 se i 1.4 0705 0.410 0.73S 71.1 247

>4.10 1 1 30 112 34.0 67.0 1Л20 1.400 3.948 77 JO 0J9 296 0596 0.190 0.729 78.1 166

УЧ. 11 2 1 3.1 ai 69.7 67.0 0588 0.146 0.820 40В 1.3 ■m 0685 0120 0.146 782 83

Í4.12 1 2 22 17В 97.7 82.0 0186 0680 а959 513 1J6 568 0709 01390 0790 76 J9 386

14.13 2 1 3.5 2Д 2?Л 91.0 0200 1000 1.400 712 13 2ae 0709 0380 0.130 815 132

>4.14 1 1 28 23 МО 924 0453 0.410 1.049 624 UB 29l2 0705 0.140 0.187 80.3 131

>4.15 2 3 3.6 ел 47.3 86.2 0-224 0.231 asos 713 0.9 21.1 0653 аозо 0.097 85Я 01

Л. 16 2 3 4.1 &а 62.1 91.9 0.817 0.745 1.822 69 JB 0J6 83 0709 0050 0.03В 833 •8.4

Л. 17 2 3 3.8 23 176 870 0080 0500 0.590 64.9 06 101 0709 0.080 0075 873 09

>4.16 2 4 4.0 31 50.6 93.8 1351 1707 5364 56.4 0.4 9.1 0593 ао?о 0.036 64.1 ■OS

УЧ. 19 2 4 42 &о 670 880 0389 0985 1758 502 0.4 8.1 0661 0.040 0077 82.4 ■0.1

*.20 1 1 3.1 8.4 Ш 87.1 0.786 Q¿¡>4 -1.214 563 Id 24.5 052« 0.510 0,1« 78.1 185

Зависимой переменной в данной модели является удельная дополнительная добыча нефти за один месяц продолжительности эффекта - ШХ^реИ (т/мес*скв), определяемая методами характеристик вытеснения.

Анализ зависимости величины эффекта ШШреЬ от рассматриваемых параметров показал на наличие статистически значимых связей.

\JdJJspeh = -42.35 + 2.18*11(1) +1.03*12(1) +1.49*12(2) -4.16*12(3) -- 4.75*п +1.67*(1, - 0.12*0.] + 0.74*1У-14.66*ВОп - 23.08*00/ + + 1в.11*ОП'+ 0.04*Уу+4.81 *Сотр№к + +0.27*Г/г + 21.12*К2 +15.58*1*1 + 22.27*У21 - 0.38*0п1г (1)

где

11(1) = 1 если ТесЬ=1, -1 если ТесЬ=2,0 в иных случаях; 12(1) = 1 если 2я\<А =1, -1 если 7л\о& =4,0 в иных случаях; 12(2) = 1 если гауос1=2, -1 если гауо<1=4,0 в иных случаях; 12(3) = 1 если гауосНЗ, -1 если гауоё=4, 0 в иных случаях;

ТесЬпо - 1) попеременное прекращение закачки воды по группам скважин или отключение целых рядов (остановка КНС); продолжительность полуцикла ограничения закачки (в данном случае полная остановка скважин) изменялись от 10-30 суток до 1-6 месяцев; 2) временная остановка некоторых нагнетательных скважин в различных вариациях или временное уменьшение объемов закачки воды путем попеременного прекращения нагнетания воды по скважинам, группируемым через одну, с продолжительностью полуциклов от 10-30 сут. до 1-6 мес.;

гауос! - 1) линейная, 2) блочно-замкнутая, 3) площадная, 4) избирательная.

Зависимости для всех статистически значимых факторов и факторов с \М.Р.<10 (отсутствие мультиколлиниарности) имеют следующий физический смысл:

1. Эффект от нестационарного заводнения тем больше, чем больше на момент начала применения технологии на участке: воздействующих нагнетательных скважин, накопленная компенсация отборов закачкой, текущие извлекаемые запасы нефти, послойная и зональная неоднородность коллектора.

2. Эффект от нестационарного заводнения тем меньше, чем больше на момент начала применения технологии на участке отбор от начальных извлекаемых запасов нефти.

3. Относительно остальных параметров сделать однозначные заключения не представляется возможным, т.к. они являются статистически не значащими либо обладают значительной мультиколлинеарностью.

4. Анализ вкладов в модель категориальных параметров показывает, что эффективности технологий НЗ различны. Так, для технологии ТесЬ=2 (15 участков) средняя эффективность составляет 9.64, а для технологии ТесЬ=1 (31 участок) - 15.52 т/мес*скв. Различие между эффективностями технологий является статистически значащим. В то же время, анализ не обнаружил статистически значимую на 95 % уровне достоверности зависимость эффективности технологии от типа действующей системы заводнения.

Представленная выше модель содержит ряд статистически не значащих факторов, а также факторов с значительной мультиколлинеарностью (У.1Л\ >10). Необходимо провести упрощение модели с целью исключения "лишних" факторов. В этом случае регрессионная модель имеет вид:

Ш_ШреИ =-21.51 + 0.08*0] +7.43*СотрМак + 0.31*Пг+

+14.44*^25.44*^ (2)

И2 = 83.4 %

I*2 (для сравнения моделей) = 81.4 % Стандартная ошибка = 8.16 Средняя абсолютная ошибка = 5.9

Установлено, что величина удельного эффекта от применения технологий НЗ имеет статистически значимую связь со следующими показателями разработки участка: средний дебит по жидкости, абсолютная средняя величина текущих извлекаемых запасов, накопленная компенсация отборов закачкой, зональная и послойная неоднородности коллектора. Анализ параметров модели на мультиколлинеарность показал отсутствие таковой.

Таким образом, наиболее статистически устойчивыми являются взаимосвязями между удельным эффектом и параметрами участка, характеризующими неоднородность свойств коллектора и величину текущих извлекаемых запасов нефти. Чем выше зональная и послойная неоднородность коллектора, а также чем больше текущие извлекаемые запасы нефти участка на момент начала применения технологии НЗ + ИНФП тем выше эффект от технологии.

Проведенный анализ объединения (разбиения) объектов по группам (кластерам) показал, что исследуемые объекты объективно разделяются на ряд групп, различающихся как по геолого-физической характеристике коллекторов, состоянию разработки, так и по эффективности применяемых технологий НЗ + ИНФП. Границы областей расположения кластеров в пространстве признаков фактически определяют области значений параметров разработки и геологического строения участков, в пределах которых возможно эффективное применение технологии НЗ + ИНФП. Так, анализ размещения

центроидов в пространстве признаков участков показал, что технологии НЗ + ИНФП с большей степенью достоверности будут эффективны при применении технологии, предусматривающей попеременное прекращение закачки воды по группам скважин или отключение целых рядов (остановка КНС)), на участках с действующими линейной или блочно-замкнутой системами заводнения, для которых отношение числа реагирующих добывающих скважин к числу воздействующих нагнетательных менее 2.6, средние дебита нефти более 7.6 т/сут, обводненность менее 85 %, уровень накопленной компенсацией отборов закачкой более 1.31, удельное значение текущих извлекаемых запасов нефти более 33.6 тыс.т/скв, значения послойной и зональной неоднородности более 0.372 и 0.562, соответственно. Исследование внутренней структуры группы участков с эффективным применением технологий НЗ + ИНФП показало, что наибольшей эффективностью обладают участки с действующей блочно-замкнутой системой заводнения, с наибольшим количеством воздействующих нагнетательных скважин.

Сформированные в результате дискриминатного анализа правила разбиения участков на характерные группы с высокой степенью достоверности (87.28 %) можно применить к генеральной совокупности участков. Предложенный выше подход позволяет по экспертной оценке небольшой выборки (обучающая выборка) разделить на группы совокупности с большим количеством элементов и назначить для каждой из групп характерные технологии НЗ + ИНФП.

В четвертой главе приведены результаты теоретических исследований нестационарных процессов в неоднородных коллекторах.

Рассмотрены задачи установления режимов работы скважины с несовершенным вскрытием послойно неоднородного пласта. Показано, что в несовершенном по степени вскрытия однородном пласте направление и интенсивность фильтрационного потока определяются как степенью вскрытия пласта, так и характеристическим параметром

у К0. в} _

д — ———2 (Д -радиус контура питания скважины, Н - толщина К0г Н

пласта, Ко,, К^ - радиальная и вертикальная проницаемости), который отражает анизотропные свойства пласта и зависит как от анизотропии проницаемости, так и от анизотропии пространственных размеров пласта, причем вторая зависимость более сильная. В пласте с несовершенным вскрытием в зависимости от величины характеристического параметра можно условно выделить три типа потока: при поток имеет радиальный характер, при §=1 - поток смешанного типа, при £«1 - поток имеет ярко выраженное вертикальное направление. Для совершенного вскрытия пласта - поток

является радиальным для любого значения характеристического параметра.

Как было уже сказано, для скважины, вскрывающей однородный пласт, дебит зависит как от характеристического параметра так и от степени вскрытия е. Зависимость от характеристического параметра £ более существенна для малых значений степени вскрытия пласта и снижается по мере увеличения е. Для совершенной скважины (е=1) зависимости дебита скважины от характеристического параметра £ нет. Для послойно-неоднородных пластов дебит скважины зависит как от степени вскрытия скважины, так и от показателя неоднородности пласта. С увеличением степени вскрытия пласта дебит скважины растет, а увеличением показателя неоднородности пласта - падает.

Для послойно-неоднородных пластов со случайным чередованием пропластков различной проницаемости зависимость дебита скважины от параметров пласта (средней проницаемости, послойной неоднородности, степени вскрытия пласта) носит неоднозначный (статистический) характер. При этом можно выделить тенденции в зависимости дебита скважины от средней проницаемости пласта и от послойной неоднородности: - дебит скважины имеет тенденции к возрастанию при увеличении средней проницаемости пласта и к уменьшению при увеличении послойной неоднородности.

Процессы установления стационарного режима фильтрации, связанные с межслойными перетоками жидкости, тем продолжительнее, чем выше послойная неоднородность коллектора (рисунок 3). Данная тенденция характерна не только послойно неоднородного, но и для зонально неоднородного коллектора. Чем выше проницаемостная неоднородность коллектора, тем дольше происходит переток жидкости между блоками коллектора с различной проницаемостью, и тем дольше устанавливается стационарный поток жидкости.

Исследование процессов фильтрации в зонально и послойно неоднородном коллекторе при нестационарном режиме работы скважин позволило сделать следующие выводы. При одновременном включении и выключении добывающих и нагнетательных скважин в послойно-неоднородных коллекторах возникают условиях, способствующие межпластовым перетокам. При этом, межпластовые перетоки локализованы в основном в районах расположения скважин и незначительны в межскважинном пространстве. При включении добывающих скважин межпластовый поток жидкости направлен из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый, а при отключении - в обратном направлении. При включении нагнетательной скважины межпластовый поток жидкости направлен из высокопроницаемого пласта в низкопроницаемый, а при отключении - из низкопроницаемого в высокопроницаемый. Поэтому, для более полного охвата заводнением низкопроницаемых слоев в начальный период эксплуатации

необходимо применять циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин.

Рисунок 3. Зависимость безразмерного времени установления стационарного режима работы скважины от степени вскрытия пласта и показателя послойной неоднородности. Рисунок получен при значении характеристического параметра ^=10.

При работе нагнетательных и добывающих скважин в противофазе межпластовый поток жидкости меняет направление при смене фаз работ скважин. Причем величина межпластового перепада давлений существенна и в межскважинном пространстве. Такой режим работы скважин способствует более полному охвату заводнением низкопроницаемых слоев при приближении фронта заводнения к добывающим скважинам.

Установление индивидуальных режимов работы добывающих скважин при неизменном режиме работы нагнетательной скважины позволяет регулировать не только межпластовые перетоки жидкости, но и направления фильтрационных потоков по площади пластов, что существенным образом изменяет области подвижности пластовой жидкости. Такой режим работы скважин способствует более полному охвату заводнением застойных зон, а также позволяет регулировать отбор попутно добываемой воды.

В пятой главе обоснован и сформулирован основной принцип эффективности нестационарных технологий нефтеизвлечения, приведены методические подходы, используемые при выборе объектов применения технологий НЗ и прогнозировании технологических показателей при их внедрении.

Для обоснования принципа эффективности НЗ рассмотрена профильная модель двухфазной фильтрации пластовых флюидов (в приближении модели "black oil") в послойно неоднородном пласте, состоящего из двух слоев, значительно различающихся по своей проницаемости. В качестве переменной, определяющей объемы неизвлеченной нефти при достижении предельной обводненности добываемой жидкости, бралось соотношение вязкостей нефти и воды Holf**-

Показано, что для рассматриваемой задачи соотношение между подвижными и извлекаемыми (для стационарного заводнения) запасами

нефти существенно зависит от jU0 / flw (рис. 4). При ца1 100

извлекаемые запасы (накопленная добыча нефти при предельной обводненности добываемой жидкости) составляют менее 40 % от подвижных запасов нефти.

1 ___- 1 3

> стационарное заводнение ■ нестационарное заводнение Л соотношение подвижных и извлекаемых для стационарного заводнения запасов нефти

20 40 60 80 100

соотношение вязкостей нефти и воды, отн.ад.

120

Рисунок 4. Соотношение между подвижными и извлекаемыми для стационарного заводнения запасами нефти (2), доля неизвлеченных подвижных запасов нефти для стационарного (1) и нестационарного заводнения (3).

Применение НЗ снижает это соотношение в результате уменьшения доли неизвлеченных подвижных запасов нефти (рис.4, кривая 3). Построенный в координатах "эффективность применения НЗ" - "соотношение между подвижными и начальными извлекаемыми (для стационарного заводнения) запасами нефти" график (рис. 5) позволяет сформулировать следующий принцип: "Применение технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллектора более эффективно на тех объектах разработки, где, при прочих равных

условиях, выше величина соотношения к3фф = ^Ц****™" "

Си

1.25

1.15

1.05

8 х |

1 г

2 I

соотношение между подвижными запасами пласта и начальными извлекаемыми запасами для стационарного заводнения, отн.ед.

Рисунок 5. Зависимость эффективности применения нестационарного заводнения от соотношения между подвижными и начальными извлекаемыми для стационарного заводнения запасами нефти.

Основным положением предлагаемого в работе подхода для выбора объектов применения технологий НЗ является оценка текущих подвижных запасов нефти, которые в результате сложившейся системы разработки остались не вовлеченными в процесс вытеснения. Ранее было показано, что эффективность применения технологии НЗ в основном определяется величиной текущих подвижных запасов нефти. Таким образом, зная, как увеличиваются в результате подключения части подвижных запасов нефти к процессу вытеснения текущие извлекаемые запасы, можно с достаточно высокой степенью достоверности прогнозировать эффективность применения НЗ.

Основой принятия решения о выборе объектов для применения технологий нестационарного заводнения является построение карт плотности текущих недренируемых подвижных запасов нефти. Отличительной особенностью такой карты является ее высокая информативность, т.к. ее основным объектом является скважино-пропласток (пропласток, в данном случае, это составляющая часть пласта, не отделенная от других пропластков непроницаемыми перемычками), а само построение основывается на математическом моделировании процесса разработки залежи. Соответственно, построение карты возможно только при наличии детальной геолого-гидродинамической модели залежи.

На основе моделирования процессов нефте извлечения из послойно-неоднородного пласта исследуется неравномерность заводнения коллектора и строится динамика текущих подвижных запасов нефти. На рисунке 6 приведено сопоставление процессов выработки запасов нефти из однородного и неоднородного пласта реального объекта. Неоднородный пласт представлен двумя слоями коллектора, чьи проницаемости отличаются в 10 раз. Соотношение толщин высокопроницаемого и низкопроницаемого слоев составляет 0,1. Доля выработанных подвижных запасов нефти для однородного пласта при достижении 95% обводненности составляет 0,877. Для неоднородного пласта при той же обводненности - 0,814. При этом темпы выработки подвижных запасов из неоднородного пласта более чем в 6 раз ниже, чем из однородного пласта. С возрастанием неоднородности пласта доля не извлеченных подвижных запасов нефти возрастает. Действительно, приведенная на рисунке 7 зависимость текущего КИН от соотношения проницаемостей низкопроницаемого и высокопроницаемого прослоев и от объема высокопроницаемого слоя показывает, что по мере роста доли высокопроницаемого слоя в объеме гоиста (до 0,5 - 0,6) при максимальной разнице в проницаемостях низкопроницаемого и высокопроницаемого слоев (0,1 - 0,2) величина КИН снижается. При дальнейшем возрастании доли высокопроницаемого слоя в объеме пласта (что соответствует росту средней проницаемости пласта), процесс выработки запасов определяется в основном высокопроницаемым слоем, что приводит к возрастанию КИН.

Таким образом, зная фильтрационно-емкостные параметры слоев, составляющих пласт, систему заводнения данного пласта, можно прогнозировать какая часть подвижных запасов нефти при данной обводненности продукции добывающей скважины осталась не извлеченной из пласта. Основываясь на этих знаниях, можно проектировать различные технологии воздействия на пласт, в том числе и нестационарное заводнение.

Рисунок 7. Зависимость КИН от соотношения проницаемостей низкопроницаемого и высокопроницаемого прослоев и от объема высокопроницаемого слоя.

Определение запасов нефти, не вовлеченных в разработку действующей системой разработки, основано на тщательной детализации геологического строения залежи нефти. При рассмотрении сложных геологических объектов (например, нефтенасьпценные многопластовые зонально-неоднородные коллекторы) описание и детализация их свойств начинается с выделения некоторого элемента, в пределах которого свойства объекта достаточно однородны и могут быть описаны гладкими функциями (например, двумерными сплайнами). В таких случаях часто применяются разбивка объекта на основе триангуляции Делани на элементарные треугольники, в вершинах которых располагаются скважины, и на не перекрывающиеся многоугольники (области Вороного) (см. рисунок 8)

При наличии зон замещения область Вороного разделялась на "коллектор" и "не коллектор" линией замещения. Параметры пласта (толщина, пористость, проницаемость, глинистость,

нефтенасыщенность и др.) являются функциями пространственных координат. Отметим, что это табличные функции, так как они заданы только в определенных точках координатной плоскости (в точках расположения скважин). Для интерполирования значений физических параметров пласта используется схема Акима на основе проделанной триангуляции Делани. Использование такой процедуры позволяет определить значения физических параметров пласта в любой точке области Вороного.

Данный подход используется для более детального исследования неоднородности фильтрационно-емкостных показателей коллекторов. При этом коэффициенты зональной и послойной неоднородностей становятся функцией пространственных координат (изменяются по простиранию пласта) и определяются для каждого узла сетки Делани.

По полученному разбиению на области Вороного строятся карты плотности балансовых запасов нефти, карты послойной и зональной неоднородности, коэффициента вытеснения и плотности начальных подвижных запасов нефти.

Основная задача при определении плотности недренируемых подвижных запасов нефти состоит в том, что области дренирования скважин не совпадают с областями Вороного. При этом область дренирования скважины может захватывать несколько областей Вороного или составлять незначительную от нее часть. Для определения области дренирования была использована методика, приведенная в работе [Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Федотов Г.А., Халимов Р.Х. "Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин". Нефтяное хозяйство, № 8,2001]. На основе промысловых данных и геологической модели залежи определяется зона дренирования нефти скважиной и сопоставляется с

Рисунок 8. Фрагмент карты Шумовского месторождения с расположением пробуренных скважин триангуляционной сеткой Делани (тонкие сплошные линии) и областями Вороного (жирные сплошные линии)

областью (или областями) Вороного. Интегрируя по области дренирования скважины области Вороного с различной плотностью подвижных запасов нефти, получим начальные подвижные запасы нефти, находящиеся в области дренажа скважины. Необходимо отметить, что с изменением системы разработки, области дренирования скважин меняются, поэтому эти величины берутся усредненными за определенный период. Следующий шаг - это определение начальных извлекаемых запасов нефти, находящихся в зоне дренажа скважины. При этом можно использовать данные геолого-гидродинамической модели или определить НИЗ методами характеристик вытеснения. Разница между величинами начальных подвижных запасов нефти, находящихся в области дренажа скважины, и НИЗ, вовлеченными скважиной в разработку, представляет собой недренируемые подвижные запасы нефти. Определение участков с максимальной плотностью недренируемых подвижных запасов нефти позволит с большей надежностью планировать проведение различных ГТМ, направленных на увеличение охвата заводнением, в том числе технологии нестационарного воздействия.

Указанные подходы были реализованы при проектировании технологий нестационарного воздействия на нефтенасьпценные

коллекторы на ряде месторождений, в частности на Шумовском месторождении (верейский горизонт).

Причин выбора данного месторождения в качестве примера несколько. Во-первых, как показал анализ геологического строения залежи, нефтенасыщенные коллектора верейского горизонта отличаются существенной зональной и послойной неоднородностью фильтрационно-емкостных характеристик коллектора. Во вторых, залежи нефти длительное время эксплуатировались в режиме истощения пластовой упругой энергии, что привело к значительным изменениям свойств как коллекторов, так и пластовых флюидов. Это, в свою очередь, способствовало увеличению неоднородности коллекторских систем. В третьих, применяемая в настоящее время система заводнения, построена по принципу четырехточечной (семиточечная обращенная) системы размещения добывающих и нагнетательных скважин. Данная система является достаточно "жесткой", что практически исключает применение технологий ИНФП. В четвертых, стационарное заводнение коллекторов верейского горизонта привело к прогрессирующему обводнению продукции добывающих скважин. Все это делает данные залежи нефти классическим объектом для применения классического нестационарного заводнения.

В настоящее время в промышленной разработке находятся два нефтенасыщенных пласта верейского горизонта - ВЗ и В4.

По описанной выше процедуре рассчитываются и строятся карты плотности балансовых запасов нефти пластов площади. Рассчитываются локальные значения показателей зональной и послойной неоднородности коллектора, которые приписываются соответствующим областям Вороного. На основе такого расчета получены распределения балансовых запасов нефти пластов ВЗ и В4 верейского горизонта по проницаемости и неоднородности коллектора, которые приведены на рис. 9.

На рисунке видно, что для пласта ВЗ более 37 % запасов сосредоточено в высокопроницаемых коллекторах. При этом пласт достаточно однороден как послойно, так и зонально. 60,6 % запасов нефти пласта располагаются в коллекторах с послойной неоднородностью менее 0.1. Запасы нефти пласта В4 в основном сосредоточены в коллекторах с проницаемостью менее 300 мД. При этом подавляющая доля запасов находится в коллекторах со значительной послойной неоднородностью.

Для определения характера изменения показателей неоднородности коллектора строятся карты коэффициентов зональной, послойной и результирующей неоднородности коллектора.

интервалы изменения проницаемости коллектора, мД

интервалы изменения послойной не однородности коллектора, отн.ед.

Рисунок 9. Распределение балансовых запасов нефти по интервалам значений проницаемости и послойной неоднородности коллектора.

Исходя из особенностей геологического строения и физических свойств коллекторов пластов ВЗ и В4 верейского горизонта и насыщающих их флюидов, можно предположить, что при равных прочих условиях опережающая выработка запасов нефти будет происходить из коллекторов пласта ВЗ, а при совместной эксплуатации пластов остаточные запасы нефти будут сосредоточены в коллекторах пласта В4.

Таким образом, геологическое строение залежей нефти верейского горизонта предполагает неравномерную выработку запасов нефти. Даже для пласта ВЗ, который является наиболее однородным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам, существуют значительные по объему области коллектора с сильно неоднородными проницаемостными свойствами.

По описанной выше процедуре были определены недренируемые подвижные запасы нефти для каждой области Вороного и построена карта их плотности (рисунок 10). Области с наибольшей плотностью недренируемых подвижных запасов нефти указывают на «проблемные» области, выработка которых на основе действующей системы разработки невозможна.

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

1. Высокая неоднородность проницаемостных свойств коллектора и его низкая средняя проницаемость.

2. Длительная эксплуатация залежи в режиме истощения упругой энергии пласта, что привело к снижению пластового давления ниже давления насыщения нефти газом и к разгазированию нефти в значительных объемах коллектора.

3. Несовершенство действующей системы разработки. В пластах невскрытых перфорацией в нагнетательных скважинах, но перфорированных в окружающих добывающих скважинах, происходит снижение текущего пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Необходима корректировка интервалов перфорации в нагнетательных и добывающих скважинах.

Для промышленного применения технологий нестационарного заводнения на залежах нефти верейского горизонта необходимо предварительно оптимизировать действующую систему разработки.

Для этого необходимо совершенствование системы заводнения с целью повышения пластового давления, в первую очередь, в зонах с текущим пластовым давлением ниже давления насыщения нефти газом. Необходимо провести корректировку интервалов перфорации в нагнетательных скважинах и окружающих их добывающих скважинах.

Процесс внедрения технологий нестационарного воздействия состоит из трех этапов. Первый этап - подготовительно исследовательский. Второй - циклическая закачка воды в нагнетательные скважины с одинаковыми и различными периодами работы и простоя при постоянной эксплуатации добывающих скважин. Третий - циклическая закачка воды в нагнетательные скважины с индивидуальными периодами работы и простоя с периодической эксплуатацией высокообводненных добывающих скважин. Выбор

первоначального периода простоя и закачки определяется на основе данных гидродинамических исследований нагнетательных скважин.

Плотность падамшыхивдр»! мру«мх «лесов нефти, тысл/га

0.1 0.5 1 1.5

^ . -нишгтпьниаачмш, рвботвшвя и« пласт • - добывающая сгавжиа, рвботавш» на тает

Рисунок 10. Карта плотности недренируемых подвижных запасов нефта пласта В4 верейского горизонта Шумовского месторождения.

В схематизированном виде этапы внедрения технологии нестационарного воздействия с необходимыми видами промысловых работ представлены в таблице 2.

Таблица 2.

Этапы внедрения технологии нестационарного воздействия.

Этап Виды работ Результаты

Первый 1 .Циклическая закачка воды в нагнетательные скважины. Время полуциклов определяется на основе анализа разработки и коллекторских свойств пластов. 2.ГДИ в нагнетательных скважинах по методу КПД. 3. Контроль дебетов, обводненности, динамических уровней в добывающих скважинах. Для залежи, участков залежи уточняются периоды работы и простоя нагнетательных скважин

Второй 1 .Уточняется математическая модель фильтрации жидкости в неоднородных коллекторах для конкретной системы разработки, определяются направления фильтрационных потоков, выделяются заводненные и незаводненные трубки тока, определяются главные и нейтральные линии тока. 2.ГДИ в нагнетательных скважинах. 3. Контроль дебетов, обводненности, динамических уровней в добывающих скважинах. Конкретизируются периоды работы и простоя нагнетательных скважин с учетом состояния заводнения коллекторов. Определяется необходимость периодической эксплуатации высокообвод-ненных добывающих скважин

Третий 1.Повторяются все пункты второго этапа. 2.Нагнетатетльные скважины переводятся на индивидуальные периоды работы и простоя. 3.Высокообводненные добывающие скважины переводятся на периодическую эксплуатацию. Для каждой нагнетательной скважины определяются индивидуальные периоды работы и простоя. Для высокообводненных добывающих скважин определяются конкретные параметры периодической эксплуатации.

Необходимо отметить, что первый этап является одним из основных, при качественном выполнении которого определяется вся дальнейшая стратегия и тактика внедрения технологии. С другой стороны, все остальные этапы внедрения технологии предусматривают проведение оперативной обработки полученных результатов и решение конкретных вопросов по уточнению периодов работы и простоя нагнетательных и добывающих скважин с учетом состояния выработки нефти по объему залежи.

В шестой главе изложены положения новых технологий нестационарного нефтеизвлечения, разработанных автором и внедренных с положительным технологическим и экономическим эффектом на месторождениях Татарстана.

Первая технология нестационарного нефтеизвлечения была успешно испытана на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения в 1999-2000 гг. Технология предусматривает определение оптимальных периодов простоя и работы добывающей скважины с учетом геологических особенностей эксплуатируемых ею коллекторов, а также состояния выработки запасов нефти. В отличие от общепринятых подходов, когда время простоя равно времени эксплуатации скважины, основным условием осуществления эффективной нестационарной работы скважины после прорыва к ее забою воды является неравенство периодов работы и простоя, причем период работы скважины должен быть меньше периода ее простоя. Это необходимо для того, чтобы вторгшаяся в период простоя скважины вода из высокопроницаемого заводненного пласта в заводненную часть низкопроницаемого пласта (за фронтом вытеснения) не поступала обратно в высокопроницаемый пласт в период эксплуатации скважины, а совершала полезную работу по вытеснению нефти в низкопроницаемом пласте к забою скважины. В противном случае, возвращающаяся из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый пласт вода в период эксплуатации скважины повышает объем фильтрующейся воды в высокопроницаемом пласте и, в конечном итоге, приводит к возрастанию обводненности добываемой продукции, в то время как запасы нефти низкопроницаемой части пласта остаются не вовлеченными в активную разработку. Необходимо отметить, что основные положения данной технологии вошли составной частью во вторую технологию.

Вторая технология была успешно внедрена на коллекторах терригенного типа (горизонт Дь пласт А Восгочно-Сулеевской площади) Отличительная особенность данной технологии от других заключается в группировании скважин, гидродинамически связанных с выделенной нагнетательной скважиной, по ряду показателей разработки (обводненность, водожидкостный фактор) и назначении для каждой группы скважин своего режима нестационарной работы.

Третья технология - технология циклического воздействия на

карбонатные коллекторы, учитывающая ориентацию трещин в объеме

пласта. Отличительная особенность ее заключается в периодической

эксплуатации групп добывающих скважин, расположенных по разные

стороны от линии, проходящей через нагнетательную скважину вдоль

направления повышенной трещиноватости коллектора.

Рассмотрим основные шлижцнил и результаты внедрения ___РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ'

второй технологии.

БИБЛИОТЕКА С.Петербург

Данная технология разработки нефтяной залежи является комплексной технологией воздействия на пласты, сочетающая эффект от циклического воздействия с эффектом от изменения направления фильтрационных потоков в пласте. Она включает в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину с оптимальными объемами закачки воды и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин. Ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. К третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности.

Технологический цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин, разделяют на четыре периода. В первом отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы при работающих добывающих скважинах остальных групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательную скважину. Во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы, в третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы. В четвертом периоде возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы. Затем циклы повторяют до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин.

Периодичность работы добывающих и нагнетательных скважин в одном цикле приведена в таблице 3:

Таблица 3.

Скважины 1ериоды цикла

1 2 3 4

Нагнетательные + + - +

Добы- 1-ой группы - - - +

ваю- 2-ой группы + - + +

щие 3-ей группы + + + +

Примечание: «+»- скважины эксплуатируются,«-»- скважины не эксплуатируются.

В работе приводится методика расчета параметров предлагаемой технологии, а также методика выбора участков для ее эффективного применения.

В качестве критериев выбора участков для эффективного применения технологии выделяются следующие:

1. геологические: а) высокая зональная и послойная филырационно-емкостная неоднородность коллекторов, б) хорошая гидродинамическая связь между пластами (наличие зон слияния низкопроницаемых и высокопроницаемых пластов), в) сочетание на участке коллекторов разных типов, г) отсутствие коллекторов с высоким глиносодержанием (более 6%) (при закачке пресной воды), д) отсутствие зон замещения, экранирующих воздействие нагнетательной скважины на добывающие;

2. технологические: а) наличие на участке скважин с высокими и низкими значениями обводненности при небольшом значении водожидкостного фактора, б) наличие экономически рентабельных подвижных запасов нефти, в) работа скважин с экономически рентабельными дебитами по нефти, г) пластовое давление не должно быть ниже давления насыщения нефти газом;

3. экономические критерии определяют порог рентабельности эксплуатации скважин по данной технологии

4. производственные критерии устанавливаются из возможности управления режимами работы скважин и проведения исследований скважин (доступность скважин, наличие производственных бригад, исследовательских груш и др.).

Первым объектом для испытания рекомендуемой технологии нестационарного нефте извлечения стал участок в районе нагнетательной скважины №11569 Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения (рисунок 11). На выбранном участке располагаются следующие действующие добывающие скважины: 1460, 1462, 11568, 1490,1491,1492,1459.

Выбор данного участка был обусловлен, прежде всего, наличием скважин, добывающих продукцию с разной текущей и накопленной обводненностью, что характеризует неравномерную выработку запасов нефти. Участок характеризуется сочетанием коллекторов разного типа. Нефтенасыщенные коллекторы участка обладают высокой зональной и послойной неоднородностью, при этом коллекторы с высоким глиносодержанием (более 6%) отсутствуют. Кроме того, нет зон замещения, экранирующих воздействие нагнетательной скважины на добывающие скважины выбранного участка. Для чистоты эксперимента выбирались скважины, работающие только на пласт А.

Основные технологические показатели разработки участка на момент начала испытания технологии приведены в таблице 4.

.4458-

__мсдо-л - ~ • Типы коллектора

•—^ . . ~Л " ~ ~ вТ~ ~ ~ . | высокопористый малоглинисгый

- •• • ' ^ 7 - ~ ~шВшш _ | шоокопорисгый глинистый

■ ■ мф тот* ••»■•Шва м

ИбЧ* | малопористый (алевролит)

М — и.» I • I • • • • I

Рисунок 11. Фрагмент карты типов коллекторов пласта А горизонта Д, Восточно-Сулеевской площади в районе нагнетательной скважины №11569.

Исходная информация по текущим и накопленным отборам жидкости позволила разбить скважины участка на три группы. В 1-ю группу попали высоко обводненные скважины 11568 и 1492. Во вторую группу вошли скважины 1460, 1462, 1459 и 1490. В третью группу вошла скважина 1491. По данным базы гидродинамических исследований (или ГИС, если нет данных ГДИС) определялись коэффициенты вытеснения и пьезопроводности.

С использованием математического моделирования были определены начальные подвижные запасы нефти по каждой скважине, и, в зависимости от их величины, были рассчитаны радиусы зон дренажа скважин (таблица 5). На основе геологической модели и по данным разработки данного участка строилась карта фильтрационных потжов и определялись длины нейтральных и главных линий тока для каждой скважины, рассчитывались периоды их эксплуатации и простоя (периоды понижения и восстановления пластового давления).

Определение продолжительностей четырех периодов, составляющих технологический цикл, проводят на основе рассчитанных значений времен эксплуатации и простоя (периодов понижения и восстановления пластового давления) по каждой скважине.

Цикл начинается с отключения высоко обводненных скважин первой группы - №№ 11568 и 1492. В первом периоде (т.е. в течение 38.5 суток с момента отключения скважин первой группы) продолжают работать скважины второй и третьей групп и нагнетательная скважина.

Таблица 4.

Расчет параметров технологии периодической работы добывающих и нагнетательной скважин

(на примере участка № 1 Восгочно-Сулаавекой площади Ромашкинекого месторождения)

Исходные денные по добывающим скважинам

к Ч Н{ |! ■ а И н ь и 1 / н —7— 1^4 Ф

146Й 1340 3966 Ы4 1320*7 52164 ¿¿1 4.2 а

1462 404 1716 2120 179975 374456 357 44 19 81 68

11566 101 12069 12190 27024 36954 1717 44 26 99 58

1490 60 309 369 65932 70372 122 6 1.4 17 9 84 45

1491 6048 7917 13965 166554 107452 414 34 19 57 39

1492 2156 53061 55217 166491 634828 181.6 48 16.6 96 79

1459 4456 22463 26921 138657 352361 414 32 19 83 72

Итого 14567 101521 116066 699700 1628547 87 64

Исходны» данные по нагнетательной спаяете

Нагнетательная сиажина 11568

Координаты скважины (х, у), м 33627 6061

Год перевода лодзанм« 1976

Текущая закачка агента, м' 55626

Текущая приемистость, м®/сут 142

Накопленная закачка агента, м' 1292337

Таблица 5.

Расчетные параметры добывающих скважин (часть 1)

1 о X а г! 1 1 1 Ь I I » II ! * 1 I] Н Ц Г а \ I

1460 1857 2 233 0.660 0.070 885 1 180 611 590 338^7 | ¿4^1

1462 1857 2 233 0.890 0.270 79.8 0.780 497.310 34409 5930

11566 1876 1 34 0.720 1 300 92.4 0.070 148.010 34227 8718

1490 1859 2 128 0800 0090 71 1820 780.200 33627 5639

1481 1959 3 295 0.890 0.310 70 1440 876.640 33308 8109

1482 1957 1 190 0.640 0.140 88.3 0640 451 950 33036 6356

1459 1957 2 174 0690 0.310 70 0900 534.770 33531 I 6703

Расчетные параметры добывающих скважин (честь 2)

Номер скважины длина главной линии тока, м 1 * Р 1 <{ 1? |1 Л || 1

446А 374 528 100 1.00 80.0 112.3

1462 597 844 1.70 1-20 12.7 112 3

11566 527 746 5.03 3.56 07 30.4

1490 299 423 1.00 1.00 60.0 112 3

1491 523 740 109 100 169 1308

1492 845 1195 2.64 1.87 32.1 30.4

1459 707 1000 1.87 1.32 140 112 3

1 38.5

2 18 5

3 435

4 30.4

Время

цикла 1309

По истечении первого периода дополнительно к скважине первой группы отключают из эксплуатации скважины второй группы - №№ 1460,1462,1459 и 1490. В течение второго периода, составляющего 18.5 суток, работают нагнетательная и добывающая скважина третьей группы 1491. По истечении второго периода (т.е. через 57 суток после начала технологического цикла) отключается нагнетательная скважина и одновременно с этим вводятся в эксплуатацию скважины второй группы - №№ 1460, 1462, 1459 и 1490. В течение третьего периода (43.5 суток) работают только скважины второй и третьей групп. По истечении третьего периода (т.е. через 100.5 суток после начала технологического цикла) начинают закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и вводят в эксплуатацию скважины первой группы. В течение четвертого периода (30.4 суток) работают нагнетательная и добывающие скважины всех групп. Продолжительность технологического цикла составила 131 суток.

Работы по новой технологии нестационарного нефтеизвлечения были начаты весной 2000 г. В период 2000-2002 г.г. проведено пять технологических циклов, причем параметры технологии по скважинам участка уточнялись по мере необходимости. За рассматриваемый период применение технологии нестационарного нефтеизвлечения позволило дополнительно добыть 11,89 тыс. т нефти при сокращении добычи попутно добываемой воды в 36,46 тыс. т. При этом за этот же период закачка воды уменьшилась на 56,2 тыс. м3. Текущие показатели разработки участка приведены на рисунке 12. Весной 2003 г. работы по данной технологии были завершены, скважины переведены в стационарный режим работы. Необходимо отметить, что прекращение нестационарной работы скважин привело к снижению добычи нефти и росту обводненности продукции.

Технико-экономические показатели предложенной технологии приведены в таблице 6. Расчет базового варианта эксплуатации проводился по методике ТатНИПИнефть на основе данных разработки участка за последние 10 лет.

Внедрение новой технологии дало экономический эффект 14,662 млн. руб (по экономическим показателям НГДУ "Джалильнефть" на 01.01.2003 г.)

Таким образом, рекомендуемая технология показала свою эффективность.

По результатам опробования технологии на участке нагнетательной скважины №11569 были рекомендованы к внедрению новой технологии дополнительно два участка Тапшиярской площади Ромашкинского месторождения (в районе нагнетательной скважины № 7752 и в районе нагнетательных скважин №№ 14319, 14371). Работы по внедрению на указанных участках начались 2002-2003 гг. К настоящему моменту (на 01.01.2005 г.) эффект от внедрения составил 15,84 (участок

ГОДЫ

Рисунок 12. Текущие показатели разработки участка в районе нагнетательной скважины №11569 до, в период применения и после окончания применения новой технологии нестационарного нефтеизвлечения.

Таблица 6.

Технико-экономические показатели новой технологии нестационарной работы схваяин

1 Технологические покиагали 1

? добыча. тыс.т -

нефти __________ жидкости эакач ка «оды, тыс. и 1

1 2 3 4 6 6 1 « 6 10

2000 6.88 9.24 2.25 87.50 81.82 -6.ee 73.01 51.86 -21.05

2001 6.88 10.46 3.60 86.70 07.18 -9.54 67.30 52.42 -14.88

2002 6.77 12.81 6.04 85.50 66.15 -8.36 04.50 44.23 -20.27

Итого 20.84 32.53 11.88 289.70 286.13 -24.57 204.81 148.61 -56.20

1 Экономические показатели 1

1 Текущие затраты. ТЫС-РУб Себестоимость не4 1ТИ, руб/т NPV.TWC.py6

1 2 3 4 5 6 7 8 8 10

2000 8788.88 -548.25 1751.87 1371.12 -380.74 3035.87 6299.96

2001 8870.85 -656.79 1753.98 1237.49 -518.49 2707.69 7322.87

2002 8556.15 -831.17 1758.23 1084.58 -673.64 2406.71 8189.49

Итого 26025.78 -1836.21 1754.86 1215.24 -538.42 8150.06 22812.02

скважины №7752) и 9,04 (участок скважин №№ 14319, 14371) тыс. т дополнительно добытой нефти с суммарным экономическим эффектом 35,3 млн.руб.

Для интенсификации добычи нефти и повышения коэффициентов нефтеизвлечения предложена и апробирована новая технология разработки существенно неоднородных, трещиноватых, поровых или смешанных типов коллекторов. Данная технология основана на предварительном определении направлений преимущественной трещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов или повышенной фильтруемости жидкости в пористой среде и совмещает в себе преимущества физико-химических потокоотклоняющих и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

При данной технологии разработки, после определения направления зон повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости (гидропроводности) в пласте, в них создаются дополнительные фильтрационные сопротивления за счет закачки вязкоуцругих составов, и вытеснение нефти происходит от этих зон с высокими коллекгорскими свойствами пластов через зоны с пониженными свойствами к добывающим скважинам. При этом увеличивается коэффициент охвата пласта вытеснением и коэффициент заводнения, так как направления или зоны повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости можно рассматривать как полупроницаемую нагнетательную галерею, при которой процесс вытеснения нефти в перпендикулярном к ним направлении происходит более равномерно. Кроме того, циклическая работа добывающих скважин по обе стороны от линий повышенной трещиноватости или фильтруемости в противофазе друг к другу создает в пласте упругий режим работы, при котором нефть наиболее активно вырабатывается из низкопроницаемых разностей пористой среды.

Внедрение новой технологии осуществлялось в следующей последовательности

1.Из числа пробуренных скважин были формированы ячейки добывающих скважин с нагнетательными скважинами в центре.

2. При стационарной работе добывающих скважин определена обводненность добываемой ими продукции на последний момент времени и по сформированным ячейкам добывающих скважин рассчитана средняя текущая обводненность, которая была принята за базовую.

3.Во всех добывающих скважинах проведены гидродинамические исследования (КВД) и их результаты обработаны с использованием метода Полларда.

4. На основе предыдущего периода эксплуатации скважин и с учетом результатов КВД построены карты распределения гидропроводности пласта и определены направления повышенной трещиноватости коллектора или фильтруемости жидкости.

5. Через каждую нагнетательную скважину вдоль линий повышенной трещиноватости или фильтруемости проведены «оси нагнетания». Добывающие скважины ячейки делятся на две группы по их расположению относительно "оси нагнетания" (рис. 13). К первой группе отнесены скважины с более низкой средней текущей обводненностью, чем базовая, а ко второй - наоборот, с более высокой.

(мш*) — двбнд—ЦЩИР ЯШ1ИНЦ 1ИуоЯ друшш I аи*| - добымжотюспвжнш «торов грушш

Рисунок 13. Карта изолиний давления в трещинной системе и направлений повышенной трещиноватости коллектора (пунктир) опытного участка № 4 залежи 302.

6. В нагнетательную скважину была закачана оторочка вязкоупругого состава объемом, определенным по результатам математического моделирования процессов фильтрации жидкости в данной ячейке скважин при условии повышения фильтрационного сопротивления вдоль линий повышенной трещиноватости или фильтруемости до средних значений по объему коллектора в ячейке скважин.

7. После прекращения закачки вязкоупругого состава в нагнетательную скважину продолжалась закачка вытесняющего агента (воды).

8. В этот же момент времени была отключена из эксплуатации вторая группа добывающих скважин, а первую группу продолжали эксплуатировать до достижения скважинами базовой обводненности.

9. После отключения из работы скважин первой группы, в эксплуатацию были запущены скважины второй группы, которые также эксплуатировались до достижения ими базовой обводненности.

Внедрение нового способа разработки трещиновато-пористых карбонатных коллекторов на опытном участке № 4 залежи 302 Ромашкинского месторождения (рис. 13) началось в сентябре 2000 г.

В результате проведения опытно-промышленных работ общая суммарная эффективность составила 7596 тонн дополнительно добытой нефти за рассматриваемый период разработки. Следует отметить, что по четырем реагирующим добывающим скважинам (№№ 42, 26481, 26486, 26489), в которых показатели работы улучшились под воздействием внедрения данной технологии в ячейке с нагнетательной скважиной № 26483, эффект продолжается до сих пор, т.е. уже пятый год.

По состоянию на 01.01.2004 г. экономический эффект применения технологии составил 8308 тыс. руб. Индекс доходности равен 1.97.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

соотношения: ке/г = ^дтюше , где " величина

Мимяекааше

потенциальных подвижных запасов нефти объекта, 0^етемые -

величина извлекаемых запасов нефти для стационарной системы разработки. Т.е. чем больше величина подвижных запасов нефти, которые не могут быть освоены действующей стационарной системой разработки, тем выше эффект от применения технологий НЗ + ИНФП.

2. Предложены основные принципы развития технологий НЗ. В первой и второй стадиях разработки месторождений лучше всего применять

циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин, способствующее более активному заводнению низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в областях пласта близких к зоне нагнетания воды. В третьей стадии разработки с приближением фронта заводнения к добывающим скважинам необходимо переходить на чередование отборов жидкости по добывающим скважинам и закачки воды по нагнетательным скважинам в противоположных фазах. В четвертой заключительной стадии разработки возможен переход на технологию постоянной закачки воды в нагнетательные скважины и чередующиеся отборы нефти по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади.

3.Предложена методика расчета недренируемых действующей системой разработки подвижных запасов нефти и изложены методические основы выбора участка для эффективного применения технологий нестационарного нефтеизвлечения.

4. Предложен методический подход к внедрению технологии нестационарного заводнения, состоящий из трех этапов: подготовительно-исследовательского, циклической закачки воды в нагнетательные скважины с одинаковыми и различными периодами работы и простоя при постоянной эксплуатации добывающих скважин, циклической закачки воды в нагнетательные скважины с индивидуальными периодами работы и простоя с периодической эксплуатацией высокообводненных добывающих скважин. Выбор первоначального периода простоя и закачки определяется на основе данных гидродинамических исследований нагнетательных скважин.

5.Показано, что для участков площадей Ромашкинского месторождения эффективность применения технологий НЗ+ИНФП определяются параметрами участка, характеризующими неоднородность свойств коллектора и величину текущих извлекаемых запасов нефти. Чем выше проницаемосгная неоднородность коллектора, а также чем больше текущие извлекаемые запасы нефти участка на момент начала применения технологии НЗ + ИНФП, тем выше эффект от технологии. Большей эффективностью дня рассмотренной выборки участков обладает технология НЗ+ИНФП, предусматривающая попеременное прекращение закачки воды по группам скважин или отключение целых рядов (остановка КНС).

т/сут, обводненностью менее 85 %, с уровнем накопленной компенсацией отборов закачкой более 1.31, удельным значением текущих извлекаемых запасов нефти более 33.б тыс.т/скв, с значениями послойной и зональной неоднородности более 0.372 и 0.562, соответственно. При этом наибольшей эффективностью обладают участки с действующей блочно-замкнутой системой заводнения, с наибольшим количеством воздействующих нагнетательных скважин.

7. Разработаны новые технологии нестационарного воздействия, которые были внедрены с положительным технологическим и экономическим эффектом на месторождениях Татарстана. Одна из технологий была успешно внедрена на коллекторах терригенного типа (горизонт Дь пласт А Восточно-Сулеевской площади) Отличительная особенность данной технологии от других заключается в группировании скважин, гидродинамически связанных с выделенной нагнетательной скважиной, по ряду показателей разработки (обводненность, водожидкостный фактор) и назначении для каждой группы скважин своего режима нестационарной работы. Другая технология - технология циклического воздействия на карбонатные коллектора, учитывающая ориентацию трещин в объеме пласта. Отличительная особенность ее заключается в периодической эксплуатации групп добывающих скважин, по разному расположенных относительно направления повышенной фильтруемости.

Суммарный технологический эффект от применения технологий на 01.01.2005 г. составил 44,4 тыс. т дополнительно добытой нефти, экономический эффект - 58,2 млн.руб.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ НАУЧНЫХ РАБОТАХ: Монографии:

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

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

3. Ибрагимов Н.Г., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования. // М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2000. - 112с.

Инструкции и методические руководства:

4. Сборник инструкций и регламентов по технологиям ОПЗ пластов, стимуляции работы скважин и повышению нефтеотдачи пластов / Хисамутдинов Н.И., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Владимиров И.В. и др. // ОАО "Татнефть" - Альметьевск, 2002. - 193с.

5. Методическое руководство по выбору скважин для проведения работ стимуляции добычи нефти (ОПЗ) водоограничению и методам повышения нефтеотдачи пластов / Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Буторин О.И., Гильманова Р.Х. // ОАО 'Татнефть"- Альметьевск, 2003. - 52с.

6. Руководство по анализу и оптимизации заводнения многопластовых объектов на поздней стадии / Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Буторин О.И., Гильманова Р.Х. // ОАО "Татнефть"- Альметьевск, 2003. - 72с.

Патенты:

7. Патент РФ № 2162141. Способ разработки нефтяной залежи / Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Жеребцов В.Е., Нурмухаметов P.C., Салихов И.М., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В. // БИ. - 2001. - № 2.

8. Патент РФ № 2166082. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами / Карачурин Н.Т., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Халиушшн Ф.Ф., Ахметов Н.З., Файзуллин И.Н., Владимиров И.В. // БИ. - 2001. - .№ 12.

9. Патент РФ № 21660823. Способ исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов / Ахметов Н.З., Карачурин Н.Т., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Файзуллин И.Н., Салихов И.М., Сарваретдинов Р.Г. // БИ. - 2001. - № 12.

10. Патент РФ № 2189438. Способ разработки нефтяного месторождения / Нурмухаметов P.C., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Ахметов Н.З., Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Халиуллин Ф.Ф. // БИ. - 2002. - № 26.

11. Патент РФ № 2191255. Способ разработки нефтяной залежи / Нурмухаметов P.C., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Владимиров И.В., Закиров А.Ф., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Юнусов Ш.М. //БИ.-2002.-№29.

12. Патент РФ № 2175381. Способ разработки нефтяного месторождения / Жеребцов Е.П., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Закиров А.Ф., Ахметов Н.З., Владимиров И.В. // БИ. - 2001. -№30.

13. Патент РФ № 2184216. Способ разработки нефтяной залежи / Ибрагимов Н.Г., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Халиуллин Ф.Ф., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В. // БИ. - 2002. -№30.

Статьи в научных изданиях:

14. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов В.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. О влиянии коллекторских свойств на зависимость обводненность-нефтенасыщенность // Нефтепромысловое дело. - 1999. - № 3. -С.38-42.

15. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов В.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Прогнозирование дебитов скважин, рекомендованных для проведения ГГМ на поздней стадии разработки // Нефтепромысловое дело. -1999. - № 3. - С. 40-43.

16. Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Исследование процессов фильтрации многоппастовых систем при циклическом упругом воздействии на пласты // Нефтепромысловое дело. - 1999. -№ 11.-С.24-29.

17. Жеребцов Е.П., Буторин О.И., Владимиров И.В. Исследование процессов фильтрации жидкости многопластовых систем с неоднородными по толщине пластами // Нефтепромысловое дело. -1999. -№ 12. - С.23-27.

18. Жеребцов Е.П., Скворцов А.П., Буторин О.И., Владимиров И.В. Совершенствование технологий нестационарного отбора нефти и закачки воды // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 11. - С. 12-15.

19. Хисамутдинов Н.И., Скворцов А.П., Буторин О.И., Ахметов Н.З., Федотов Г.А., Владимиров И.В. Методика расчета технологий нестационарного отбора нефти и закачки воды // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 11. - С. 16-21.

20. Хисамутдинов Н.И., Хисамов P.C., Скворцов А.П., Владимиров И.В., Ахметвалиев Р.Н. Моделирование процессов фильтрации жидкости в многопластовой системе коллекторов, вскрытой одной нагнетательной скважиной // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 11. - С.46-54.

21. Нурмухаметов P.C., Владимиров И.В. Исследование гидродинамического взаимодействия между системой трещин и пористыми блоками при воздействии нагнетательной скважины на трещинно-пористый коллектор // Нефтепромысловое дело. - 2001. -№ 1.-С.4-6.

22. Буторин О.И., Владимиров В.И., Нурмухаметов P.C., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещинноватости // Нефтяное хозяйство. - № 2.-2002.

- С.53-60.

23. Буторин О.И., Владимиров И.В., Нурмухаметов P.C., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование методик построения карт трещиноватости коллекторов // Нефтяное хозяйство. - № 8. - 2001.

- С.54-57.

24. Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Нафиков А.З., Султанов A.C. Определение остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом взаимодействия пластов в зонах слияния // Нефтяное хозяйство. -№ 8. - 2001. - С.20-24.

25. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В. О межпластовых перетоках в многопластовых пространственно-неоднородных коллекторах // Нефтяное хозяйство. - № 8. - 2001. - С.24-27.

26. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Федотов Г.А., Халимов Р.Х. Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство. - № 8. - 2001. -С.27-31.

27. Хисамутдинов H.H., Владимиров И.В., Нурмухаметов P.C., Ишкаев Р.К. Моделирование фильтрации жидкости в пласте с высокопроницаемыми включениями // Нефтяное хозяйство. - № 8. -2001. -С.30-32.

28. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В. Причины снижения дебита добывающей скважины, вскрывающей многопластовую систему коллекторов // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 3. - С.8-13.

29. Яковлев С.А., Файзуллин И.Н., Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Владимиров И.В., Коряковцев В.М. Выбор скважин для проведения водоизоляционных работ и обработок призабойных зон пласта // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 1. - С.23-27.

30. Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Галимов Р.Х., Файзуллин И.Н., Шарафутдинов В.Ф., Каюмов М.Ш. О некоторых причинах разрушения коллекторов при эксплуатации скважин // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 9. - С.20-25.

31. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 12. - С.9-14.

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

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

34. Ахметов Н.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И. Результаты промышленного испытания новой технологии нестационарного нефтеизвлечения и направление ее дальнейшего совершенствования // Нефтепромысловое дело. - 2003. -№11.- С. 13-16.

35. Казакова Т.Г., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов PJP., Щелков С.Ф., Зарипов М.С. Влияние процессов фильтрации жидкости в пласте на восстановление давления в скважине // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 8. - С.42-47.

36. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Насибуллин A.B., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Определение радиуса контура питания скважины при решении задачи моделирования процесса фильтрации пластовых флюидов с учетом предельного градиента сдвига // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 6. - С.47-50.

37. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Особенности численного моделирования процессов нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 6. - С.50-54.

38. Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Казакова Т.Г., Коряковцев В.М., Зарипов Р.Р., Вафин Р.В. Моделирование процессов разработки нефтяной залежи башкирского яруса Тавельского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 6. - С.55-59.

39. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 6. - С.73-78.

40. Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Фролов А.И., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Анализ влияния на степень выработки участков Абдрахмановской площади параметров пласта и системы разработки // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 3. - С.9-15.

41. Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Фролов А.И., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Методы кластерного и дискриминантного анализа в выборе объектов для проведения геолого-технических мероприятий на примере участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 4. - С. 12-19.

42. Нурмухаметов P.C., Кандаурова Г.Ф., Юнусов Ш.М., Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Владимиров И.В. Технико-экономическая эффективность новой технологии разработки порово-трещиноватых коллекторов залежи № 302 Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 12. - С.13-17.

43. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Исследование процессов заводнения неоднородных коллекторов // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 4. - С.28-31.

44. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Заводнение нефтяных пластов с высокопроницаемыми включениями // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 4. - С.34-37.

45. Владимиров И.В., Астахова А.Н., Салихов М.М., Газизов И.Г. Метод уточнения фильтрационных характеристик пластов при выборе участков для проведения МУН // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 9. - С.21-24.

46. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 1. - С.30-37.

47. Владимиров И.В., Салихов М.М., Булгаков P.P., Луценко A.A., Савельева И.П. Использование методов Data Mining в поиске объектов для успешного применения технологий нестационарного заводнения // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 2. - С. 26-32.

48. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Лазеев А.Н., Булгаков Р.Р., Караваев С.В. Определение оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 2. - С. 40-46.

49. Владимиров И.В. Несовершенство действующей системы разработки как основной фактор в формировании застойных областей с запасами нефти // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 4.-С.24-31.

50. Владимиров И.В. Исследование влияния послойной неоднородности проницаемости коллектора на продуктивность несовершенной по степени вскрытия скважины // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 4. - С.32-39.

51. Ибрагимов Н.Г., Ахметов Н.З., Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Владимиров И.В. Моделирование процессов фильтрации жидкости в зонально-неоднородном многопластовом объекте при нестационарном режиме работы скважин // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 12. - С. 48-63.

52. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Хисамутдинов А.И., Буторин О.И., Владимиров И.В., Коряковцев В.М. Комплексный учет энергетики пласта и текущего состояния его разработки при выборе скважин для проведения работ по стимуляции добычи нефти // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 7. - С. 33-36.

53. Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В., Буторин О.О., Хисамов P.C. Стратегия выработки подвижных запасов нефти, сосредоточенных в застойных областях месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 8. - С. 10-15.

54. Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Тазиев М.М. , Владимиров И.В., Буторин О.О. Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования // Нефтепромысловое дело. -2005.-№8.-С. 30-35.

55. Ахметшин Р.А., Салихов М.М., Шамсутдинов Р.Ю., Тазиев М.М., Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Коряковцев В.М. Влияние распределения начальной нефтенасыщенности пласта на динамику обводнения добываемой продукции скважины // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 8. - С. 36-39.

56. Владимиров И.В., Каюмов М.Ш., Рафиков Р.Б., Ишмурзин P.P. Изменение продуктивности скважины, вскрывшей послойно-неоднородный пласт с фильтрационно-емкостными параметрами, меняющимися с течением времени // Нефтепромысловое дело. 2005. № 8. - С. 40-42.

57. Владимиров И.В., Булгаков P.P., Лазеев А.Н., Караваев C.B. Нестационарные технологии нефтедобычи // VI Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Научные труды. -Уфа: "Монография" - 2005. - С.39-43.

58. Владимиров И.В., Буторин О.О., Коряковцев В.М., Лазеев А.Н. Совершенствование технологий выработки запасов нефти с учетом направлений преимущественной трещиноватости коллекторов // VI Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Научные труды. -Уфа: "Монография" - 2005. - С.44-47.

59. Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Лазеев А.Н., Караваев C.B., Савельева И.П. Новые нестационарные технологии нефтедобычи // VI Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Научные труды. -Уфа: "Монография" - 2005. - С.85-89.

Лицензия № 223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати 23.11.2005 г. Формат 60x84/16 Бумага типографская №1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Уч.изд.л. 1.5 Т1фаж 120 экз. Заказ № {

Отпечатано в типографии ООО "Штайм" Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.

»23 7 95

РНБ Русский фонд

2006-4 26971

Содержание диссертации, доктора технических наук, Владимиров, Игорь Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ПРИНЦИПЫ ТЕХНОЛОГИЙ НЕСТАЦИОНАРНОГО (ЦИКЛИЧЕСКОГО) ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

1.1. История вопроса.

1.2. Экспериментальные основы технологии.

1.3. Теоретические исследования.

1.4. Основные положения технологий циклического заводнения.

1.5. Применение технологий циклического заводнения в сочетании с технологиями изменения направления фильтрационных потоков.

1.6. Применение нестационарных технологий нефтедобычи на залежах вязкой и высоковязкой нефти.

1.7. Основные виды технологий нестационарного воздействия на продуктивные пласты.

1.8. Опытно-промысловые испытания технологий.

1.9. Критерии эффективного применения технологий нестационарного заводнения.

1.10. Возможные осложнения, возникающие при применении технологий нестационарного заводнения.

1.11. Анализ результатов опытно-промышленных работ и промышленного внедрения циклического заводнения.

1.12. Выводы.

2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОД НЕНИЯ на примере площадей Ромаппсинского месторождения).

2.1. Общие положения.

2.2. Методы определения технологического эффекта от применения технологий нестационарного заводнения.

2.3. Исследование эффективности применяемых технологий на основе характеристик вытеснения.

2.4. Исследование эффективности технологий нестационарного заводнения на примере Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения.

3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ.

3.1. Общие положения.

3.2. Исследование на основе статистического моделирования.

3.3. Поиск сходства и различий (кластерный анализ).

3.4. Построение правил выбора объектов для эффективного применения технологий НЗ + ИНФП. Дискриминанткый анализ.

3.5. Выводы.

4. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ УСТАНОВЛЕНИЯ И НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН В ЗОНАЛЬНО И ПОСЛОЙНО НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ.

4.1. Процессы установления в неоднородных коллекторах.

4.2. Нестационарная работа скважин.

4.3. Моделирование нестационарных процессов фильтрации двухфазной жидкости в зонально неоднородных коллекторах (в приближении модели "black oil").

4.4. Выводы.

5. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫБОРА УЧАСТКА И ЕГО ПОДГОТОВКИ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ НЕСТАЦИОНАРНОГО НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ.

5.1. Общие положения.

5.2. Физические особенности выработки запасов нефти из пространственно-неоднородных коллекторов верейского горизонта Шумовского месторождения.

5.3. Методические основы расчета и построения карг плотностей начальных и текущих недренируемых подвижных запасов нефти на основе данных геолого-гидродинам ического моделирования.

5.4. Обоснование эффективности применения нестационарного заводнения продуктивных коллекторов и подготовка к промысловому внедрению технологий НЗ (на примере верейского горизонта Шумовского месторождения).

5.5. Направления совершенствования технологии нестационарного воздействия через нагнетательные скважины на нефтенасыщенные коллектора верейского горизонта.

5.6. Выводы.

6. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ НЕСТАЦИОНАРНОГО НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ.

6.1. Технология нестационарной работы (периодической остановки и эксплуатации) отдельной добывающей скважины.

6.2. Технология циклической эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин со сменой направлений фильтрационных потоков.

6.3. Технология циклической эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с учетом направлений преимущественнойтрещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов.

6.4. Гидродинамические исследования скважин и контроль за заводнением и выработкой пластов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений"

Актуальность проблемы.

В период истощения основных запасов нефти на "старых" месторождениях России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большая доля остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. Происходит качественное ухудшение сырьевой базы. Выработка запасов нефти основных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья превышает 50 %, а доля трудноизвлекаемых возросла до 55-60 % [1, 128, 129].

В настоящее время основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение нефтяных пластов. Эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50 - 60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных - 30 — 40 %. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки [128]. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение (НЗ)).

Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие.

При обычных технологиях заводнения реальных неоднородных пластов, большая часть запасов нефти в малопроницаемых слоях, зонах, участках остается не охваченной заводнением. Пласт в таких условиях представляет собой случайное чередование обводненных и нефтенасыщенных участков. В таких объектах внедрение нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые зоны возможно при создании в них периодически неустановившихся состояний.

Исследования показывают, что эффективность упруго-капиллярного циклического метода заводнения неоднородных пластов определяется двумя неразрывно связанными процессами: внедрением воды в малопроницаемые зоны пласта за счет перепадов давления, возникающих при неравномерном распределении давлений, обусловленном неоднородностью пласта и капиллярным удержанием в малопроницаемых зонах пласта внедрившейся в него воды.

Практически всегда нестационарное заводнение применяется в комплексе с технологиями изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП). При этом эффект от нестационарных процессов в пласте дополняется эффектом от изменения направления фильтрационных потоков. Сочетание циклического воздействия с ИНФП приводит к одновременному увеличению охвата пласта заводнением по толщине и площади. В результате изменения потока меняется соотношение в долях пластовых флюидов в продукции реагирующих добывающих скважин.

Нестационарное поле давлений в пласте создается за счет периодического изменения объема нагнетаемого вытесняющего агента и добываемой из пласта жидкости в случае искусственного заводнения коллектора или при циклическом отборе жидкости в случае естественного водонапорного режима. Привлекательность технологий НЗ заключается в их относительной дешевизне, т.к. для их внедрения не требуется значительных капитальных вложений.

Использование технологий нестационарного заводнения на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ приводит к снижению ее эффективности. Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования и адаптации к условиям конкретных месторождений (залежей нефти). Вместе с тем, следует отметить, что достаточно эффективной технологии выработки трудноизвлекаемых запасов нефти нефтяная промышленность России пока не имеет. Это связано как со значительным разнообразием геологического строения нефтяных месторождений, так и с многочисленными особенностями их разработки. Поэтому многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-производственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем заводнения водой и другими нефтевытесняющими агентами для вовлечения и интенсификации отбора трудноизвлекаемых запасов.

Накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти. Действительно, по данным работы [128], на месторождениях Татарстана доля добычи нефти за счет нестационарного заводнения в период 1990 - 1995 гг. выросла более чем в два раза (с 6 4 % в 1990 г. до 13.8 % в 1995 г.) (см. рис. 1).

6,8« б.З^Ь

1970

1975

1985

19ЭО

1965

- Г1СДОПКдГ1'4Л ОЯОЪГГу КШНГЧЛ«« В рИСК1<Чтт*у (ИРУСМыХ

--— — эд<пасов I разукрупнен**« объектов) - гвопогп-т«цмц-пг.кил мойолриет*^ лгт-нлнтацип г с'хи ■ I- : -УС:' Г фи '.'.ЧЧЧ-.Г: норм разработки ниищи !■ > 1111 хин 10 II | и | II ~ | I > 141II | и 11 ~ 11

I - [| ЗОПЙСОО

Щ ЖНЛХОСТУ1 НМ ГрвТИ»Щ|и|> МОГОД^ уИвЛИЧОНИИ СФШ*«'

Рисунок 1. Эффективность работ по совершенствованию разработки и применению современных методов увеличения нефтеотдачи в Республике Татарстан (по данным работы Муслимова Р.Х. [128])

Задачи исследований:

3. Создание методических основ для прогнозирования эффективности применяемой технологии нестационарного воздействия на нефтяные пласты (на основе моделирования).

4. Исследование особенностей процессов фильтрации пластовых флюидов в нестационарных физических полях.

5. Определение оптимального порядка применения технологий нестационарного воздействия на нефтяную залежь.

6. Разработка новых технологий периодической эксплуатации высокообводненных добывающих скважин.

8. Создание новых" технологий нестационарного воздействия на карбонатные коллекторы.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и использования результатов обработки статистической информации, характеризующие как сам нефтяной объект, так и его разработку. Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики и Data Mining (интеллектуальный анализ данных). Для исследования нестационарных процессов в пласте использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.

Научная новизна:

1. Сформулирован основной принцип эффективности нестационарных технологий нефтедобычи: чем больше величина подвижных запасов нефти, которые не могут быть освоены действующей стационарной системой разработки, тем выше эффект от применения технологий нестационарного заводнения в сочетании с изменением направления фильтрационных потоков (НЗ + ИНФП).

2. Сформулированы основные принципы развития технологий НЗ на залежи нефти. Показано, что в первой и второй стадиях разработки залежи лучше всего применять циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин, способствующее более активному заводнению низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в областях пласта, близких к зоне нагнетания воды. В третьей стадии разработки, с приближением фронта заводнения к добывающим скважинам, необходимо переходить на чередование отборов жидкости по добывающим скважинам и закачки воды по нагнетательным скважинам в противоположных фазах. В четвертой, заключительной стадии, разработки возможен переход на технологию постоянной закачки воды в нагнетательные скважины и чередующиеся отборы нефти по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади.

4. На основе статистического моделирования показано, что для участков площадей Ромашкинского месторождения, на которых применялись технологии НЗ, наиболее статистически устойчивыми являются взаимосвязи между удельным эффектом от НЗ и параметрами участка, характеризующими неоднородность свойств коллектора и величину текущих извлекаемых запасов нефти. Чем выше зональная и послойная неоднородность коллектора, а также чем больше текущие извлекаемые запасы нефти участка на момент начала применения технологии НЗ + ИНФП, тем выше эффект от технологии. Показано также, что наибольшей эффективностью обладают участки с действующей блочно-замкнутой системой заводнения, с наибольшим количеством воздействующих нагнетательных скважин.

Основные защищаемые положения:

4. Новые технологии нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллекторы (Патенты РФ №№ 2189438,2191255,2184216).

Достоверность полученных результатов

Достоверность полученных результатов достигалась в результате сопоставления теоретических выводов с практикой применения технологий нестационарного заводнения, а также сравнением с результатами других исследований, выполненных разными исследователями с применением иных методов.

Практическая иенность работы и реализация результатов в промышленности:

2. Предложены и внедрены технологии нестационарной работы высокообводненных добывающих скважин.

3. Предложена и внедрена новая технология нестационарного нефтеизвлечения, отличительная особенность которой заключается в группировании скважин, гидродинамически связанных с выделенной нагнетательной скважиной, по ряду показателей разработки (обводненность, водожидкостный фактор) и назначении для каждой группы скважин своего режима нестационарной работы и переводу нагнетательной скважины в периодический режим работы. Внедрение данной технологии на участках Восточно-Сулеевской и Ташлиярской площадях Ромашкинского месторождения (НГДУ "Джалильнефть" ОАО "Татнефть") позволило получить 36.77 тыс. т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом 49.9 млн.руб.

7. Результаты и рекомендации диссертационной работы внедрены в таких нефтедобывающих компаниях, как ОАО "Татнефть" (НГДУ «Иркеннефть» (договор № 142-2002 "Исследование температурных режимов Абдрахмановской и Миннибаевской площадей и разработка рекомендаций по повышению нефтеотдачи пластов заводнением"), «Джалильнефть» (договор "Анализ состояния разработки и выработки запасов нефти Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, выделение объектов и проектирование МУН путем моделирования процесса фильтрации на трехмерной геолого-гидродинамической модели"), «Лениногорскнефть», «Альметьевнефть»), ООО "ЛУКОИЛ-Пермь" (договор № У429.04 "Разработка программы работ по применению нестационарного заводнения на месторождениях ООО "Лукойл"), ЗАО «Алойл» (договор № Д-1-2003 "Технологическая схема опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью", договор № Д-7-2005 "Комплексные технологии интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти Алексеевского месторождения")

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2004 г.г.), на заседаниях Ученого Совета «ТатНИПИнефть» (г. Бугульма, 1999-2004 гг.), Технико-экономического Совета ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 1999-2004 гг.), Научно-технических советах «ТатНИПИнефть», «БашНИПИнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермь», ВНИИнефгь, НГДУ «Иркеннефть», «Джалильнефть», «Лениногорскнефть» (2001-2004 г.г.), на республиканской комиссии по разработке нефтяных месторождений (РКР), (г. Казань, 2003-2004 г.г.), на международной конференции "VI Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов (Уфа, 2005 г.)".

Структура работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Владимиров, Игорь Вячеславович

Основные выводы и рекомендации работы.

1. Сформулирован основной принцип эффективности технологий НЗ + ИНФП. Применение технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллектора более эффективно на тех объектах разработки, где, при прочих равных условиях, выше величина соотношения: = , где 0,1одвЮ1а1Ые - величина шжшшг потенциальных подвижных запасов нефти объекта, - величина извлекаемых запасов нефти для стационарной системы разработки. Т.е. чем больше величина подвижных запасов нефти, которые не могут быть освоены действующей стационарной системой разработки, тем выше эффект от применения технологий НЗ + ИНФП.

2. Предложены основные принципы развития технологий НЗ. В первой и второй стадиях разработки месторождений лучше всего применять циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин, способствующее более активному заводнению низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в областях пласта близких к зоне нагнетания воды. В третьей стадии разработки с приближением фронта заводнения к добывающим скважинам необходимо переходить на чередование отборов жидкости по добывающим скважинам и закачки воды по нагнетательным скважинам в противоположных фазах. В четвертой заключительной стадии разработки возможен переход на технологию постоянной закачки воды в нагнетательные скважины и чередующиеся отборы нефти по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади.

3. Предложена методика расчета недренируемых действующей системой разработки подвижных запасов нефти и изложены методические основы выбора участка для эффективного применения технологий нестационарного нефтеизвлечения.

5. Показано, что для участков площадей Ромашкинского месторождения эффективность применения технологий НЗ+ИНФП определяются параметрами участка, характеризующими неоднородность свойств коллектора и величину текущих извлекаемых запасов нефти. Чем выше проницаемостная неоднородность коллектора, а также чем больше текущие извлекаемые запасы нефти участка на момент начала применения технологии НЗ + ИНФП, тем выше эффект от технологии. Большей эффективностью для рассмотренной выборки участков обладает технология НЗ+ИНФП, предусматривающая попеременное прекращение закачки воды по группам скважин или отключение целых рядов (остановка КНС).

6. Проведенный кластерный анализ участков позволил сформулировать количественные критерии эффективности применения технологий НЗ + ИНФП. Данные технологии с большей степенью достоверности будут эффективны на участках с действующими линейной или блочно-замкнугой системами заводнения, для которых отношение числа реагирующих добывающих скважин к числу воздействующих нагнетательных менее 2.6, с средними дебитами по нефти более 7.6 т/сут, обводненностью менее 85 %, с уровнем накопленной компенсацией отборов закачкой более 1.31, удельным значением текущих извлекаемых запасов нефти более 33.6 тыс.т/скв, с значениями послойной и зональной неоднородности более 0.372 и 0.562, соответственно. При этом наибольшей эффективностью обладают участки с действующей блочно-замкнутой системой заводнения, с наибольшим количеством воздействующих нагнетательных скважин.

7. Разработаны новые технологии нестационарного воздействия, которые были внедрены с положительным технологическим и экономическим эффектом на месторождениях Татарстана. Одна из технологий была успешно внедрена на коллекторах терригенного типа (горизонт Д], пласт А Восточно-Сулеевской площади) Отличительная особенность данной технологии от других заключается в группировании скважин, гидродинамически связанных с выделенной нагнетательной скважиной, по ряду показателей разработки (обводненность, водожидкостный фактор) и назначении для каждой группы скважин своего режима нестационарной работы. Другая технология - технология циклического воздействия на карбонатные коллектора, учитывающая ориентацию трещин в объеме пласта. Отличительная особенность ее заключается в периодической эксплуатации групп добывающих скважин, по разному расположенных относительно направления повышенной фильтруемости. Суммарный технологический эффект от применения технологий на 01.01.2005 г. составил 44,4 тыс. т дополнительно добытой нефти, экономический эффект - 58,2 млн.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ результатов применения технологий нестационарного заводнения показывает, что данные технологии широко использовались и используются поныне на месторождениях Западной Сибири, Татарии, Самарской области, в том числе и на залежах с повышенной вязкостью нефти. Отмечено, что эффект технологий выше на объектах, где система заводнения позволяет изменять направления фильтрационных потоков. В сочетании с технологиями изменения направления фильтрационного потока, технологии нестационарного заводнения показали высокую эффективность применения на залежах нефти с различными геолого-физическими характеристиками и системами разработки. Наряду с высокой эффективностью привлекательность данного вида технологий заключается в минимальных затратах на ее применение. Все эти факты обусловили бурное развитие данного вида технологий и массовое промышленное ее применение на ряде месторождений СССР в 80 - 90 гт. прошлого века.

Необходимо отметить, что на месторождениях, объекты которых находятся в поздней стадии, и где технологии циклического заводнения длительное время находятся без изменения, эффективность технологии НЗ падает. Радикальные изменения в системе разработки (бурение новых скважин, организация новых очагов заводнения, перестроение системы ППД) могут приостановить снижение эффективности технологий НЗ и даже увеличить ее за счет подключения к дренированию невыработанных или слабо выработанных нефтенасыщенных зон.

Наряду с изменениями систем разработки с целью повышения эффективности применяемых технологий НЗ + ИНФП, необходимо дальнейшее развитие традиционных технологий НЗ, а также создание принципиально новых технологий нестационарного нефтеиз влечения.

Создание новых технологий должно основываться на солидной базе теоретических исследований и промысловых работ. Продолжение исследовательских работ в области нестационарных процессов фильтрации, представленное в диссертационной работе, позволило сформулировать основные принципы эффективности и развития технологий НЗ.

Таким образом, развитие технологий НЗ продолжается, и их роль среди традиционных технологий нефтеизвлечения возрастает.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Владимиров, Игорь Вячеславович, Уфа

1. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов. Дисс. на соиск. уч. ст. докг. техн. наук. -Бугульма: 2003. - 268 с.

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

3. Алеев Ф.И. Определение периода циклического заводнения с помощью модели Лотки-Вольтерра. Известия высших учебных заведений, № 11, 1988.

4. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов AJB. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М. Недра, 1994. 308 с.

5. Атанов Г.А. Определение водонасыщенности при изменении направления вытеснения нефти водой //НТС ВНИИ, 1971, № 40.

6. Атанов Г.А., Вашуркин А.И., Ревенко В.М. К вопросу прогнозирования разработки нефтяных месторождений по промысловым данным // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1973. - № 17. - С. 35-37

7. Атанов Г.А, Вашуркин А.И., Ревенко В.М. Применение осредненных фильтрационных характеристик при прогнозе показателей разработки нефтяных месторождений // Проблемы нефти и газа Тюмени. — Тюмень, 1973. № 19. - С. 45-49

8. Атанов Г.А., Гавура В.Е., Сургучев М.Л. Влияние изменения технологии заводнения на показатели разработки нефтяных месторождений //НТС Нефтепромысловое дело", 1972, № 7.

9. Ахметов З.М., Шавалиев А.М. Гидродинамические методы регулирования -основа увеличения нефтеотдачи пластов и стабилизации добычи нефти. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Казань. Новое Знание.-1998.-360 с.

10. Ахметов З.М., Шавалиев А.М. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты. М.: ВНИИОЭНГ, 1993.

11. Ахметов Н.З. Повышение эффективности регулирования выработки остаточных запасов из многопластового объекта циклическим заводнением. Дис. канд. техн. наук, Альметьевск, 2003 г., 155 с.

12. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М., Владимиров И.В., Бугорин О.И. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. № 8. - 2001. - С.41-49.

13. Баишев Б.Т. и др. Состояние работ в области применения гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения. Нефтяное хозяйство №12. 1988, с.25-29.

14. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984,208 с

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

16. Березаев А.Н. Эффективность циклической закачки и изменения направления фильтрационных потоков на Вишенском месторождении II Тр. Укргипрониинефть, 1978, вып.ХХ1, с.20-24.

17. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М.: Высшая школа.- 1990.-544 с.

18. Боксерман АА, Гавура В.Е., Желтов Ю.П., Кочешков А А, Оганджанянц В.Г., Петраш И.Н., Сургучев M.JL Упруго-капиллярный циклический метод разработки месторождений М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

19. Боксерман А.А, Губанов А.И., Жеотов Ю.П., Кочешков А.А, Оганджанянц В.Г., Сургучев М.Л. Способ разработки нефтяных месторождений. Авт. свид. № 193402, 1967.

20. Боксерман АА, Желтов Ю.П., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Экспериментальное изучение капиллярного удержания воды в пористых средах при упруго-капиллярном режиме //Тр. ВНИИ.- Вып.- М.: Недра, 1967.

21. Боксерман А.А., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Влияние вязкости нефти на эффективность циклического воздействия на неоднородные пласты //НТС ДН, ВНИИ,-Вып. 33, 1968.

22. Боксерман А.А., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Исследование распределения насыщенности при циклическом воздействии на пласт //НТС ДН, ВНИИ,- Вып. 39, 1968.

23. Боксерман А.А., Шалимов Б.В. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. 1967, № 2.

24. Борисов Ю.П., Оганджанянц В.Г., Маслянцев Ю.В. К вопросу об эффективности циклического метода воздействия на пласты. Тр. ВНИИ, вып.54, М.: Недра, 1968.

25. Боровиков В.Г. STATISTIC А. Искусство анализа данных на компьютере. СПб.: Питер.-2003.-687 с.

26. Бочаров В.А., Сургучев М.Л. Исследование влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения // НТС ВНИИ, 1974, № 49.

27. Бочаров В.А., Сургучев М.Л. Оценка влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения // Тр./ВНИИ,- Вып.49, 1974.

28. Булгаков Р.Т., Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Прогнозирование и оптимизация разработки большой группы нефтяных залежей. Казань, Татарское книжное издательство, 1976, с. 143.

29. Булыгин Д.В., Булыгин В .Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.:Недра. 1996.-382 с.

30. Буторин О.И., Владимиров В.И., Нурмухаметов Р.С., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещинноватости // Нефтяное хозяйство. № 2,2002. - С.53-60.

31. Буторин О.И., Владимиров И.В., Нурмухаметов Р.С., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование методик построения карт трещиноватости коллекторов // Нефтяное хозяйство. № 8. - 2001. - С.54-57.

32. Буторин О.И., Владимиров И.В., Нурмухаметов Р.С., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещиноватости. .// Нефт.хоз-во. №2.-2002,-С.53-55.

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

34. Вайгель A.A. и др. Нестационарное заводнение на месторождениях Нижневартовского района. Нефтяное хозяйство №12, 1988.

35. Василечко В.П., Гнапок P.A., Петраш H.H. Эффективность циклического метода воздействия на нефтяные пласты при заводнении месторождений Предкарпатья // НТС "Нефтепромысловое дело", 1969, №1.

36. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Заводнение нефтяных пластов с высокопроницаемыми включениями // Нефтепромысловое дело. 2004.4. С.34-37.

37. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Исследование процессов заводнения неоднородных коллекторов // Нефтепромысловое дело. -2004. № 4. - С.28-31.

38. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Буторин О.И., Владимиров И.В. Водогазовое воздействие — перспективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений с карбонатными коллекторами // Нефтепромысловое дело.-2005.-№ 1.-С.38-41.

39. Владимиров И.В. Исследование влияния послойной неоднородности проницаемости коллектора на продуктивность несовершенной по степени вскрытия скважины // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 4. - С.32-39.

40. Владимиров И.В. Несовершенство действующей системы разработки как основной фактор в формировании застойных областей с запасами нефти // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 4. - С.24-31.

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

42. Владимиров ИВ., Астахова А.Н., Салихов М.М., Газ изо в И.Г. Метод уточнения фильтрационных характеристик пластов при выборе участков для проведения МУН // Нефтепромысловое дело. 2004. - № 9. - С.21-24.

43. Владимиров И.В., Булгаков P.P., Лазеев А.Н., Караваев C.B. Нестационарные технологии нефтедобычи // VI Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Научные труды.- Уфа. 2005. - С.39-43.

44. Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Фролов А.И., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Анализ влияния на степень выработки участков Абдрахмановскойплощади параметров пласта и системы разработки // Нефтепромысловое дело. -2004. -№ 3. -С.9-15.

45. Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Казакова Т.Г., Коряковцев В.М., Зарипов P.P., Вафин Р.В. Моделирование процессов разработки нефтяной залежи башкирского яруса Тавельского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2004. - № 6. -С.55-59.

46. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Особенности численного моделирования процессов нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов // Нефтепромысловое дело. — 2004. № б. -С.50-54.

47. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. — 2004. — № б. -С.73-78.

48. Владимиров И.В., Каюмов М.Ш., Рафиков Р.Б., Ишмурзин P.P. Изменение продуктивности скважины, вскрывшей послойно-неоднородный пласт с фильтрационно-емкостными параметрами, меняющимися с течением времени // Нефтепромысловое дело. — 2005. № 8. - С. 40-42.

49. Владимиров И.В., Салихов ММ, Булгаков P.P., Луценко A.A., Савельева И.П. Использование методов Data Mining в поиске объектов для успешного применения технологий нестационарного заводнения // Нефтепромысловое дело. -2005.-№2.-С. 26-32.

50. Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Галимов Р.Х., Файзуллин И.Н., Шарафутдинов В.Ф., Каюмов М.Ш. О некоторых причинах разрушения коллекторов при эксплуатации скважин // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 9. - С.20-25.

51. Владимиров И.В., Тазиев М.М, Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 1. -С.30-37.

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

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

54. Гавура В.Е., Лейбсон В.Г., Чипас Е.И., Шефер A.B. Метод изменения направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

55. Гайдышев И.С. Анализ и обработка данных. Специальный справочник. СПб.: Питер.-2001.-751 с.

56. Ганич К.В, Дергунов В.К., Ишемгужин C.B. Эффективность циклической закачки воды на Советском месторождении. Нефтяное хозяйство, 1979, №1, с.32-36.

57. Гешелин Б.Н. Решение задачи фильтрации многофазной жидкости в продуктивном пласте на современных вычислительных машинах // НТС ВНИИ, 1971,; 40.

58. Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Нафиков А.З., Султанов A.C. Определение остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом взаимодействия пластов в зонах слияния // Нефтяное хозяйство. № 8. - 2001. - С.20-24.

59. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982,312 с.

60. Главные компоненты временных рядов: метод "Гусеница". / под редакцией Данилова Д.Л., Жиглявского А. А. СПб.: Изд-во СПб ГУ, 1997.- 307 с.

61. Горбунов А.Т. и др. / Циклическое заводнение нефтяных пластов. М: ВНИИОЭНГ, 1977.

62. Гунька Н.Н. Повышение эффективности разработки эоценовых залежей Предкарпатья путем изменения направления фильтрационных потоков нефти в пласте // НТС "Нефтепромысловое дело", 1973, № 10.

63. Дальберг Э.Ч.: Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. Изд. Недра, 1985, 149 с.

64. Дияшев Р.Н. и др. Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии. М ВНИИОЭНГ, 1990, 56 с.

65. Дияшев Р.Н. Тенденции развития усовершенствованных методов добычи нефти (обзор докладов на 9 Европейском симпозиуме, Гаага, октябрь 1997 г.) //. Нефтяное хозяйство № 6. 1988, с.22-25.

66. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Казань.-1999.-238 с.

67. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В., Дияшев И.Р. Исследование режимов фильтрации в деформируемых карбонатных коллекторах. //Нефт.хоз-во.- № 11.1993.- С.23-26.

68. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии.// Нефт.хоз-во.- № 9.-1989 С.43-48.

69. Дорошенко А. А. и др. Оценка технологической эффективности нестационарного заводнения с учетом неоднородности нефтяной залежи. Тр. ВНИИ, вып. 112, М.1991, с.98-105.

70. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Черноглазое В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. // Обз. информация ВНИИОЭНГ. М.: 1988,- С. 56.

71. Дулепов Ю.А, Викторин В.Д. Эффективность гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Пермской области. Нефтяное хозяйство № 12. 1988, с.33-37.

72. Дюк В., Самойленко A. Data Mining. Учебный курс. Спб.: Питер.-2001 .-366 с

73. Жеребцов Е.П., Буторин О.И., Владимиров И.В. Исследование процессов фильтрации жидкости многопластовых систем с неоднородными по толщине пластами // Нефтепромысловое дело. — 1999. — № 12. — С.23-27.

74. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В. О межпластовых перетоках в многопластовых пространственно-неоднородных коллекторах // Нефтяное хозяйство. № 8. -2001. -С.24-27.

75. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Федотов Г.А, Халимов Р.Х. Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство. № 8. - 2001. - С.27-31.

76. Жеребцов Е.П., Скворцов А.П., Буторин О.И., Владимиров И.В. Совершенствование технологий нестационарного отбора нефти и закачки воды // Нефтепромысловое дело. 2000. - № 11. - С. 12-15.

77. Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Исследование процессов фильтрации многопластовых систем при циклическом упругом воздействии на пласты // Нефтепромысловое дело. — 1999. — №11, — С.24-29.

78. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов В.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. О влиянии коллекторских свойств на зависимость обводненность- нефтенасыщенность // Нефтепромысловое дело. 1999. -№ 3. - С.З8-42.

79. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов В.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Прогнозирование дебитов скважин, рекомендованных для проведения ГТМ на поздней стадии разработки // Нефтепромысловое дело. 1999. — № 3. - С. 40-43.

80. Журик И.В., Калашнев В.В. и др. О результатах циклического метода воздействия на пласт на месторождении Зимняя Ставка Ставропольского края. Нефтепромысловое дело, 1976, № 1 ,с. 12-15.

81. Зайдель Я.М., Леви В.И. Об эффективности циклического воздействия на неоднородные пласты. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1977, вып. 33, с. 18-22.

82. Зайнуллин Н.Г. и др. Совершенствование импульсного воздействия на пласт. // Нефтяное хозяйство, №3,1991.19-21 с.

83. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация.-М.: Недра, 1988.

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

85. Закирова Ч.С., Владимиров И.В. Исследование эффективности геолого-технических мероприятий по вовлечению в разработку остаточных запасов нефти пластов Чишминской площади Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. — 2001. — № 1. — С. 41-43.

86. Закон Российской Федерации "О недрах" (с изменениями от 10 февраля 1999г.).

87. Ибрагимов Н.Г., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования. М: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2000. - 112с.

88. Инструкция по совершенствованию технологии циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков. Рук. Горбунов AT, Шавалиев AM. РД 39-0147035-232-88. ВНИИ, ТатНИПИнефть, 1988,90 с.

89. Казакова Т.Г., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов P.P., Щелков С.Ф., Зарипов М.С. Влияние процессов фильтрации жидкости в пласте на восстановление давления в скважине // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 8. -С.42-47.

90. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В. Причины снижения дебита добывающей скважины, вскрывающей много пластовую систему коллекторов // Нефтепромысловое дело. 2002. — №3, — С. 8-13.

91. Каюмов М.Ш., Салихов ММ, Рафиков Р.Б., Тазиев М.М. , Владимиров И.В., Буторин О.О. Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования // Нефтепромысловое дело. — 2005. — № 8. — С. 30-35.

92. Кольчицкая Т.Н., Михайлов ПН. Влияние циклических режимов эксплуатации скважин на изменение состояния нефтегазовых пластов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2002, №5, с.81-84

93. Кольчицкая Т.Н., Михайлов H.H. Поведение глинистых пород при циклических нагрузках. Геология нефти и газа, 2000, №2, с.81-84

94. Крылов А.П., Цынкова О.Э. Обобщение эффекта нестационарного взаимодействия смежных площадей нефтяного пласта различной степени заводненности. Тр.ВНИИ, вып.49, М: ВНИИ, 1974, с. 157-166.

95. Листенгартен Л.Б., Шейнин В.Е. Нестационарное заводнение нефтегазовых месторождений. Нефтяное хозяйство № 12, 1990,с.27-29.

96. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. — 152 с.

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

98. Лысенко В.Д. Определение продуктивности малопродуктивных коллекторов. Нефтепромысловое дело, №2, 1998, с.7-13.

99. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтянных месторождений. М., Недра, 1987,246с.

100. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Расчет эффективности импульсного воздействия на нефтяные пласты в условиях внутриконтурного заводнения. Тр. ТатНИИ, вып. 14, М.: Недра, 1970.

101. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.:Недра.-1980,- 288 с.

102. Мартынцев О.Ф., Шарбатова И.Н., Наказная Л.Г. и др. Повышение нефтеотдачи обводненной залежи Речицкого месторождения методом циклического заводнения. Нефтепромысловое дело, 1976, №7, с.3-5.

103. Маслянцев Ю.В., Оганджанянц В.Г., Сургучев М.Л., Гавура В.Е. и др. Опыт циклического метода воздействия на пласт A4 Покровского месторождения //НТС "Нефтепромысловое дело", 1969, № 1.

104. Мельников А.И., Копылов Л.М Циклическое заводнение на месторождениях Шаимского региона. Нефтяное хозяйство № 3, 1982, с.37-40.

105. Метод изменения направлений фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений. Обзор промысловых работ. М: ВНИИОЭНГ, 1976.

106. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (утв. 21.06.99, № ВК 477).

107. Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов. Вторая редакция. М.: ОАО "НПО" Изд-во "Экономика", 2000,421 с.

108. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39- 0147035209-87. Миннефтепром, М.,1987. 58 с.

109. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. РМНТК "Нефтеотдача", ВНИИнефть, Термнефть, СибНИИНП, БашНИПИнефгь, ТатНИПИнефть. М.1993, 87 с.

110. Митрофанов В.П., Злобин A.A. Оценка свойств нефти и пород-коллекторов залежи карбонатного типа на поздней стадии разработки. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002,- №3- С. 40-45.

111. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения.: Учебное пособие. Казань. Изд-во Казанского ун-та, 2002, 596 с.

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

113. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. и другие. Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах. // Тр. ТатНИПИнефть. Юбилейный выпуск, посвященный 40-легию «ТатНИПИнефть». Бугульма.-1996.-С.59-67.

114. Муслимов Р.Х., Блинов АФ., Нафиков A3. Применение гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Татарии. Нефтяное хозяйство № 12, 1988, с.З 7-44.

115. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Вафин Р.В., Хисамугдинов Н.И., Алексеев Д.Л., Бугорин О.И., Владимиров И.В. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении // Нефтепромысловое дело. 2004. — № 6. — С.26-32.

116. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хамзин Р.Г. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана. НТЖ. Геология, гофизика и разработка нефтяных месторождений, № 8, 1993. С.29-37.

117. Муслимов Р.Х., Шавалиев AM., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том.2. М.:ВНИИОЭНГ.-1995.-286 с.

118. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкииского нефтяного месторождения. Том 1,- М.: ВНИИОЭНГ, 1995,-491 с.

119. Мухаметзянов А.К., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Простое и комбинированное физико-химическое циклическое заводнение. Нефтяное хозяйство № 9, 1984, с.23-27.

120. Николаев С.С., Мельников А.И., Данилин P.A. Повышение эффективности разработки месторождений ПО "Красноленинск-нефтегаз". Нефтяное хозяйство № 12. 1988,с.46-50.

121. Нурмухаметов P.C. Исследование и разработка технологий повышения эффективности нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов. Дис. канд. техн. наук, Бугульма 2001 г. 154с.

122. Нурмухаметов P.C., Владимиров И.В. Исследование гидродинамического взаимодействия между системой трещин и пористыми блоками при воздействии нагнетательной скважины на трещинно-пористый коллектор // Нефтепромысловое дело. 2001. - № 1. - С.4-6.

123. Оганджанянц В.Г. Теория и практика добычи нефти при циклическом заводнении. Итоги науки и техники, сер. Горное дело. М.1969. с.39-79.

124. Патент 2066369 РФ МКИ Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Муслимов Р.Х, Сулейманов Э.И., Гордеева О.Г., Иванов А.И., Ганиев Г.Г. Заявлено 08.06.95.

125. Патент 2085710 РФ МКИ Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. /Рудаков А.М., Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Кандаурова Г.Ф. Заявка 14.01.93.

126. Патент 2085711 РФ. МКИ Е 21 В 43/20, 43/27. Способ разработки терригенного нефтяного пласта./Алеев Ф.И. Заявлено 14.02.94.

127. Патент РФ № 2109130, кл. Е21 В 43/16. Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора. Давлетшин А.И. и др.-0публ.20.04.98, БИ № 11.

128. Патент РФ № 2162141. Способ разработки нефтяной залежи / Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Жеребцов В.Е., Нурмухаметов P.C., Салихов И.М., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В. Опубл. Б.И.№ 2,2001.

129. Патент РФ № 2175381. Способ разработки нефтяного месторождения / Жеребцов Е.П., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Закиров А.Ф., Ахметов Н.З., Владимиров И.В. Опубл. Б.И.№ 30,2001.

130. Патент РФ № 2184216. Способ разработки нефтяной залежи / Ибрагимов Н.Г., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Халиуллин Ф.Ф., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И, Владимиров И.В. Опубл. Б.И.№ 30,2002.

131. Патент РФ № 2189438. Способ разработки нефтяного месторождения / Нурмухаметов P.C., Хисамутдинов RR, Тазиев М.З., Ахметов Н.З., Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Халиуллин Ф.Ф. Опубл. Б.И.№ 26,2002.

132. Патент РФ № 2191255. Способ разработки нефтяной залежи / Нурмухаметов P.C., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Владимиров И.В., Закиров А.Ф., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Юнусов ULM. Опубл. Б.И.№ 29,2002.

133. Пермяков MA, Есаулова В.В.,Павлова А.Д. Оценка результатов применения циклического метода заводнения на месторождениях Западной Сибири. Тр. СибНИИ,1976, вып.5, с.17-22.

134. Петрова М.В., Рудкина Г.М. Нестационарное заводнение на Мамонтовском месторождении. Нефтяное хозяйство № 7, 1985,с.27-29.

135. Писарев E.JI., Вашуркин A.R, Евченко B.C. Обобщение опыта нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири. Нефтяное хозяйство № 4, 1984, с.35-39.

136. Пияков Г.Н., Усенко В.Ф., Кудашев P.R, Мазитова RR: Изменение остаточной нефтенасыщенности при повторном насыщении нефтью заводненного пласта. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти № 4 1984, с. 5-6.

137. Руководство по проектированию и применению технологии разработки нефтяных месторождений на базе замкнутого нестационарного заводнения. Рук. Батурин Ю.Е., Павлов Н Е. РД 39-0148463-88. СибНИИНП, 1988,66 с.

138. Руководство по проектированию и применению циклического заводнения. Авторы Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Цынкова О.Э. и др. РД 39-1-72-78. ВНИИ, 1978. 100с.

139. Сазонов Б.Ф. и др. Методы нестационарного заводнения на месторождениях Куйбышевской области. Нефтяное хозяйство № 12, 1988. с.29-33.

140. Свалов А.М. О некоторых закономерностях распределения упругих напряжений и процессов трещинообразования в призабойной зоне нагнетательной скважины. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2002, №5, с.95-98

141. Середницкий Л.М., Мирзоян Л.Э., Музычко И.И. Методы регулирования разработки нефтяных залежей в сложных коллекторах Днепровско-Донецкой впадины. Нефтяное хозяйство № 12.1988,с.53-56.

142. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра. 1985. 308 с.

143. Сургучев M.JI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.:Недра,1968.

144. Сургучев МЛ. О принципах регулирования совместной разработки неоднородных пластов. Тр. Гипровостокнефть, M "Недра". 1964., вып. УП.

145. Сургучев М.Л. Об увеличении нефтеотдачи неоднородных пластов. Тр. ВНИИ, М. Гостоптехиздат. 1959.вып.19,с.102-110.

146. Сургучев М.Л. Об эффективности импульсного (циклического) воздействия на пласт для повышения его нефтеотдачи. НТС по добыче нефти. Вып. 27, 1965.

147. Сургучев М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений платформенного типа. М.: Гостоггтехиздат, 1960.

148. Сургучев М.Л. Циклическое (импульсное) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи при заводнении // Нефтяное хозяйство, 1965, № 3.

149. Сургучев М.Л., Бочаров В.А., Гавура В.Е., Атанов Г.А. Изменение направления потоков жидкости способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении,-М.: Наука, 1977.

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

151. Сургучев M.JI., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М. "Недра", 1984,215 с.

152. Сургучев M.JI., Цынкова О.Э. О нестационарных режимах заводнения нефтяных пластов. Нефтяное хозяйство № 7, 1983, с. 26-28.

153. Сургучев М.Л., Цынкова О.Э., Шарбатова И.Н. и др. Циклическое заводнение нефтяных пластов. ВНИИОЭНГ, 1977.

154. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // Нефтепромысловое дело. -2003. -№ 12.-С.9-14.

155. Технологическая схема по применению циклического заводнения на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. М.: ВНИИ, 1975.

156. Технологическая схема по применению циклического заводнения на Мамонтовском месторождении Западной Сибири. М.: ВНИИ, 1975.

157. Усенко В.Ф., Пияков Г.Н., Кудашев Р.И. Изменение нефтенасыщенности после повторного нефтенасыщения заводненных пластов. Нефтяное хозяйство, 1982, № 6, с.25-29.

158. Фадеев В.Г., Салихов М.М., Газизов И.Г., Владимиров И.В., Коряковцев В.М. Исследование изменения фильтрационных свойств коллекторов горизонтов Д0+Д1 Чишминской площади Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12. - С. 35-39.

159. Файзуллин И.Н, Яковлев С.А., Владимиров В.Т., Владимиров И.В., Каюмов М.Ш. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д1 Абдрахмановской площади // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 5. - С.10-17.

160. Ханин И.Л., Гавура В.Е., Сафронов A.B. Основные направления совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области // Нефтяное хозяйство, 1972, № 7.

161. Ханин И.Л., Палий П.А., Гавура В.Е., Лейбсон В.Г. Особенности разработки нефтяных пластов в связи с их неоднородностью. Тр.Гипровостокнефть. Вып. XVni. 1973.

162. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработки многослойных нефтяных месторождений. Казань, издательство "МОНИТОРИНГ", 1996,288 с.

163. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Нурмухаметов P.C., Ишкаев Р.К. Моделирование фильтрации жидкости в пласте с высокопроницаемыми включениями // Нефтяное хозяйство. — № 8. — 2001. — С.30-32.

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

165. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений, т. IV. 262 с. ВНИИОЭНГ, 1994.

166. Хисамутдинов Н.И., Скворцов А.П., Буторин О.И., Ахметов Н.З., Федотов Г. А., Владимиров И.В. Методика расчета технологий нестационарного отбора нефти и закачки воды // Нефтепромысловое дело. — 2000. — № 11. — С.16-21.

167. Цынкова O.E., Мясникова H.A., Баишев Б.Т.: Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М.-Л.: 1993.

168. Цынкова О.Э. Еще раз об эффекте от циклического заводнения нефтяных пластов. Тр.ВНИИ, вып.79. М. 1982, с.26-28.

169. Цынкова О.Э. К вопросу механизма циклического воздействия на нефтяные пласты. Изв. АН СССР. Сер. Механика жидкости и газа. 1980 № 3, с.58-61.

170. Цынкова О.Э. Нестационарные режимы нагнетания и отбора жидкости как фактор снижения обводненности продукции слоистых нефтяных пластов. Тр.ВНИИ "Вопросы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений", № 100, М.1987, с. 71-90.

171. Цынкова О.Э. Постановка двухмерной задачи о периодическом заводнении нефтяного пласта. Тр. ВНИИ, вып.68, 1979,с.3-65.

172. Цынкова О.Э. Режим вынужденных колебаний для нелинейной фильтрации жидкости в пласте. Изв. АН СССР. Сер. Механика жидкости и газа. 1974. №4, с.26-29.

173. Цынкова О.Э. Увеличение приемистости пласта при периодическом прекращении нагнетания в него воды. Нефтяное хозяйство, 1985, с.45-47.

174. Цынкова О.Э., Мясникова H.A. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты. Тр. ВНИИ, вып.94, 1986, М.с.53-64.

175. Цынкова О.Э., Мясникова H.A., Егурцов H.H. Исследование эффективности различных видов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты. Нефтяное хозяйство № 6. 1990, с.45-49.

176. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: ГТТН, 1963. - 380 с.

177. Чепак Г.Н. Эффективность гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Ставрополья. Нефтяное хозяйство № 12. 1988, с.50-53.

178. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М.Недра.1977.

179. Шавалиев A.M. Прогноз величины подвижных запасов нефти месторождений Урало-Поволжья. Тр. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1983, вып.52, с.139-142.

180. Шарбатова И.Н. Выбор амплитуды колебаний расхода нагнетаемой воды при циклическом заводнении. Нефтепромысловое дело, № 4, 1981, с. 12-15.

181. Шарбатова И.Н. Применение циклического заводнения на месторождениях Татарии и Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 1980, №1, с.27-32.

182. Шарбатова И.Н., Сафронов В.И., Пустовойт С.П. Эффективность циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков.- Нефтяное хозяйство, 1978, №1,с.34-36.

183. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М Недра, 1988, 121 с.

184. Шергина H.JI., Хисметов Р.Г. Анализ эффективности проведения циклического заводнения на Федоровском месторождении. Применение математических методов и ЭВМ в геологии. Тюмень. ТГУ, 1988.C. 154-164.

185. Яковлев С.А., Файзуллин И.Н., Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Владимиров И.В., Коряковцев В.М. Выбор скважин для проведения водоизоляционных работ и обработок призабойных зон пласта // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 1. -С.23-27.

186. Akima Н. Scattered-data surface fitting that has the accuracy of a cubic polynomial. TOMS 22,3 (Sep 1996) 362

187. Palagi C.L., Aziz K. The modeling of vertical and horizontal wells with Voronoi grid. // SPERE, Febr., 1994,- p. 15-21.

188. Sincovec R.F. and Madsen N.K. PDEONE for systems of nonlinear parabolic partial differential equations in one space dimension (method of lines) ACM TOMS 1 (1975) 261-263

189. Maximov V.M., Mikhailov N.N., Experimental study of porous media deformations at cyclic load. Proceedings of the Biot Conference on Poromechanics Louvain-la Neuve. Belgium, 14-16 September, 1998

190. Kolchitzkaya T.N., Mikhailov N.N. Poroelastic model of the clayey rock behaviour under cyclic load. International Conference "Modem Approaches to Flows in Porous Media", Moscow, 6-8 September, 1998.

Информация о работе

Владимиров, Игорь Вячеславович
доктора технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы