Обоснование технологических решений нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти

Булаев, Владимир Валерьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование технологических решений нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологических решений нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти"

На правах рукописи

БУЛАЕВ ВЛАДИМИР ВАЛЕРЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ НЕТРАДИЦИОННОГО ЗАВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Специальность - 25.00.17 -"Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2006

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

докт. техн. наук, проф. Закиров Сумбат Набиевич

докт. техн. наук

Коробков Евгений Иванович

канд.техн. наук

Айдашов Нур ислам Фаритович

Ведущая организация:

Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М.Губкина

Защита состоится ноября 2006 г. в 15 ч. 00 мин. на заседании Диссертационного Совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН в зале Учёного Совета, Отзывы на автореферат можно присылать по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, ул. Губкина, 3, ИПНГ РАН.

С диссертацией можно ознакомиться у секретаря Диссертационного Совета ИПНГ РАН.

Автореферат разослан «19» октября 2006г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

канд. техн. наук Баганова М.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность тематики

Современная теория и практика разработки залежей высоковязкой нефти строится на применении различных термических методов воздействия на соответствующие фильтрационные процессы.

Запасы высоковязкой нефти в нашей стране значительны. Однако немалое число таких месторождений не введены в промышленную разработку. Это связано с техническими, технологическими и экономическими проблемами тепловых методов воздействия. К ним относятся наличие в разрезе вечномерзлых пород, необходимость специальных теплоизолированных колонн скважин, сооружение и обеспечение надежной работы большого количества парогенераторов и компрессорных установок, значительные затраты на выработку пара и водо подготовку, низкая эффективность при малых нефтенаешцекных толщинах, наличие слабосцементированного коллектора, загрязнение Окружающей среды и т.д.

По указанным причинам запасы высоковязкой нефти справедливо относятся к категории трудноизвлекаемых.

Поэтому создание альтернативных технологий разработки залежей с высоковязкой нефтью, основанных на комплексе технологических решений отличных от тепловых, является актуальной задачей. Цель работы

Она заключается в создании эффективных способов разработки залежей высоковязкой нефти с массивным строением пласта на основе нетрадиционного заводнения в результате адекватных крупномасштабных математических экспериментов, за счет комплексного использования положительных свойств как известных, так и искомых технологических решений. Основные задачи исследования

• Создание и обоснование совокупности технологических решений нетрадиционного заводнения для разработки залежей высоковязкой нефти с подошвенной водой.

• Обоснование ограничительных условий на окончание прогнозных расчетов при ЗО компьютерном моделировании.

• Анализ традиционных режимов эксплуатации нагнетательных скважин и обоснование нового режима для более эффективной разработки залежей высоковязкой нефти.

• Исследование влияния параметров рабочего агента на показатели

разработки залежи высоковязкой нефти с подошвенной водой при реализации предлагаемых технологических решений,

• Реализация обосновываемых технологических решений на конкретной залежи высоковязкой нефти с подошвенной водой.

Методы решения поставленных задач

Дня решения поставленных задач принята модель изотермической неустановившейся пространственной трёхфазной фильтрации пластовых флюидов (газа, нефти и воды), а также специализированная модель, учитывающая использование полимерных растворов. Для выполнения соответствующих математических экспериментов используется программный комплекс IMEX, предоставленный компанией Computer Modeling Group. Научная новизна

1. На основе 3D компьютерных экспериментов обоснована технология нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти с подошвенной водой, включающая

• одно- и/или двухэтапное разбуривание залежи по вертикали,

• разнесение по вертикали интервалов отбора и закачки,

• использование горизонтальных добывающих, горизонтальных или вертикальных нагнетательных скважин,

• применение полимерных растворов,

• регулируемый режим перекомпенсашш на нагнетательных скважинах,

• контроль за процессом окончания разработки не только по обводненности добываемой продукции, но и дебиту скважин по нефти.

2. Также на основе 3D математических экспериментов обоснована технология выработки запасов высоковязкой нефти в водонефтяной зоне (ВИЗ), предусматривающая

• двухстадийное по площади разбуривание элементов ВИЗ,

• и другие технологические решения, перечисленные в предыдущем случае.

3. Показано, что при 3D компьютерном моделировании ограничительное условие по обводненности добываемой продукции нельзя применять без анализа значений дебитов добывающих скважин по нефти. Иначе имеет место занижение конечной нефтеотдачи пласта.

4. Предложен и обоснован комбинированный режим эксплуатации нагнетательных скважин, позволяющий поддерживать текущее среднее пластовое давление выше первоначального на заданную величину.

Практическая значимость

1. В результате выполненных математических экспериментов предложены новые технологические решения применительно к разработке залежей высоковязкой нефти с подошвенной водой на основе нетрадиционного заводнения. Они позволяют увеличить дебиты скважин по нефти, повысить текущее значение и конечную величину КИН, а также кратно сократить объёмы добываемой пластовой воды. Результатом выполненной работы является возможность ввода в разработку тех месторождений, на которых тепловые методы не реализованы по ряду причин. А существующие технологии разработки этих месторождений показывают малый КИН и высокую степень обводненности добываемой продукции. Тем самым можно говорить о создании реальной альтернативы тепловым методам разработки залежей с высоковязкой нефтью.

2. С точки зрения практической значимости отдельного внимания заслуживают способы разработки ВИЗ с высоковязкой нефтью. Ибо краевые ВИЗ практически не разрабатывают по причине отсутствия способов, позволяющих получить высокий КИН при достаточно низком значении водонефтяного фактора (ВНФ). Даже РД по разработке нефтяных месторождений предполагает оценку и обоснование минимальной нефгенасыщенной толщины, в пределах которой осуществляется эксплуатационное разбуривание. Таким образом, предлагаемые технологические решения позволяют разрабатывать всю залежь высоковязкой нефти с массивным строением пласта без ограничения на величину нефгенасыщенной толщины.

3. Определённый интерес для практики имеет то обстоятельство, что ограничительное условие по обводненности, применительно к прогнозным расчетам, не следует применять без анализа значений дебитов добывающих скважин по нефти. Недоучет этого факта приводит к занижению динамики КИН и весомым потерям в конечном КИН.

4. Заслуживает внимания и обосновываемый режим эксплуатации нагнетательных скважин, позволяющий поддерживать текущее среднее пластовое давление выше начального на заданную величину практически с начала разработки залежи высоковязкой нефти. Тем самым не возникает недобор нефти, связанный с недостаточностью объема закачки рабочего агента и контролируется перекомпенсация, недопускающая осложнения при ремонтных работах на скважинах.

Защищаемые положения

• Технологические решения по разработке залежей высоковязкой нефти с массивным строением пласта и наличием подошвенной водой на основе нетрадиционного заводнения.

• Технология разработки краевых ВНЗ залежей высоковязкой нефти с массивным строением пласта на основе нетрадиционного заводнения.

• Предложенный подход к обоснованию ограничительных условий применительно к прогнозным расчетам при 3D компьютерном моделировании.

• Режим эксплуатации нагнетательных скважин, позволяющий поддерживать текущее среднее пластовое давление выше начального на заданном уровне. Внедрение результатов исследований

Результаты настоящей работы нашли отражение в ТЭО КИН одного из месторождений высоковязкой нефти, составленном в ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция)). Апробация работы

Основные результаты исследований доложены на

• V Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи» (Москва, 21-23 марта 2006 г.);

• на семинарах лаборатории газонефгеконденсатоотдачи и общеинститутском семинаре ИПНГ РАН.

Публикации

По результатам исследований опубликованы 3 работы, в том числе 1 без соавторов. Получено положительное решение на выдачу патента РФ. Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов, списка литературы из 130 наименований. Содержание работы изложено на 192 страницах машинописного текста, включая 79 рисунков и 14 таблиц. Благодарности

Автор выражает глубокую и искреннюю благодарность проф. С.Н. Закирову за научное руководство, д.т.н. Э.С. Закирову, проф. A.C. Кашику, к.т.н. И.М. Индрупскому, К.Т.Н. М.Н, Вагановой, к.т.н. М.Ю. Ахапкину и м.н.с. Д.П. Аникееву за неоценимую помощь при выполнении численных экспериментов,

связанных с поставленными задачами, а также за критические замечания и полезные советы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель и определены основные задачи исследования, указаны методы решения поставленных задач, излагаются научная новизна и практическая значимость работы, представлены защищаемые положения.

Глава I. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы

В параграфе 1Л анализируются результаты исследований по разработке залежей с высоковязкой нефтью. Выделяются эффективные тепловые способы воздействия на пласт и используемые при этом рабочие агенты. Объясняются факторы, влияющие на увеличение КИН при применении тепловых методов воздействия на пласт. Приводятся существенные ограничения на применимость рассматриваемых технологий.

Отмечаются месторождения, на которых впервые были реализованы эти методы. А также те месторождения, разработка которых основана на термических методах воздействия.

Описывается отечественный и зарубежный опыт применения физико-химических МУН. Суммируются .результаты по экспериментальным и ЗО математическим исследованиям, промышленному опыту внедрения тепловых МУН.

В параграфе 1.2 даются технологические решения и выводы, полученные авторами различных работ по проблемам разработки ВНЗ нефтегазовых залежей и залежей нефти с подошвенной водой. Выполненный анализ предшествующих публикаций подразделяется по исследованным задачам: зависимость показателей разработки от сетки скважин н размеров ячеек, повышение КИН путем увеличения Кщц, применение технологий для уменьшения обводненности продукции в добывающих скважинах, разработка ВНЗ и водоплавающих залежей с малой нефтенасыщенной толщиной.

В параграфе 1.3 отражается обоснование тематики диссертационной работы.

Глава II. Поисковые исследования по обоснованию параметров нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти

В отложениях сеномана на севере Тюменской области имеется ряд

залежей высоковязкой нефти. Они открыты давно и до сих пор не разрабатываются. Недропользователей здесь не привлекают тепловые методы вследствие суровых природно-климатических условий и наличия вечномерзлых пород толщиной до 400 м.

Небольшие глубины залегания, довольно значительные нефтеиасыщенные толщины террягенных коллекторов и коэффициенты проницаемости предопределили поисковые исследования в рамках названного нами нетрадиционного заводнения. Ибо традиционное заводнение давно было признано для них в качестве неэффективного.

В общей сложности на уровне 30 секторного моделирования исследованию подвергнуто около тысячи разнохарактерных вариантов. Все рассмотренные варианты подразделяются на три иерархически связанных массива. Для лучшего понимания и восприятия.

«Нижний» массив это многие сотни исследованных вариантов. Их цель заключалась в достижении понимания особенностей фильтрационных течений при разработке залежи высоковязкой нефти месторождения N. При разных геолого-промысловых условиях, сетках скважин, рабочих агентах, технологических режимах эксплуатации и т.д.

Анализ результатов исследований в «нижнем» массиве расчетных вариантов позволил выявить наиболее значимые факторы и технологические решения. Это послужило основой формирования для каждой ЗБ секторной модели ограниченного числа вариантов. Это «средний» массив вариантов. Особенность их заключается в последовательном суммировании выявленных ранее наиболее предпочтительных технологических решений для каждой секторной модели.

«Верхний» массив вариантов включает только наилучшие, альтернативные варианты для каждой секторной модели. Которые предполагается реализовать на полномасштабной модели пласта с целью оценки их технико-экономической привлекательности.

Одним из важных технологических показателей является расстояние между скважинами. В исследованных вариантах рассматривались расстояния между скважинами в 200, 300 и 400 м. В случае залежи высоковязкой нефти меньшие расстояния нерентабельны, ббльшие - не реалистичны.

Предварительные расчеты на уровне «нижнего» массива вариантов показали, что применительно к залежи высоковязкой нефти месторождения N

ббльшего предпочтения заслуживают площадные сетки скважин. По этой причине в дальнейших вариантах исследования выполнялись для пятиточечной схемы воздействия на пласт.

Другие отличительные особенности исследованных вариантов заключаются в том, что

• исследовалась целесообразность одно- и двухстадиИного разбуривания по вертикали,

• рассмотрению подвергнута возможность применения вертикальных, горизонтальных скважин и их комбинация,

• осуществлялось разнесение по вертикали интервалов отбора и закачки,

• варьировалась степень вскрытия продуктивного пласта,

• предусматривалось поддержание пластового давления закачкой воды, а также полимерными растворами,

• изучались разные режимы закачки рабочего агента.

Исследованные секторные модели являются слоисто-неоднородными,

анизотропными по коллекторским свойствам, с осреднении ми значениями фильтрационно-емкостных параметров по пропласткам. Свойства флюидов соответствуют реально существующим в пласте.

Исследования выполнялись на трех характерных секторных моделях с различными нефтенасыщенными толщинами.

Секторная модель №1 отражает зону с максимальной общей нефтенасыщенной толщиной пласта.

Секторная модель Jí°3 призвана была отследить особенности разработки продуктивного пласта вблизи нулевых нефтенасыщенных толщин. То есть вблизи внешнего контура ВНК. Здесь учитывается, что продуктивный пласт является наклонным. От внешнего контура ВНК моделируется водоносный пласт значительной протяженностью.

Секторная модель №2 выбрана в промежутке между моделями №1 и 3. Чтобы оценить влияние фактора снижения нефтенасыщенной толщины но отношению к модели Xsl. Или - увеличения нефтенасыщенной толщины по отношению к модели КнЗ.

Секторные модели №1 и 2 рассчитаны на исследование только пятиточечных элементов воздействия, вследствие высокой вязкости нефти. В этом случае облегчается передача энергетики от нагнетательных до добывающих скважин. Размерь! секторных моделей №1, и 2 повариантно

составляли 200x200 м, 300x300 м и 400x400 м; секторной модели №3 -10.000x200 м, 10.000x300 м и 10.000x400 м (включая область водоносности).

Относительные фазовые проницаемости (ОФП) для разных слоев заданы различными.

Прогнозные гидродинамические расчеты выполнялись до достижения одного из следующих ограничений

• 98%-ая обводненность добываемой продукции,

• минимальный дебит по нефти -1 т/сут.

Результаты расчетов для «нижнего» массива исследованных вариантов.

1. Как отмечено ранее, для каждой секторной модели рассматривались варианты с разными расстояниями между скважинами. Результаты прогнозных гидрогазодинамических расчетов свидетельствуют о следующем.

• Для секторной модели наиболее предпочтительным расстоянием между скважинами является 200 м. Для секторной модели №2 это расстояние составляет 300 м, а модели №3 - 400 м.

• При таких сетках секторные модели характеризуются примерно равными геологическими, а также извлекаемыми запасами нефти на одну скважину. Сопоставимыми являются сроки разработки этих элементов и другие показатели эксплуатации скважин.

2. Заводнение рассматриваемых элементов пласта (секторных моделей) на основе традиционного подхода отличается низкими значениями КИН. Под традиционным заводнением здесь понимается использование вертикальных добывающих и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного разреза несколько выше и ниже ВНК соответственно.

3. Ожидаемым является результат об эффективности применения горизонтальных скважин. Поэтому большинство последующих исследований выполнялось на основе горизонтальных добывающих скважин и боковых горизонтальных добывающих стволов (БГС). Что касается нагнетательных скважин, то рассматривался как горизонтальный, так и вертикальный тип скважин.

4. Весьма важным явился следующий результат секторного моделирования. Он состоит в доказательстве эффективности разнесения по вертикали забоев добывающих и нагнетательных скважин. Этот вывод оказался справедливым как по отношению к вертикальным, так и горизонтальным скважинам. Как правило, такое технологическое решение обеспечивало почти двукратный рост КИН. Кроме того, улучшались и остальные показатели разработки.

5. Применение полимерного раствора в качестве рабочего агента позволило снизить огромную разницу вязкостей вытесняемого и вытесняющего флюидов. В результате были получены следующие выводы.

• Расчеты подтверждают известный результат об эффективности использования полимерных растворов для целей заводнения.

• Если снять ограничения на объем закачиваемого полимерного раствора, то конечный КИН для всех секторных моделей удалось бы довести почти до 50% н даже выше. Такой вывод становится актуальным в связи со снижением стоимости полимеров (опыт Китая) и динамичным увеличением цен на нефть.

• С ростом вязкости полимерного раствора (концентрации полимера) величина КИН увеличивается.

• Переход на закачку оторочек полимерного раствора, даже достаточно большого объема, иногда проигрывает эффективности непрерывной закачки полимерного раствора.

• Исследования показывают, что лучше непрерывная закачка полимерного раствора небольшой вязкости, чем нагнетание оторочки с эквивалентным количеством полимера, но большей вязкости. Тем более это выгоднее с точки зрения критерия МРУ.

6. На показатели разработки положительное влияние оказывает идея двух стадийного разбуриванкя по вертикали на основе забуривания бокового горизонтального ствола. Забурнвание БГС оказалось технологически результативным на 10-м году разработки. Это связано с ростом величины КИН на 20-й год разработки, что благоприятно сказывается на величине критерия

7. Благотворными оказываются методы интенсификации притока высоковязкой нефти к забоям добывающих скважин. В качестве таковых рассматривались:

• осуществление определенной пере компенсации отбора жидкости закачиваемым рабочим агентом,

• повышение депрессии на пласт в добывающих скважинах.

В базовых и иных вариантах начальная депрессия в добывающих скважинах задавалась равной 15 кгс/смг по отношению к начальному пластовому давлению. В вариантах с интенсификацией притока она увеличивалась до 30 кгс/см2.

8. Исследованию подвергались и другие технологические решения, отличающиеся давлениями, объемами, расходами, вязкостями и т.д. Вследствие

недостаточной их эффективности они, в основном, устраняются из дальнейшего изложения.

Обоснование режима закачки рабочего агента.

Логика поисковых исследований отслеживала следующий фактор. Текущее среднее пластовое давление в каждый момент времени в области нефтеносности не должно превышать начальное па 10 кгс/см2.

Другая цель заключалась в отыскании унифицированного режима закачки для всех трех секторных моделей.

Достижение этих целей потребовало, во-первых, проанализировать поведение полученных ранее показателей разработки, в особенности динамики средних пластовых давлений. В результате дальнейшему рассмотрению были подвергнуты два режима закачки - при заданном забойном давлении и в режиме voidage с коэффициентом компенсации равным единице. В качестве забойного давления на нагнетательной скважине задавалось значение в 150 кгс/см1. Такое забойное давление было признано допустимым для месторождения N.

' Анализ соответствующих результатов расчетов выявил непригодность исследуемых режимов к условиям разработки залежи нефти месторождения N. По причине того, что текущее среднее пластовое давление не поддерживалось на заданном уровне в течение всего периода разработки. Во-вторых, пришлось осуществить поиск наиболее приемлемого, альтернативного технологического режима эксплуатации нагнетательных скважин для трех секторных моделей. Итогом стала комбинация во времени этих двух режимов, что привело к ожидаемому результату.

Для понимания влияния технологических решений на показатели разработки рассмотрим расчетные варианты в «среднем» их массиве.

Серия вариантов для секторной модели № 1.

Предпочтительное расстояние между скважинами составляет 200 м для всех последующих вариантов.

Вариант 1. Базовый. В пятиточечном элементе реализуется традиционная система разработки. В качестве рабочего агента выступает вода. Закачка воды осуществляется в режиме voidage с коэффициентом компенсации равным единице.

Низкие значения КИН и высокий ВНФ привели к поиску новых технологических решений и комплексированию их с известными. Поэтому далее приводятся различные варианты на основе суммирования тех

технологических решений, которые способствовали затем обоснованию наилучшего варианта.

В случае слоисто-неоднородного гидродинамически связанного пласта имеется возможность для увеличения К„„. Она связана с переходом от заводнения пласта вдоль латерального направления на вытеснение вдоль вертикальной координаты.

Вариант 2. Здесь исследуется степень эффективности разнесения по вертикали интервалов отбора и закачки. Этот вариант отличается от варианта 1 тем, что в добывающих скважинах вскрывается 73,2% общей нефтенасыщенной толщины от кровли пласта, а в нагнетательной - 50,8% от той же толщины ниже интервалов вскрытия добывающих скважин. Тем самым нагнетательная скважина вскрывает и часть водоносного пласта. В качестве рабочего агента используется вода.

Результаты расчетов говорят о положительных последствиях такого технологического решения с точки зрения КИН и водонефтяного фактора. При небольшом росте КИН водонефтяной фактор снижается в 3 раза.

Причина низкого конечного КИН связана с малым значением коэффициента охвата. Такой низкий К™ объясняется, при прочих равных условиях, сильным различием вязкостей нефти и воды и слоистой неоднородностью коллекторскнх свойств. Преодолению данного негативного фактора может способствовать вытеснение нефти загущенной полимерами водой. Например, за счет использования продукта БП-92.

Нежелательными последствиями разнесения интервалов дренирования и закачки является рост срока разработки в 1,5 раза и снижение КИН на 20-Й год в 1,8 раза.

Вариант 3. Данный вариант полностью аналогичен варианту 2. Отличие в том, что в нагнетательной скважине в качестве агента используется раствор полимера с вязкостью 20 спз в пластовых условиях. Закачка раствора полимера производится все время разработки. и Во всех вариантах «среднего» массива параметры полимерного заводнения, а также условия закачки рабочего агента идентичны описанным выше. С тем, чтобы выявить наибольший потенциал полимерного заводнения в поисковых исследованиях. В «верхнем» массиве вариантов производится оптимизация этих параметров и снижение вязкости рабочего агента до 3,15 спз.

Закачка загущенной воды более чем заметно оказывает благотворное влияние на величину КИН. По сравнению с базовым вариантом КИН возрастает

на 28,2%. Положительный результат заключается также в снижении водонефтя ного фактора в 2 раза по сравнению с предыдущим вариантом. Негативный стороной рассматриваемого варианта является увеличение срока разработки в 1,4 раза по сравнению с тем же вариантом. И как следствие - не изменчивость КИН на 20-й год.

Вариант 4. Здесь исследуется целесообразность интенсификации добычи путем увеличения коэффициента компенсации по режиму vaidщs. Во всем остальном данный вариант повторяет предыдущий.

Здесь и во всех остальных вариантах, где исследуется целесообразность разработки на основе некоторой перекомпенсации отбора закачиваемым раствором полимера, коэффициент компенсации или же забойное давление на нагнетательной скважине подобраны из условия однохарактерности поведения среднего пластового давления по сравнению с итоговым вариантом.

Анализ результатов расчетов показывает, что КИН по сравнению с вариантом 1 увеличился на 50,5%. Несколько возрастает водонефтяной фактор. При этом срок разработки сокращается незначительно. НЪ КИН на 20-й год так же остается неизменным.

Последующие варианты исследуют целесообразность применения горизонтальных скважин при разработке залежи высоковязкой нефти. Ибо одно из их достоинств заключается в сокращении срока разработки.

Вариант 5. Горизонтальные добывающие стволы располагаются у кровли пласта по сторонам элемента. Нагнетательный горизонтальный ствол размещается по диагонали над ВНК. Поддерживается режим од<1а8е с закачкой воды при коэффициенте компенсации равном 1. Вариант 5 по отношению к родственному варианту 2 имеет следующие достоинства:

а) происходит заметное сокращение срока разработки рассматриваемой секторной модели в 2,2 раза,

б) КИН практически не изменяется,

в) возрастает КИН на 20-й год - в 2 раза, что важно с точки зрения экономического критерия МРУ,

г) немного уменьшается водонефтяной фактор.

Столь значительное увеличение КИН на 20-й год и уменьшение сроков разработки объясняется следующим. Горизонтальные добывающие скважины обладают большей областью дренирования. Их интервалы вскрытия превосходят те же интервалы для вертикальных скважин в 3 раза. Поэтому

разнесение интервалов отбора и закачки в варианте 5 по сравнению с вариантом 2 проявляет себя в большей степени.

Вариант б. Отличие данного варианта от предыдущего заключается в том, что в качестве агента используется полимерный раствор. Такой способ воздействия на процесс разработки оправдывает себя. Так КИН возрастает на 22,9% по сравнению с базовым вариантом. ВНФ уменьшается практически в 2 раза по сравнению с вариантом 5. Правда, такие показатели даются ценой увеличения срока разработки в 2,4 раза по сравнению с предыдущим вариантом. Это продиктовано, в том числе, не одновременностью отключения горизонтальных добывающих скважин, вследствие некоторой неоднородности секторной модели и по латерали.

Вариант 7. Целью этого варианта, по сравнению с предыдущим, является рассмотрение возможности сокращения срока разработки за счет перекомпенсации отбора закачкой. Нагнетательная скважина эксплуатируется на режиме постоянного забойного давления.

Как и в случае вертикальных скважин, данный способ также проявляет себя с положительной стороны. Ибо здесь КИН заметно возрастает - на 54,3% по отношению к базовому варианту. Отличительной особенностью является увеличение КИН на 20 год на 27% по отношению к варианту 1, в то время как то же значение для варианта 4 меньше базового на 43,8%, Относительно предыдущего варианта немного возрастает ВНФ, несколько увеличивается срок разработки. Что продиктовано не одновременностью отключения горизонтальных добывающих скважин.

Вариант в. В данном варианте исследуется целесообразность замены горизонтальной нагнетательной скважины на вертикальную.

Переход на вертикальную нагнетательную скважину приводит к резкому увеличению КИН на 20 год на 107,9% по отношению к базовому варианту. И сокращению срока разработки в 2,5 раза. Такая разница в сроке разработки связана с приближением интервала закачки к добывающим стволам и одновременным отключением добывающих скважин. Также вследствие большой разницы вязкостей нефти и воды приемистость вертикальных нагнетательных скважин оказывалась достаточной, чтобы компенсировать отборы жидкости из добывающих скважин. Тем самым можно утверждать, что переход на вертикальную нагнетательную скважину здесь оправдывает себя. К тому же она дешевле горизонтальной.

Конечный КИН и ВНФ меняются незначительно.

Вариант 9. Данный вариант, как и предыдущий, основывается на вертикальной нагнетательной скважине. При этом реализуется идея двухстадийного разбуривания. Но не на площади продуктивности, а в разрезе пласта. Добывающие горизонтальные стволы первого этапа разбуривания размещаются на расстоянии 38,7% пефтенасыщенной толщины пласта от ВНК. На 10-м году в этих скважинах предусматривается забуривание боковых горизонтальных стволов (БГС) с размещением их у кровли пласта. Тогда в значительной мере увеличивается КИН - на 86,8%. По отношению к предыдущему вариашу возрастает водонефтяной фактор в 1,6 раза и увеличивается срок разработки в 1,6 раза. Увеличение срока разработки происходит по причине не одновременности отключения скважин.

Столь значимое увеличение КИН происходит вследствие уплотнения сетки, но по вертикали. Тем самым увеличивается К^.

Вариант 10. Если при наличии недостаточно сцементированного коллектора принять меры по предупреждению пескопроявлений, то возникает возможность интенсифицировать процесс извлечения высоковязкой нефти. Поэтому в данном варианте, в отличие от предыдущего, добывающая скважина эксплуатируется на режиме постоянного забойного давления на 30 кгс/см2 ниже начального пластового давления. В таком случае КИН увеличивается на 96,6% по отношению к базовому варианту при почти неизменном ВНФ. Немного сокращается срок разработки и значительно увеличивается КИН на 20-й год на 142,8% относительно варианта 1.

Обобщающие выводы по серии вариантов для секторной модели №1 заключаются в следующем.

" КИН на 20-й год разработки по всем вариантам с вертикальными добывающими скважинами ниже базового примерно на 44%. Тем самым разработка на основе вертикальных скважин не представляется возможной, даже при использовании комплекса дополнительных технологических решений.

' 2. Разработка на основе горизонтальных добывающих скважин не только возможна, но и дает хорошие результаты.

3. Наибольшая интенсификация процесса разработки осуществляется при использовании вертикальной нагнетательной скважины. Так КИН на 20-й год при этом возрастает практически в 2 раза.

4. Наибольший прирост в конечном КИН происходит при реализации двухстадийного разбуривания по вертикали.

5. При реализации предполагаемого комплекса мер нетрадиционного заводнения по отношению к традиционному заводнению

• сроки разработки остаются практически теми же,

• ВНФ уменьшается в 3 раза,

• увеличивается конечный КИН практически на 100%,

• происходит значительная интенсификация процесса разработки, КИН на 20-й год возрастает на 142,8%.

Для установления массивного характера строения залежи месторождения N, на примере секторной модели Xsl предлагается осуществлять 3D гидропрослушивание. В работе приводятся результаты расчетов применительно к 3D гидропрослушиванию в зависимости от площади перекрытия непроницаемой перемычкой одного из прослоев.

По причине применения тех же технологических решений, что и для секторной модели № 1, за исключением двухстадийного разбуривания по вертикали, описание вариантов для секторной модели Ка 2 не приводится.

По серии вариантов для секторной модели №2 можно сделать следующие выводы.

1. Как и для секторной модели Jfel разработка на основе вертикальных скважин не представляется возможным, даже используя комплекс технологических мер. Так КИН на 20-й год разработки по всем четырем вариантам практически не меняется и остается крайне низким. Технологические решения приводят к увеличению КИН и уменьшению ВНФ, но за счет роста сроков разработки и снижения КИН на 20-й год. Что делает использование вертикальных скважин не реалистичным.

2. Разработка горизонтальными добывающими скважинами с вертикальным разнесением интервалов отборов и закачки приводит к почти кратному увеличению КИН на 20-й год во всех вариантах.

3. Дальнейшие технологические решения в основном способствовали значительному росту КИН. При мало изменяющимся КИН на 20-й год.

4. Наибольшее увеличение в конечном КИН происходит при реализации полимерного заводнения,

5. Наилучший вариант нетрадиционного заводнения, по отношению к традиционному заводнению, показал, что:

• срок разработки сокращается в 2 раза,

• ВНФ уменьшается на 20,8%,

• практически кратно увеличивается КИН на 20-й год,

• возрастает конечный КИН практически на 88,5%.

Серия вариантов для секторной модели №3.

Предпочтительное расстояние между скважинами здесь составляет 400 м.

Вариант 1. Две добывающие вертикальные скважины размещаются в углах секторной модели. Вскрывают половину максимальной нефтенасыщенной толщины. Нагнетательная скважина — вертикальная, размещается по середине ширины нефтенасыщенной части секторной модели на удалении 27,3% от контура ВНК (после переходной зоны пласта) и вскрывает толщину равную максимальной нефтенасыщенной толщине.

В качестве рабочего агента используется вода. Закачка воды осуществляется в режиме У01<Ь$е.

Для объяснения причин не разработки краевых ВИЗ залежей высоковязких нефтей традиционным способом можно дать следующие характерные показатели разработки. Так срок разработки здесь составляет около 400 лет, а КИН на 20-й год равен 1,5% абсолютных.

Вариант 2. Данный вариант аналогичен варианту 1. Отличие состоит в том, что в нагнетательной скважине в качестве агента используется раствор полимера. Рассмотрение прогнозных результатов дает возможность отметить следующие моменты.

Закачка загущенной воды увеличивает срок разработки в 1,4 раза. Что обуславливается необходимостью проталкивания полимерного раствора с повышенной вязкостью. КИИ на 20 год не меняется. Возрастает конечный КИН на 38,6% при практически неизменном ВНФ.

Вариант 3. Здесь исследуется целесообразность способа разработки на основе перекомпенсацин отбора закачиваемым раствором полимера. Задается режим ¥01(1а$е. В остальном данный вариант повторяет предыдущий.

Результаты расчетов показывают, что срок разработки сокращается незначительно. КИН на 20 год не изменяется. Относительно базового варианта КИН возрастает на 55,9%, а ВНФ - на 12,4%.

Последующие варианты исследуют целесообразность применения горизонтальных скважин при разработке выделенного элемента залежи высоковязкой нефти.

Вариант 4. Горизонтальные добывающие стволы располагаются у кровли пласта по сторонам элемента перпендикулярно к контуру ВНК. Нагнетательный горизонтальный ствол также перпендикулярен к контуру ВНК и размещается по середине ширины секторной модели на границе ВНК. Принимается режим

voidage с коэффициентом компенсации 1. Вариант 4 по отношению к родственному варианту 1 имеет следующие достоинства:

• происходит многократное сокращение срока разработки исследуемой секторной модели,

• при этом кратно увеличивается КИН на 20 год,

• КИН немного возрастает,

• немного возрастает водонефтяной фактор.

Столь значительная интенсификация процесса добычи нефти связана с увеличением длины интервалов вскрытая, расположением их вдоль пласта малой нефтенасыщенной толщины и как следствие - с ростом K0Ii,

Дальнейший поиск по улучшению показателей разработки, если это специально не оговорено, производится относительно этого варианта.

Вариант 5. Отличие данного варианта от предыдущего заключается в том, что для поддержания давления осуществляется закачка раствора полимера. Это сопровождается положительными последствиями.

Такой способ воздействия на процесс добычи нефти приводит к значительному росту КИН - на 84,8%. КИН на 20 год также увеличивается - на 7,5%. ВНФ уменьшается на 18,3%, Правда, такие показатели даются ценой увеличения срока разработки втрое.

Дальнейшие исследования направлены на интенсификацию процесса разработки.

Вариант 6, Цель этого варианта, по сравнению с предыдущим, заключается в рассмотрении возможности сокращения срока разработки за счет перекомпенсации отбора закачкой. Режим voidage.

Как и в случае вертикальных скважин, данный способ также проявляет себя с положительной стороны. В результате КИН и ВНФ немного уменьшаются. Зато КИН на 20 год значительно возрастает - на 41,1%, что важно с точки зрения критерия NPV. Срок разработки заметно уменьшается - в 1,7 раза.

Вариант 7, Здесь реализуется идея двухстадийного разбуривания.

Отличие этого варианта от предыдущего заключается в добуривании бокового горизонтального ствола на 10-й год разработки. Он располагается в торце элемента у кровли пласта.

Результаты расчетов показывают, что БГС способствует интенсификации процесса разработки. Ибо происходит как бы уплотнение сетки. Это приводит к увеличению КИН на 20 год на 61,4%. При этом конечный КИН незначительно

возрастает, а ВНФ немного снижается. Так же немного уменьшается и срок разработки.

Вариант 8. В данном варианте, в отличие от предыдущего, добывающая скважина эксплуатируется в режиме постоянного забойного давления на 30 кгс/см2 ниже начального пластового давления. Такое снижение забойного давления возможно при уменьшении пескопроявлений. В таком случае немного увеличивается КИИ и ВНФ. Сокращается срок разработки на 17% по отношению к предыдущему варианту. И увеличивается КИН на 20-й год на 80,3%.

Поисковые исследования в «среднем» массиве вариантов позволили для каждой секторной модели сформировать по 3-4 наиболее привлекательные альтернативные варианты. Именно они являлись предметом дополнительных исследований и сопоставлений.

«Верхний» массив расчетных вариантов.

Он включает сравнения применения обычной воды и полимерного раствора в качестве рабочего агента для альтернативного варианта каждой секторной модели.

По результатам исследований альтернат!шных вариантов для секторной модели №1 делаются следующие выводы.

• Использование полимерного раствора, а не обычной воды в качестве рабочего агента положительно сказывается на показателях разработки.

• В наилучшем варианте КИН увеличивается на 47,1% по отношению к варианту с обычным заводнением.

• ВНФ по альтернативным вариантам практически не изменяется.

• При этом срок разработки при полимерном заводнении увеличивается в 2 раза.

• В предпочтительном варианте КИН на 20-й год почти равен конечному КИН при обычном заводнении.

• Тем самым можно утверждать, что полимерное заводнение по отношению к заводнению обычной водой, улучшает динамику КИН, значительно увеличивает конечный КИН. При этом достигается тот же ВНФ, но за срок разработки в 2 раза больший.

Отличительными особенностями разработки секторной модели №2, относительно секторной модели №1, являются.

• Заметно меньшие сроки разработки, как для полимерного так и для обычного заводнения.

• А следовательно КИН обладают лучшими динамиками.

• Конечные КИН имеют практически те же значения, что и для секторной модели №1 в обоих вариантах заводнения.

• ВНФ при полимерном заводнении имеет немного большее значение по отношению к тому же заводнению для секторной модели №1, что объясняется увеличением размера сетки и уменьшением нефтенасыщенной толщины.

Полимерное заводнение по отношению к закачке обычной воды для секторной модели №3 имеет следующие преимущества.

• Применение полимера увеличивает КИН на 29,1% относительно обычного заводнения.

• Имеет место рост КИН и на 20-н год на 24,5% по отношению к закачке обычной воды.

• ВНФ немного снижается.

• Незначительно по времени возрастает срок разработки.

Количественная же оценка применения технологических решений при

нетрадиционном заводнении, с учетом результатов поисковых исследований, в том числе и на «верхнем» уровне, дана в главе Ш применительно к представительной 3D модели с реальной неоднородностью пласта.

Глава Ш. Обоснование технологи» разработки представительной секторной модели

Соответствующим исследованиям предшествовало обоснование ограничительных условий применительно к прогнозным расчетам.

В современной практике проектирования разработки осуществляется прогноз технологических показателей методами 3D компьютерного моделирования. Наиболее часто применяемыми являются следующие ограничительные условия для добывающих скважин

• не превышение заданной обводненности добываемой продукции,

• не снижение дебита скважины по нефти ниже определенной величины,

• не превышение заданного срока разработки.

Сказанное означает, что, в общем случае, при срабатывании одного из указанных ограничений прогнозные расчеты заканчиваются. К сожалению, ни по одному из рассматриваемых условий нет общепринятых, или регламентирующих принципов, нормативов.

В качестве объекта исследований принят элемент пласта месторождения N. Подробное описание элемента и режимов работы скважин дается в диссертации.

Здесь лишь приводится краткий анализ влияния ограничений на результирующие показатели.

Результаты исследований указывают на значимость проблемы выбора ограничительных условий для прогнозных расчетов. Ибо отсюда весьма рукотворной становится проблема и среднего по стране КИН. Так, рассмотрим разницу в КИН для двух рассматриваемых крайних случаев по обводненности добываемой продукции в 95% и 99,5% применительно к элементу пласта месторождения N. Она составляет 5,7 пункта или 21,5%. Это более чем серьезные результаты.

Выбор ограничения на обводненность в 99,5% был сделан по причине того, что при этом конечный дебит по нефти одной скважины почти равен минимальному пороговому значению. При этом разница в КИН между ограничением в 99% и 99,5% составляет 4,9%. Что является существенным результатом.

К таким результатам пришли лишь потому, что наряду с предельной обводненностью был включен в рассмотрение и конечный дебит скважин по нефти. В этом, казалось бы, нет особой новизны. Так как во многих случаях проектировщики при прогнозировании показателей разработки в компьютерную программу закладывают два ограничения. Как правило, предельную обводненность в 98% и нерентабельный дебит - 1 т/сут. Однако, при окончании расчетов по обводненности в 98% не подвергаются анализу дебеты скважин по нефти на соответствующую дату.

Обоснование технологии разработки представительной секторной модели месторождения N.

Из рассмотренных представительных элементов разработки месторождения N автор в качестве практического применения результатов исследований приводит полученные данные по одному 3D элементу.

1. Определенная схематизация предшествующих исследований заключалась в том, что каждая секторная модель Kai или 2, в виде пятиточечного элемента разработки, характеризовалась непроницаемостью внешних боковых поверхностей, граней.

В рассматриваемом далее участке аппроксимация его отличается тем, что он представляет набор 3x3 тмтиточечных элемента. То есть центральный элемент имеет проницаемые внешние границы.

2. В предшествующих ЗО математических экспериментах все секторные модели были практически только слоисто-неоднородными по коллекторским свойствам.

В исследуемом характерном блоке сеноманской залежи подобное ограничение отсутствует. Ибо в 30 объеме этого блока фильтрационно-емкостные свойства заимствуются, после процедуры ирзсаНпд'а, из общей ЗБ геологической модели всей залежи.

3. ОФП являются сердцевиной любой ЗО газогидродинамической модели пласта. Для последующих исследований на модели выбранного участка ОФП претерпели определенную коррекцию. В результате они стали менее привлекательными по вытекающим из них показателям разработки и, прежде всего, касательно конечного КИН.

Моделирование процессов разработки исследуемого участка на основе нетрадиционного заводнения осуществлялось на базе выработанных рекомендаций по отношению к секторной модели №2. Справедливость этого было подтверждено на основе многочисленных ЗО экспериментов.

Основной акцент делается на центральном элементе. Он, как и периферийные, представляет собой пятигочечник. Однако, как отмечалось, система его разработки отличается от традиционной.

В качестве добывающих скважин применяются четыре горизонтальные скважины, располагаемые по боковым поверхностям элемента у кровли пласта. В общей сложности элемент дренируется четырьмя 0,5 горизонтальными или двумя целыми скважинами.

Нетрадиционность заводнения связана также с использованием полимера БП-92 и изменением коэффициента остаточной нефтенасыщенности из расчета увеличения К^п на 10%. Причины этого изменения связаны с рядом отечественных публикаций, а также с уникальными исследований китайских специалистов. Учтен также значительный по масштабам реализации китайский опыт полимерного заводнения.

Математические эксперименты на секторных моделях убедили и в том, что целесообразно создавать оторочку полимерного раствора с вязкостью 7,7 сПз. Оказывается, что чем больше размер оторочки, тем благоприятнее технологические показатели разработки. На основе ЗБ экспериментов пришли к выводу, что технологически приемлемым является размер оторочки полимерного раствора из расчета закачки 2,5 тыс. тонн исходного полимера БП-92 на элемент разработки, После этого осуществляется переход на закачку воды.

Скорректированы режимы работы нагнетательных скважин применительно к одновременной работе нескольких элементов в одном участке.

Добывающие горизонтальные стволы эксплуатируются при режиме заданного забойного давления ниже начального пластового давления на 30 кгс/см2.

Окончание прогнозных расчетов происходит при срабатывании одного из следующих ограничительных условий:

• нерентабельный дебит скважины по нефти - 1 т/сут;

• предельная обводненность добываемой продукции — 99,5%.

Исследованиям подвергнуты три варианта по плотности сетки скважин

• вариант 1 - сетка 300*300 м,

• вариант 2 - сетка 450*450 м,

• вариант 3 — сетка 650*650 м.

Результаты расчетов приводят к следующим выводам.

• Наилучшие показатели разработки получаются при полимерном, нетрадиционном заводнении при сетке 300x300 м.

• Включение в нетрадиционное заводнение закачки полимерного раствора делает обычное заводнение менее привлекательным. Это касается важнейшего показателя — КИН, а также водо нефтяного фактора. Ниже приводится сравнение показателей разработки при полимерном и обычном заводнении при сетке 300x300 м.

Сопоставляя КИН на 20-й год получаем, что их разница составляет 2,46 абсолютных или 10,7% относительных. Разница же в конечных КИН имеет еще большую величину и составляет 4,9 абсолютных или 15,9% относительных.

Обводненность при закачке воды происходит значительно быстрее. Поэтому ВНФ К концу разработки достигает значения 34,5 против 10,0 при полимерном заводнении. С увеличением сетки до 650x650 м ВНФ является высоким в обоих случаях и составляет для полимерного заводнения - 22,6, а для обычного заводнения 30,6.

• Несмотря на то, что запасы высоковязкой нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, разработка центрального элемента на основе нетрадиционного заводнения заканчивается в приемлемые сроки - 71 год для сетки 300x300 м и 130 лет для сетки 650x650 м.

• Сетка скважин (размеры элемента разработки) оказывает принципиальное влияние на конечную величину КИН. Так, если при размерах элемента 650x650

м КИН равняется 0,3084, то при размерах 300x300 м КИН составляет 0,3560. То есть имеем разницу в 4,76 пункта или 15,4%. При этом срок разработки уменьшается почти в 2 раза, что благоприятно скажется на критерии КРУ.

• Для технико-экономических расчетов важным показателем является объем добытой нефти на конец 10-20 года разработки. Сетка скважин оказывает большое влияние и на этот показатель. Так, КИН на 20-й год при размерах элемента 650x650 м равняется 0,1043, а при размерах элемента 300x300 м -0,2544. Разница исчисляется в 15,01 пункта или 143,9%.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Запасы месторождений с высоковязкой нефтью относятся к трудноизвлекаемым. В нашей стране и за рубежом основной упор делается на разработку этих месторождений тепловыми методами. Но данная технология является дорогостоящей. Поэтому ряд месторождений так и не вводится в эксплуатацию. В работе обоснована технология нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти с подошвенной водой, являющаяся альтернативой тепловым методам воздействия на пласт.

Наиболее значимыми технологическими решениями, способствующими повышению эффективности добычи нефти на основе нетрадиционного заводнения являются: разнесение по вертикали интервалов отбора и закачки; реализация идеи двухстадийного разбуривания; использование в качестве добывающих горизонтальные скважины, а в качестве нагнетательных -горизонтальные или вертикальные скважины; забуривание боковых горизонтальных стволов на 10-м году разработки соответствующих элементов пласта; применение полимерных растворов с целью сокращения разницы в вязкостях вытесняемого флюида и вытесняющего рабочего агента; интенсификация процесса вытеснения за счет контролируемой перекомпенсации отбора закачкой; интенсификация процесса добычи путем увеличения депрессии на пласт в добывающих скважинах; регулирование параметров процесса поддержания давления воздействием на динамику среднего пластового давления в зоне дренирования и подбора параметров полимерного заводнения.

2. Также на основе ЗЕ> компьютерных экспериментов обоснованы технологические решения в рамках нетрадиционного заводнения применительно к краевым ВНЗ. Тем самым, появляется возможность вовлекать в разработку практически забалансовые запасы нефти.

3. Предложенные технологические решения применительно к нетрадиционному заводнению способствуют повышению дебитов нефти, улучшению динамик основных показателей разработки, росту конечной величины КИН, уменьшению обводненности скважин и кратному снижению объёмов попутно добываемой пластовой воды.

4. Показано, что окончание расчетов при моделировании по величине обводненности, не подвергая анализу дебигы скважин по нефти на соответствующую дату, занижает конечные КИН и в ряде случаев существенно.

5. Предложен и обоснован комбинированный режим эксплуатации нагнетательных скважин, позволяющий поддерживать текущее среднее пластовое давление выше начального на заданную величину практически с начала разработки месторождения.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

1. Булаев В В., Закиров С.Н., Закиров Э.С. Возможность разработки залежи высоковязкой нефти на основе заводнения. Доклады Академии Наук, 2006, том 407, №2 с. 208-211.

2. Булаев В.В, ЗО гидропрослушивание в залежах высоковязких нефтей. «Технологии нефти и газа», №4, 2006, с. 5-12.

3. Закиров С.Н., Булаев В.В., Северов Я.А. Повышение эффективности разработки водонефгяных зон. Труды V Международного технологического симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», Москва, 21-23 марта 2006 г.

4. Способ разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью. Заявка №2005118663/03(021169). /Закиров С.Н., Булаев В.В., Закиров Э.С7 Получено положительное решение о выдаче патента РФ.

Соискатель ^ТОШ^ь В.В. Булаев

Прннято к исполнению 18/10/2006 Исполнено 19/10/2006

Заказ № 758 Тираж: ПОэкз,

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Варшавское ш,, 36 (495)975-78-56 www.autoreГeгat, ш

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Булаев, Владимир Валерьевич

Введение.

Глава I. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы.

1.1. Обзор предшествующих исследований по разработке залежей высоковязкой нефти.

1.2. Предшествующие исследования по разработке водонефтяных зон.

1.3. Обоснование тематики диссертационной работы.

Глава II. Поисковые исследования по обоснованию параметров нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти.

2.1. «Нижний» массив исследованных вариантов.

2.1.1. Основания и цели секторного моделирования.

2.1.2. Исходные данные для секторного моделирования.

2.1.3. 3D гидропрослушивание в залежи высоковязкой нефти.

2.1.4. Характеристика расчетных вариантов.

2.1.5. Результаты расчетов для «нижнего» массива исследованных вариантов.

2.2. «Средний» массив расчетных вариантов.

2.2.1. Серия вариантов для секторной модели №1.

2.2.2. Серия вариантов для секторной модели №2.

2.2.3. Серия вариантов для секторной модели №3.

2.3. Обоснование режима закачки рабочего агента.

2.3.1. Традиционные режимы и предпосылки исследований применительно к условиям месторождения N.

2.3.2. Логика поисковых исследований.

2.3.3. Результаты расчетов для первой секторной модели.

2.3.4. Режимы закачки для всех трех секторных моделей.

2.4. «Верхний» массив расчетных вариантов.

2.4.1. Альтернативные варианты для секторной модели №1.

2.4.2. Альтернативные варианты для секторной модели №2.

2.4.3. Альтернативные варианты для секторной модели №3.

2.5. Оценка рисковых ситуаций.

2.6. Выводы по второй главе.

Глава III. Обоснование технологии разработки представительной секторной модели.

3.1. Обоснование выбора ограничительных условий применительно к прогнозным расчетам.

3.2 Обоснование технологии разработки представительной секторной модели.

3.3. Выводы по третьей главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование технологических решений нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти"

Актуальность тематики

Запасы высоковязкой нефти в нашей стране значительны. Однако немалое число таких месторождений не введены в промышленную разработку. Это связано с техническими, технологическими и экономическими проблемами тепловых методов воздействия. К ним относятся наличие в разрезе вечномерзлых пород, необходимость специальных теплоизолированных колонн скважин, сооружение и обеспечение надежной работы большого количества парогенераторов и компрессорных установок, значительные затраты на выработку пара и водоподготовку, низкая эффективность при малых нефтенасыщенных толщинах, наличие слабосцементированного коллектора, загрязнение Окружающей среды и т.д.

По указанным причинам запасы высоковязкой нефти справедливо относятся к категории трудноизвлекаемых.

Цель работы

Основные задачи исследования

• Обоснование ограничительных условий на окончание прогнозных расчетов при 3D компьютерном моделировании.

• Исследование влияния параметров рабочего агента на показатели разработки залежи высоковязкой нефти с подошвенной водой при реализации предлагаемых технологических решений.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач принята модель изотермической неустановившейся пространственной трёхфазной фильтрации пластовых флюидов (газа, нефти и воды) [100, 106], а также специализированная модель, учитывающая использование полимерных растворов. Для выполнения соответствующих математических экспериментов используется программный комплекс IMEX, предоставленный компанией Computer Modeling Group.

Научная новизна

• одно- и/или двухэтапное разбуривание залежи по вертикали,

• разнесение по вертикали интервалов отбора и закачки,

• использование горизонтальных добывающих, горизонтальных или вертикальных нагнетательных скважин,

• применение полимерных растворов,

• регулируемый режим перекомпенсации на нагнетательных скважинах,

2. Также на основе 3D математических экспериментов обоснована технология выработки запасов высоковязкой нефти в водонефтяной зоне (ВНЗ), предусматривающая

• двухстадийное по площади разбуривание элементов ВНЗ,

• и другие технологические решения, перечисленные в предыдущем случае.

Предложен и обоснован комбинированный режим эксплуатации нагнетательных скважин, позволяющий поддерживать текущее среднее пластовое давление выше первоначального на заданную величину.

Практическая значимость

2. С точки зрения практической значимости отдельного внимания заслуживают способы разработки ВИЗ с высоковязкой нефтью. Ибо краевые ВИЗ практически не разрабатывают по причине отсутствия способов, позволяющих получить высокий КИН при достаточно низком значении водонефтяного фактора (ВНФ). Даже РД по разработке нефтяных месторождений предполагает оценку и обоснование минимальной нефтенасыщенной толщины, в пределах которой осуществляется эксплуатационное разбуривание. Таким образом, предлагаемые технологические решения позволяют разрабатывать всю залежь высоковязкой нефти с массивным строением пласта без ограничения на величину нефтенасыщенной толщины.

Защищаемые положения

• Режим эксплуатации нагнетательных скважин, позволяющий поддерживать текущее среднее пластовое давление выше начального на заданном уровне.

Внедрение результатов исследований

Результаты настоящей работы нашли отражение в ТЭО КИН одного из месторождений высоковязкой нефти, составленном в ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция».

Апробация работы

Основные результаты исследований доложены на

• на семинарах лаборатории газонефтеконденсатоотдачи и общеинститутском семинаре ИПНГ РАН.

Публикации

По результатам исследований опубликованы 3 работы, в том числе 1 без соавторов. Получено положительное решение на выдачу патента РФ.

Благодарности

Автор выражает глубокую и искреннюю благодарность проф. С.Н. Закирову за научное руководство, д.т.н. Э.С. Закирову, проф. А.С. Кашику, к.т.н. И.М. Индрупскому, к.т.н. М.Н. Вагановой, к.т.н. М.Ю. Ахапкину и м.н.с. Д.П. Аникееву за неоценимую помощь при выполнении численных экспериментов, связанных с поставленными задачами, а также за критические замечания и полезные советы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Булаев, Владимир Валерьевич

Основные результаты и выводы

Наиболее значимыми технологическими решениями, способствующими повышению эффективности добычи нефти на основе нетрадиционного заводнения являются следующие.

• Разнесение по вертикали интервалов отбора и закачки.

• Реализация идеи двухстадийного разбуривания.

• Использование в качестве добывающих горизонтальных скважин, а в качестве нагнетательных - горизонтальных или вертикальных скважин.

• Забуривание боковых горизонтальных стволов на 10-м году разработки соответствующих элементов пласта.

• Применение полимерных растворов с целью сокращения разницы в вязкостях вытесняемого флюида и вытесняющего рабочего агента.

• Интенсификация процесса вытеснения за счет контролируемой перекомпенсации отбора закачкой.

• Интенсификация процесса добычи путем увеличения депрессии на пласт в добывающих скважинах.

• Регулирование параметров процесса поддержания давления воздействием на динамику среднего пластового давления в зоне дренирования и подбора параметров полимерного заводнения.

2. Также на основе 3D компьютерных экспериментов обоснованы технологические решения в рамках нетрадиционного заводнения применительно к краевым ВНЗ. Тем самым, появляется возможность вовлекать в разработку практически забалансовые запасы нефти.

4. Показано, что окончание расчетов при моделировании по величине обводненности, не подвергая анализу дебиты скважин по нефти на соответствующую дату, занижает конечные КИН и в ряде случаев существенно.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Булаев, Владимир Валерьевич, Москва

1. Абасов М.Т., Абдуллаева А.А., Алиева Ш.М. и др. Вытеснение нефти горячей водой. М.: Недра, 1968.

2. Абасов М.Т. Пути развития эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Сборник научных трудов. Под. ред. Абасова М.Т., Боксермана А.А., Желтова Ю.П. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Наука, 1990, 223 с.

3. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М. Изд. Недра, 1982,407 с.

4. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин J1.M., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.: 1985,205 с.

5. Асадов А.И., Таиров Н.Д., Зейналова Н.Г. Влияние температуры на вытеснение нефти водой из слоисто-неоднородного пласта. Нефтяное хозяйство, 1970, №.9, с.2.

6. Баишев Р.В., Закиров С.Н. К вопросу о моделировании скважин. Нефтепромысловое дело, №3,2005, с. 11-15.

7. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988, 344 с.

8. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1995,181 с.

9. Балакин В.В., Губанов В.Б., Соболев К.А. Экспериментальные исследования эффективности довытеснения нефти раствором биополимерапродукт БП-92) в зависимости от свойств нефти. Нефтепромысловое дело, №8,2004, с. 29-32.

10. Барышников Н.А., Беляков Г.В., Турунтаев С.Б. Экспериментальное исследование вытеснения вязких жидкостей из пористых сред. МЖГ. №1, 2005, с. 124-131.

11. Боксерман А.А., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Влияние вязкости нефти на эффективность циклического заводнения на неоднородные пласты. НТС Добыча нефти, вып. 33. М.: Недра, 1968, с. 29-33.

12. Боксерман А.А., Гавура В.Е., Желтов Ю.П. и др. Упруго-каппилярный циклический метод разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

13. Боксерман А.А., Раковский H.JL, Глаз И.А. и др. Разработка нефтяных месторождений. М.: ВИНИТИ, 1975, Т.7, 87 с.

14. Боксерман А.А., Раковский H.JL, Тарасов А.Г. и др. Анализ промышленной разработки месторождения Оха тепловыми методами. М.: ВНИИОЭНГ, 1979, с. 4-6.

15. Бочаров В. А., Сургучёв М. Л. Оценка влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения. Тр. ВНИИ, вып. 49, Недра, 1974, с. 109-115.

16. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. М.: Недра, 1988,422 с.

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

18. Власов С.А., Каган Я.М. О возможном механизме повышения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений, разрабатываемых в режиме заводнения. Нефтяное хозяйство, № 2, 2005, с. 70-73.

19. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.З., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

20. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения воды в пластах. М. ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999,285с.

21. Глумов И.Ф., Фазлыев Р.Т., Хаммадеев Ф.М., Муслимов Р.Х., Юдин В.М. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон путем закачки в пласт осадконакопителей. Нефтяное хозяйство, № 7,1975, с. 34-36.

22. Горбанец В.К., Яненко В.И. Влияние темпов закачки теплоносителя на капиллярные процессы в пористой среде. М.: ВНИИОЭНГ, Вып. 13, с.З.

23. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. Изд. Недра, 1989,160 с.

24. Ентов В.М., Туревская Ф.Д. Гидродинамическое моделирование разработки неоднородных нефтяных пластов. МЖГ, № 6,1995, с. 87-94.

25. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы. Нефтяное хозяйство, №4, 2001, с. 38-40.

26. Желтов Ю.П. О вытеснении нефти из пластов движущимся фронтом горения. М.: Недра, 1968.

27. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1998,364 с.

28. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. Гордон В.Я., Палатник Б.М., Юфин П.А. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. Изд. Недра, 1988, 335 с.

29. Закиров С.Н., Леонтьев И.А., Мусинов И.В., Шведов В.М. Поддержание давления в газоконденсатной залежи с неоднородными по свойствам коллекторами. Труды ВНИИГАЗа. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления. Москва, 1988.

30. Закиров С.Н., Пискарев В.И. Сетки скважин и нефтеотдача в изотропных и анизотропных коллекторах. Нефтяное хозяйство, № 11,1994.

31. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М. Изд. Дом «Грааль», 2000, 642 с.

32. Закиров С.Н. Анализ проблемы "Плотность сетки скважин -нефтеотдача". Изд. Грааль, 2002.

33. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Москва, 2004, 520 с.

34. Закиров Э.С., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки тонких водонефтяных зон горизонтальными скважинами. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 12, 1997.

35. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М: изд. Дом "Грааль", 2001,302 с.

36. Колганов В.И., Сургуев M.JL, Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. Изд. Недра, 1965,264 с.

37. Кочешков А.А., Хомутов В.И., Лисицын В.Н. Исследование влияния различных факторов на процесс вытеснения нефти теплоносителями. Научно-технический сборник по добыче нефти, ВНИИНефть. М.: Недра, 1971, вып.41, с. 99-108.

38. Кочешков А.А., Тарасов А.Г. О коэффициенте вытеснения нефти повышенной вязкости горячей водой. РНТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1976, №8. с. 43-45.

39. Кричлоу Г. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. Изд. Недра, 1979, 303 с.

40. Кукин В.В. и др. Фильтрационные характеристики растворов полимеров. Тр. КуйбышевНИИНП, вып. 38, Куйбышев, книжн. издат., 1968.

41. Курбанов А.К., Садчиков П.Б. О совместной добыче нефти и воды из залежей нефти с подошвенной водой и газовой шапкой. Сб. Добыча нефти, вып. 24, Изд. Недра, 1964.

42. Курбанов А.К., Ланитина А.А., Король М.М. Экспериментальное изучение заводнения нефтяного пласта с подошвенной водой. Нефтяное хозяйство, № 1, 1967, с. 46-48.

43. Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко В.С, Санкин В.М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз. Москва, Изд. ВНИИОЭНГ, 1993, 69 с.

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

45. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1965.

46. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1976, 264 с.

47. Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Изд. Самарский дом печати, Самара, 2002,391 с.

48. Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Юшков Ю.Ф. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсатнонефтяных месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1980.

49. Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Чубанов О.В., Кисиленко Б.Е., Ентов В.М., Чурбанов Р.С., Качалов О.Б., Иванов В.А. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов. Изд. Недра, 1975,232 с.

50. Муслимов Р.Х., Блинов А.Ф., Нафиков А.З. Применение гидродинамических методов увеличения повышения нефтеотдачи на месторождениях Татарии. Нефтяное хозяйство, № 12, 1988, с. 37-44.

51. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том I, Изд. ВНИИОЭНГ, 1995, 490 с.

52. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань, Изд. АН Респ. Тататрстан, 2005, 687 с.

53. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хамзин Р.Г. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 8, 1993, с. 29-37.

54. Мустаев Я.А., Мавлютова И.И., Чеботарев В.В. Влияние температуры на коэффициент вытеснения нефти водой. Нефть и газ, 1970, №11, с. 65-68.

55. Нагнетание теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты. Нефтяное хозяйство, 1982, №11, с.З.

56. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1970, 336 с.

57. Оганджанянц В.Г., Мац А.А. Исследования влияния температуры на капиллярные процессы при обычном и циклическом заводнении неоднородных пластов. М.: Недра, 1971, вып. 41, с. 8.

58. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М.: Недра, 1967. 203 с.

59. Осипов М.Г. Добыча безводной нефти из залежей с подошвенной водой. Нефтяное хозяйство, № 12, 1957.

60. Орлинский Б.М., Князев С.В., Булгаков В.И. Изменение обводненности продукции скважин при разработке залежей нефти с подошвенной водой. Тр. ТатНИПИ нефть, Казань, вып. XXX, 1975, с. 128134.

61. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздатм, 1959,213 с.

62. Писарев Е. JL, Вашуркии А. И., Евченко В. С. Обобщение опыта нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, № 4,1984, с. 35-39.

63. Поддубный Ю.А., Жданов С.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство. №4, 2003, с. 19-25.

64. Рахимкулов И.Ф., Бабалян П.И. Эффективность применения раствора полиакриламида для заводнения. Нефтяное хозяйство, №3,1969.

65. С заседания центральной комиссии по разработке. Нефтяное хозяйство, №2, 2005, с 74-75.

66. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев B.C., Панова Р.К., Тимашев Э.М. Проектирование крупных нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1969,237 с.

67. Сахи Сафа X. Обоснование эффективных технологий использования теплоносителей методов для разработки карбонатных пластов с высоковязкой нефтью (на примере месторождения Каяра Ирак). Канд. дис.РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М., 2005.

68. Сергеев В.Б. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтяных зон залежей Арланского месторождения. Нефтяное хозяйство, №2,1985, с. 23-28.

69. Смит М., Красневский Ю.С., Заболотнов А.Р., Пуртова И.П. Основные направления оптимизации разработки месторождений ОАО «ТНК-ВР». Тр. Междун. Технол. симпозиума. Москва, 26-28 марта 2003 г.

70. Солдатов Е.П., Клещенко И.И.,Телков А.П. Технология направленного воздействия на прискваженную зону с целью интенсификациидобычи нефти в условиях подтягивания конуса воды. Нефтепромысловое дело, №6,1996, с. 5-7.

71. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ на изобретение № 2112868 от 08.09.1997. Закиров С.Н., Закиров Э.С.

72. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи. Патент РФ на изобретение № 2170341 от 07.12.2000. Боксерман А.А. (патентообладатель), Ахапкин М.Ю., Бодрягин А.В., Бриллиант Л.С., Митрофанов А.Д., Смирнов Ю.Л.

73. Способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти. Патент РФ на изобретение № 2215128 от 03.10.2002. Закиров С.Н., Закиров И.С., Закиров Э.С., Северинов Э.В., Спиридонов А.В., Шайхутдинов И.К.

74. Сулима С.А., Сонич В.И., Мишарин В.А. и др. Потокоотклоняющие технологии основной метод регулирования разработки высокозаводненных залежей. Нефтяное хозяйство, №2, 2004, с . 44-50.

75. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. Изд. Недра, 1974,223 с.

76. Сургучёв М.Л. Об увеличении нефтеотдачи неоднородных пластов. Тр. ВНИИ, вып. 19. М.: Гостоптехиздат, 1959, с. 102-110.

77. Сургучёв M.JI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968,308 с.

78. Сургучёв M.JL, Цынкова О.Э., Шарбатова И.Н. Циклическое заводнение нефтяных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

79. Сургучёв M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, 308 с.

80. Сургучёв М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.И., Зискин Е.А., Малютина Г.С. Методы извлечения остаточной нефти. Изд. Недра, 1991, 347 с.

81. Сыртланов В.Р., Корабельников А.И. Проблемы особенностей моделирования закачки полимеров. Тр. Междун. Технол. симпозиума. Москва, 26-28 марта 2003 г.

82. Толстов Л.А. О влиянии температуры на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой. Нефтяное хозяйство. 1965, №6, с. 38-42. ,

83. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. М.: Гостоптехиздат, 1945, 74 с.

84. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. МО МАНПО, 2000, 525 с.

85. Хавкин А.Я., Кашавцев В.Е., Фаткулин А.А. Особенности освоения низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях шельфа Вьетнама. Нефтяное хозяйство, №9-10,1998, с. 21-24.

86. Цынкова О.Е., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М.-Л.: 1993.

87. Чарый И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину. Нефтяное хозяйство, 1953, №2, с.З.

88. Чекалюк Э.Б. Температурный профиль пласта при нагнетании теплоносителя в скважину. Нефтяное хозяйство, 1955, №4, с. 4.

89. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965.

90. Швецов И.А. и др. Исследование методов, повышающих эффективность заводнения нефтяных пластов. Тр. КуйбышевНИИНП, вып. 40, Куйбышев, книжн. издат., 1968.

91. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М: Недра, 1969,256 с.

92. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеизвлечения. Москва, 2004, 607 с.

93. Якупов Ф.М., Карпушин В.З., Ованесов М.Г., Золоев О.Т. Интенсификация выработки нефти из водонефтяных зон длительно разрабатываемых залежей. Геология нефти и газа, №7, 1984, с.32-35.

94. Abdul H.J., Farouq S.M. Combined Polymer and Emulsion Flooding Methods for Oil Reservoir With Water Leg. Ali. JCPT Feb 2003, p. 35-40.

95. Babu D.K., Odeh A.S., Al-Khalifa A.J., McCann R.C. The relation between wellblock and wellbore pressures in numerical simulation of horizontal wells. SPERE, №3,1991, p. 324-328.

96. Chang H.L., Zhang Z.Q., Wang Q.M., Xu Z.S., Guo Z.D., Sun H.Q., Cao X.L., Qiao Q. Advanced in polymer flooding and Alkaline/Surfactant/Polymer processes as developed and applied in the People's Republic of China. JPT, №2, 2006.

97. Chen G., Tehrani D.H., Peden J.M. "Calculation of well productivity in a reservoir simulator". Paper SPE 29121 presented at the 13 th Symposium on reservoir simulation. San Antonio, Febr. 12-15, 1995.

98. Ezeddin S., Khaled E., Hromek J. J. Waterflood performance under bottomwater conditions: experimental approach. SPE REE Feb. 2003, p. 28-38.

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

100. Jackson R.R., Baneijee R. "Applications of Reservoir Simulation and History Matching Methods to MDT Vertical Interference Testing and

101. Determination of Permeability Anisotropy"-8th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery-Freiberg, Germany, 3-6 September 2002.

102. Lau E.C. Basal Combustion- A Recovery Technology for Heavy Oil Reservoirs Underlain by Bottom Water. JCPT aug., 2001, p. 29-36.

103. Martin W.L., Dew J.N., Powers M.L. and Steven H.B. Results if a ternary hot waterflood in a thin sand reservoir. Journ. Petrol. Tchn., 1968, v.20, p. 739-750.

104. Mochizuki S. "Well productivity for arbitrarily inclined well". Paper SPE 29133 presented at the 13th Symposium on reservoir simulation. San Antonio, Febr. 12-15,1995.

105. Peaceman D.W. "Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation". SPEJ,vol. 18,1978, p. 183-194.

106. Peaceman D.W. "Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability". SPEJ, June 1983.

107. Peaceman D.W. "Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulator". Paper SPE 21217 presented at the 11th SPE Symposium on reservoir simulation. Anaheim, Febr. 17-20,1991.

108. Renard G., Palmgren CI., Gadelle C., Lesage J., Zaitoun A., Carlay Ph., Chauveteau G. "Preliminary study of a new dynamic technique to prevent water coning". Paper presented at the 8th European IOR Symposium in Vienna, 1995, May 15-17.

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

110. Shizman E.J., Wojtanowicz V. "Water coning reversal using downhole water sink-theory and experimental study". Paper SPE 38792 presented at the SPE ATCE, San Antonio, Oct. 5-8,1997.

111. Wang D., Cheng J., Yang Q., Gong W, Li Q., Chem F. Viscous-elastic polymer can increase microscale displacement efficiency in core. SPE paper 63227 presented at the ATCE, Dallas, 1-4 Oct. 2000.

112. Wang D., Li Q., Gong X., Wang Y. The engineering and technical aspects of polymer flooding in Daqing oil field. SPE paper 64722 presented at the SPE Oil and Gas Conf. and Exh., Beijing, 7-10 Nov., 2000.

113. Wang D., Cheng J., Wu J., Wang G. Experiences learned after production more than 300 million barrels of oil polymer flooding in Daqing oil field. SPE paper 77693 presented at the ATCE, San Antonio, 29 Sept.-2 Oct. 2002.

114. Wang D., Cheng J., Wu J., Wang Y. Producing by polymer flooding more then 300 million barrels of oil, what experiences have been learnt? SPE paper 77872 presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conf. and Exh., Melbourne, 8-10 Oct., 2002.

115. Wang D., Zhao L., Cheng J., Wu J. Actual field date show that production cost of polymer flooding can be lower than water flooding. SPE paper 84849 presented at the SPE Inter. IOR Conf., Kuala-Lumpur, 20-21 Oct., 2003.

116. Yang F., Yang J., Daqing pilot shows effectiveness of high-concentration polymer flooding. OGJ. March 6,2006, p. 49-53.

117. Yeung K., Farong Ali S.M. "How to waterflood reservoirs with a water leg". JCPT, №1, 1994.

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

119. Zakirov S., Shandrygin A., Romanov A. "Experimental and theoretical simulation for oil rim-a new technology of development". Paper presented at the 7th European symposium on IOR, Moscow, 1993, Oct.27-29.

120. Zakirov S., Piskarev V. "Enhanced oil recovery of the anisotropic reservoir". Paper presented at the 8th European JOR Symposium in Vienna, 1995,15-17 May.

121. Zakirov S.N., Zakirov I.S. "New methods for improved oil recovery of thin oil rims". Paper SPE 36845 presented at the EUROPEC'96. Milan, Oct. 2224,1996.

Информация о работе

Булаев, Владимир Валерьевич
кандидата технических наук
Москва, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Обоснование технологических решений нетрадиционного заводнения залежи высоковязкой нефти - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы