Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование выбора эффективных систем разработки каширо-подольских отложений Арланского месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование выбора эффективных систем разработки каширо-подольских отложений Арланского месторождения"

На правах рукописи

КНЯЗЕВ ВЛАДИМИР ИЛЬИЧ

»

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ЭФФЕКТИВНЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ КАШИРО- ПОДОЛЬСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа- 2006г.

Работа выполнена в филиале ОАО «АНК Башнефть»- «Башнефть-Янаул».

Научный руководитель:

кандидат технических наук, ст.науч.сотр., Шарафутдинов Ирик Гафурович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович.

кандидат технических наук Шувалов Анатолий Васильевич.

Ведущая организация:

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Защита диссертации состоится 23 июня 2006г. в 14.30 ч. на заседании диссертационного совета Д.520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма «Геофизика» по адресу: Республика Башкортостан, 450005. г.Уфа, ул.8-е Марта,12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан 22 мая 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор химических наук

Д.А.Хисаева

46434

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Перспективы развития нефтяной промышленности определяются созданием надежной сырьевой базы за счет проведения геолого-разведочных работ, совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений и применения новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов.

В течение последних десятилетий происходило непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности вследствие опережающей выработки запасов высокопродуктивных объектов, находящихся в длительной эксплуатации. Все большую долю в структуре запасов занимают трудноизвлекаемые, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, залежам нефти с высокой вязкостью и аномальными свойствами.

Все вышеуказанное в полной мере относится и к Арланскому нефтяному месторождению. Основным объектом месторождения по величине запасов является терригенная толща нижнего карбона (ТТ11К), второе место по этому показателю занимают трудноизвлекаемые запасы карбонатных отложений среднего карбона.

На Арланском месторождении отложения среднего карбона являются промышленно нефтеносными на Вятской, Арланской, Н-Березовской, Повохазинской площадях. Залежи этих площадей различаются геолого-физическими характеристиками, системами разработки, темпами разбуривания и ввода в эксплуатацию.

На Вятской площади благодаря высоким темпам разбуривания и ввода в разработку каширо-подольского объекта структура запасов практически не меняется.

Разработка Арланской и Н-Березовской площадей характеризуется опережающей выработкой основного объекта- ТТНК, ввиду чего структура извлекаемых запасов выглядит следующим образом: ТТНК С2-2К

1958г. 95% 5%

2004г. 71% 29%

В связи с этим актуальной задачей становится вовлечение в активную разработку и увеличение темпов отбора запасов из карбонатных отложений среднего карбона.

С начала разработки на каширо-подольских отложениях Арланскою месторождения проведены различные опытно- промышленные работы по испытанию влияния плотности сетки скважин на выработку запасов, интенсивных систем воздействия, систем разработки горизонтальными скважинами, различных конструкций скважин, методов воздействия на призабойную зону пластов.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕК\ С.-Петербург ОЭ 200£акт£/£

Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки каширо-гюдольских отложений (КПО) Арланского нефтяного месторождения путем обоснования оптимальной плотности сеток скважин, схем размещения и систем воздействия.

Основные задачи исследований.

1. Анализ особенностей геологического строения и уточнение структуры остаточных запасов нефти КПО.

2. Геолою- промысловая оценка состояния разработки каширо-подольских отложений и определение основных направлений совершенствования разработки КПО.

3. Проведение опытно-промышленных работ, направленных на установление оптимальных схем размещения скважин, систем воздействия на каширо-подольские отложения.

4. Обоснование и апробирование основных принципов разработки КПО Арланского месторождения.

5. Технико-экономическая оценка результатов совершенствования разработки КПО.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем геолого-промыслового анализа, гидродинамических и геофизических исследований и на основе этого создания элементов разработки с различной плотностью сетки скважин, с горизонтальными скважинами, сравнительного анализа их эксплуатации. Технологические расчеш прогнозных КИН по опытным элементам осуществлялись по методике БашНИПИнефти на ПЭВМ.

Научная новизна работы

1. На основе анализа изменения КИН, темпов отбора, выработки запасов по пластам и фильтрационных характеристик объектов сформулированы основные направления совершенствования разработки КПО Арланской, Николо-Березовской и Вятской площадей.

2. Обоснованы оптимальная плотность сетки скважин со схемой их размещения путем регулирования гидродинамических характеристик пласта созданием заданного градиента давления между добывающей и нагнетательной скважинами.

3. Усовершенствована методика разукрупнения каширо-подольского объекта путем численного исследования зависимости дебита нефти от нефтенасыщенной толщины и остаточных запасов, приходящихся на скважину.

4. Разработаны и внедрены способы заканчивания скважин, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств пластов и увеличения их продуктивности.

Основные защищаемые научные положения.

1.Основные принципы и условия эффективности разработки каширо-подольских отложений залежей Арланского месторождения.

2. Методика определения плотности сетки скважин путем численного исследования гидродинамических характеристик с заданным градиентом давления между добывающей и нагнетательной скважинами.

3.Геолого-физические условия и основные критерии разукрупнения каширо-подольского объекта.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. На основе изучения особенностей геологического строения и анализа состояния разработки каширо-подольских отложений выявлены основные направления повышения эффективности разработки объекта.

2. Обобщены результаты ранее выполненных опытно- промышленных работ, обоснованы и реализованы новые перспективные ОПР, направленные на интенсификацию разработки каширо- подольских отложений, основными из которых являются:

- опытно- промышленные работы по оценке эффективности разработки участков при различных режимах эксплуатации;

- результаты работ по испытанию плотных сеток скважин;

- опытно- промышленные работы по созданию элементов разработки в комбинациях с горизонтальными скважинами (смешанных систем и элементов, включающих сочетание горизонтальных и вертикальных скважин);

- опытно-промышленные работы по оценке выработки запасов на участке со скважинами, оборудованными СПХ.

Только по опытным элементам с плотной сеткой скважин и с горизонтальными скважинами текущая дополнительная добыча нефти составляет 72тыс.т., ожидаемая за весь срок разработки - 222,5тыс.т.

3. Рекомендации по оптимальным системам разработки, сделанные в работе, использованы при составлении «Проекта доразработки Арланского месторождения» (2001г.). ожидаемый прирост КИН составит 4,9%.

4. Разработанные при участии автора способы заканчивания скважин включены в групповые технические проекты их строительства, благодаря внедрению их в производство дополнительная добыча нефти составила 10,9 тыс.т.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Республиканской научно- практической конференции «Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами» (г.Уфа, 1997г.), научно- практической конференции ОАО АНК»Башнефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» (г.Ишимбай, 2002г.), научно- практической конференции «бОлет девонской нефти» (г.Октябрьский, 2004г.), на технических советах НГДУ и ОАО АНК»Башнефть», при защите Проекта доразработки Арланского нефтяного месторождения

Публикации По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статьи, 4 тезиса докладов на региональных конференциях, 3 naieHTa РФ. В них автору принадлежит постановка задач, методические вопросы их решения, анализ, обобщение и испытание разработанных рекомендаций на объекте разработки.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованных источников. Содержит 151 страницу машинописного текста, 52 рисунка, 31 таблицу, 79 библиографических ссылок.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук Шарафутдинова И.Г., которому автор выражает глубокую благодарность.

Искреннюю признательность за помощь, поддержку и консультации автор выражает доктору технических наук Хисамутдинову Н.И. и кандидату технических наук Труфанову В.В.

Содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность и реализация результатов работы. Показано, что вопросам выработки запасов карбонатных коллекторов посвящены многочисленные работы отечественных исследователей Абызбаева И.И., Амелина И.Д., Аширова К.Б., Викторина В.Д., Гавуры В.Е., Ковалева B.C., Лыкова H.A., Майдебора В.Н., Сазонова Б.Ф., Саттарова М.М., Свищева М.Ф., Смехова P.M., Сургучева М.Л., Шаймуратова Р.В., Швецова И.А., Шустефа И.Н. В этих работах освещались выбор рациональной сетки скважин, систем заводнения коллекторов, применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока.

Первая глава диссертации посвящена особенностям геологического строения отложений среднего карбона Арланского месторождения. Значительный вклад в изучение каширо- подольского объекта внесли Баймухаметов К.С., Валитов М.З., Виссарионова А.Я., Зубик И.Л., Кнышенко Г А., Копытов A.B..Крашенинников Ю.Н., Лайкам B.M.S Лозин Е.В., Належкин А Д., Родионов В.П., Саттаров М.М., Сергеев В.Б., Скрипкин Р.И., Стетюха С.К., Столбова Т.М., Тимашев Э.М., Тюрихин A.M., Федорако А.Б., Шарафутдинов И.Г., Юнусов М.А. и др

На Арланском месторождении в отложениях среднего карбона промышленно нефтеносными являются карбонатные породы верейского, каширского и подольского горизонтов. В каширском горизонте выделяются нефтеносными пласты Ю,К2+3,К4,в подольском- Пг,Пз, причем продуктивность пластов П2 и К4 установлена лишь на Вятской площади. Здесь каширо-подольские отложения имеют наибольший диапазон промышленной нефтеносности, охватывая пласты П2,Ш,К1,К2+3,К4.

На Арланской и Николо-Березовской площадях промышленно нефтеносными являются пласты ПЗ и К1, на Ново-Хазинской- пласт К2+Э.

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают продуктивные каширо-подольские отложения Арланской и Вятской площадей, несколько худшие они на Николо-Березовской площади и наиболее низкие- на площади Ново-Хазинской. Внутри самих площадей пласты также существенно различаются по своим коллекторским свойствам, особенно это касается основных объектов - пластов Пз и Кл- геолого-физические параметры пласта Пз ниже таковых пласта Кл.

Каширо-подольские отложения Арланского месторождения относятся к числу объектов, имеющих сложное геологическое строение. Нефтяные залежи многопластовые, продуктивные пласты прерывистые, на коротких расстояниях замещаются непроницаемыми породами. Наиболее сложным является геологическое строение нефтяных залежей КГ10 Вятской площади, на которой выделяется до II продуктивных прослоев. Мелкие залежи, особенно на Николо-Березовской площади, имеют линзовидное строение, т.е. являются литологически ограниченными. Нефтенасыщенные коллектора являются низкопроницаемыми. Нефть КПО Арланского месторождения повышенной вязкости, с большим содержанием асфальтенов, парафина и серы. В структуре запасов нефти значительную долю составляют запасы категории С2.

Все вышеперечисленное обусловило сложности в разработке каширо-лодольского объекта. Эти сложности усугубляются тем, что на Арланском месторождении этот объект является второстепенным, на нем много возвратных скважин.

Сложность геологического строения КПО и обусловило необходимость специальных мероприятий по поиску рациональных систем их разработки.

Во второй главе приведены результаты анализа состояния разработки залежей нефти каширо-подольских отложений Арланского месторождения.

С начала разработки каширо-подольского объекта по нему составлялось четыре проекта разработки: в 1965, 1978, 1986 и 2001 гг. По Арланской площади по первым трем проектам отмечается их хроническое невыполнение. К моменту составления проекта доразработки 2001г. отмечалось невыполнение показателей проекта 1986г.: 6-кратное уровней добычи нефти, 10-кратное объемов закачки воды. Все это объясняется невыполнением проектных решений по действующему фонду нефтяных и нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.2005г. из отложений среднего карбона добыто 4379 тыс.т.нефти (8,7% от НБЗ), 7103тыс.т.жидкости. Средняя обводненность за 2004г. составила 51,9%. Дебит 1 скважины: по нефти 1,7т/сут, по жидкости 3,6 т/сут. В пласты закачано 5803тыс.м3 воды.

С 1974 по 1989 гг. на Арланской и Н-Березовской площадях эксплуатационное разбуривание КПО практически не велось. Невыполнение проектных объемов бурения и освоения скважин под закачку привело к тому, что фактически не создана система ГШД, низкие темпы отбора (за 40-летний срок разработки КИН достиг всего 8,7%). Вследствие этого названный период характеризовался монотонным падением дебитов жидкости и нефти,

обводненность оставалась практически на одном уровне. В целом процесс можно охарактеризовать как «вялотекущая разработка» и сложившаяся ситуация требует принятия мер по ее исправлению

По состоянию на 0! 01.2005г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 41 единицу, нефтяных -318 единиц, соотношение на! нетательных и добывающих скважин 1 : 7,8. Если учесть, что проектом доразрабогки рекомендовано соотношение 1:3,3, то следует признать, что охват нефтяных залежей заводнением далек от оптимального.

В декабре 2004г. суточный объем закачки составлял 1920м3, компенсация- 153,5%, средняя приемистость нагнетательной скважины-53,3м3/сут. Приемистость нагнетательных скважин имеет определенные ограничения. Как показал М.З.Валитов на основе анализа эксплуатации опытного участка, при давлениях закачки 9-12МПа происходит образование сквозных трещин между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, по которым идет катастрофический прорыв закачиваемой воды. Среднее давление закачки по нагнетательным скважинам составляет 9,9МПа, т.е. оно предельное.

Вследствие неравномерного охвата заводнением пластов по площади такой же неравномерный характер имеет и распределение по объекту пластового давления. В зонах с освоенным площадным заводнением пластовое давление достигает 7,0-9,0 МПа. В зонах, работающих на режиме истощения, пластовое давление снизилось до 1,5-3,0 МПа.

Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов показывает ее неравномерность. На Арланской площади текущий КИН по пласту Пз составляет 3,3%; по пласту К1 - 10,7%.

Резюмируя сказанное, можно отметить, что система разработки каширо-подольских отложений Арланской и Н-Березовской площадей разбалансирована, неэффективна. Эти выводы сделаны на основании следующих фактов:

- вследствие хронического невыполнения проектных объемов бурения крайне неравномерным является охват каширо-подольского объекта сеткой скважин;

- таким же неравномерным является охват заводнением пластов по площади, вследствие этого зоны с пластовым давлением, близким к начальному,

перемежаются с зонами с пластовым давлением на уровне давления насыщения или ниже его.

- неэффективной является совместная разработка пластов Пз и Кь пласт Пз, имеющий худшие коллекторские свойства, значительно отстает в выработке от пласта Ю;

Все эти негативные тенденции, сложившиеся при разработке КПО Арланской и Н-Березовской площадей, вынуждают искать решения по исправлению ситуации, мероприятия по улучшению состояния разработки.

Состояние разработки каширо-подольского объекта Вятской площади намного благоприятнее- начиная с 1986г. выполняются проектные решения и

по фонду добывающих и нагнетательных скважин, и по добыче нефти и закачке воды.

По состоянию на 01.01.2005г. из отложений среднего карбона добыто 6351,6 тыс.т.нефш (16,9% от НБЗ), 10824,2 тыс.т.жидкости. средняя обводненность за 2004г. составила 47,1%. Дебит 1 скважины: по нефти 2,5 т/сут, по жидкости 4,7 т/сут. В пласты закачано 10715,4 тыс.мЗ воды. Средняя приемистость одной скважины 24,6 мЗ\сут. Текущая компенсация отбора закачкой равна 144,2%, накопленная 94,7%.

По состоянию на 01.01.2005г. действующий фонд нагнетательных скважин составляет 107 единиц, нефтяных- 383 единицы, соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1:3,6.

Благодаря тому, что на Вятской площади количество нагнетательных скважин значительно выше по сравнению с Арланской и, следовательно, выше охват площади заводнением, намного благоприятнее состояние пластового давления. За последние 3 года пластовое давление практически не меняется и за 2004г. составляет: в зоне нагнетания 9,48Мпа, в зоне отбора 6,95МПа, средневзвешенное по площади 7,74МПа, т.е. практически не отличается от начального.

На Вятской площади, так же как и на Арланской, имеет место неравномерность в выработке пластов. Текущий КИН по пластам имеет следующие значения:

П2- 0,130 Пз-0,145 К1 - 0,226 К2+3- 0,080 К4-0,075

Из этого следует вывод о необходимости проведения работ по разукрупнению объекта и создания самостоятельных систем воздействия на различные продуктивные пласты.

На рис.1 приведены характеристики вытеснения каширо-подольских отложений Арланской и Вятской площадей. В начале разработки Арланской площади происходит интенсификация добычи нефти ограниченных отдельных участков и быстрый рост КИН. Затем сказывается низкий охват разработки Арланских КПО по площади, темпы роста КИН падают по мере истощения запасов в вышеназванных участках.

Разработка Вятской площади характеризуется монотонным ростом КИН, при г = 0,1 он превышает КИН Арланской площади и только при г = 0,17 начинается некоторое выполаживание кривой. Такое ее поведение объясняется 100%-ным охватом площади разработкой и показывает, что здесь процесс вытеснения намного эффективнее.

Тем не менее начальные участки кривых показывают, что потенциальные возможности КПО Арланской площади выше таковых площади Вятской. Причина тгого - более высокая расчлененность продуктивного разреза Вятской площади.

Рисунок 2 Арланское нефтяное месторождение. Характеристика вытеснения С22к

Характеристики вытеснения, приводимые на рис.2, также показывают большую эффективность разработки Вятской площади по сравнению с Арланской.

Третья глава посвящена обоснованию выработки эффективных технологий разработки каширо-подольских отложений на основе проведенных опытно-промышленных работ- сравнительные ОПР на опытных участках Арланской площади с завонением и без заводнения;

- эксплуатация элементов разработки в условиях высокой плотности сстки скважин 1-2,5 га/скв;

- эксплуатация элементов разработки с горизонтальными добывающими скважинами;

- эксперимент по разукрупнению объекта разработки и уплотнению сстки на опытном участке Вятской площади, разбуренном скважинами с СГ1Х.

Низкая эффективность разработки каширо-подольских отложений Арланской площади и недостаточная на Вятской выявили необходимость поиска проектных решений, обеспечивающих повышение эффективности и }ве жчение КИН. Для выработки принципов эффективной разработки каширо-подольских залежей нефти понадобилось проведение значительного комплекса опытно-промышленных работ (ОПР), направленного на изыскание оптимальных плотности сетки скважин, систем воздействия и новых методов повышения КИН.

В самом начале разработки были проведены сравнительные ОПР на двух опытных участках Арланской площади: опытный участок по сетке 400*400м с поддержанием пластового давления; опытный участок с эксплуатацией на естественном режиме, разбуренный также но сетке 400*400м.

Первый опытный участок представляет собой четыре смежных очага площадного нагнетания по обращенной девятиточечной схеме, всего на участке введено в эксплуатацию 4 нагнетательные и 20 нефтяных скважин . Эксперимент по заводнению начат в 1967 г. Нагнетательные скважины были освоены при давлениях на устье от 8,0 до 11,0 МПа. Эффект от закачки в виде роста добычи жидкости и нефти проявился только в начале

эксперимента в 1967-1970гг.. Нарастание добычи нефти сопровождалось и интенсивным ростом обводненности. Последнее объясняется быстрым прорывом воды в отдельные добывающие скважины. Обводнение добывающих скважин происходит по трещинам, образующимся при давлениях закачки выше И МПа. Оптимальным давлением закачки в наг негательные скважины является давление 8-10МПа.

В целом по участку осуществление закачки с компенсацией отборов от 180 до 300% и давлениями на устье нагнетательных скважин 11-13,5МПа чередовалось с ее ограничением либо полным прекращением. При этом реакция добывающих скважин на закачку отсутствовала, а добыча нефти характеризовалась постепенным падением.

На 1.01 2005г. работает 13 добывающих и 2 нагнетательные скважины, коэффициент нефтеизвлечения равен 19,6%. Дебит нефти равен 1,2 т/сут,

ж и 1 кости 4.3 т/сут. обводненность 72.8%. Накопленная компенсация отбора закачкой равна 132,6%

Прогнозный КИП составляет 0,22. П опытный участок предусматривалось разрабатывать на естественном режиме по сетке 400*400м. На участке были пробурены 22 добывающие скважины. Началом эксперимента следует считать 1973г., когда был введен в эксплуатацию основной фонд добывающих скважин. Входные дебиты по нефти были на уровне 9-12 т/сут.

К 1997 г. средний дебит добывающих скважин по нефти снизился до 1 т/сут, пластовое давление составило 2,7-3,8 МПа. При эксплуатации залежи на режиме истощения и снижении Рпл до уровня Рнас. происходят следующие негативные явления:

- разгазирование пластовой нефти и повышение ее вязкости;

- выпадение из нефти асфальто-смолистых веществ и парафина и закупоривание проницаемых каналов;

- смыкание трещин, являющихся проводящими каналами между блоками матрицы породы и прекращение капиллярного массообмена между матрицей и трещинами.

В 1999 г на участке освоены под закачку 3 нагнетательные скважины. Этот год и следует считать годом прекращения эксперимента.

КИН по состоянию на 1.01.1999г. составил 14,5%, прогнозный - 18,4%. Сравнительный анализ результатов эксплуатации обоих опытных участков с плотностью сеток скважин 400*400м позволяет отметить следующее:

- прогнозный КИН участка с заводнением выше КИН участка без заводнения на 3,6 пункта.

- существующая плотность сетки скважин (16га/скв) при установленном давлении нагнетания = 8,0 МПа не обеспечивает устойчивого гидродинамического взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами. Увеличение давления нагнетания до 12-15МПа приводит к прорыву закачиваемой воды по трещинам и способствует интенсивному обводнению добывающих скважин;

- в этих условиях необходим поиск и испытание новых схем и методов воздействия, обеспечивающих получение более высоких КИН (уплотнение сеток скважин, циклическое нагнетание и т.п.).

После 1978 г. разбуривание и разработка залежей среднего карбона осуществлялись по 8-гектарной сетке скважин с заводнением по девятиточечной обращенной схеме. КИН при этой системе разработки проектировался на уровне 0,247.

При этой системе разработки приемистость нагнетательных скважин обеспечивалась при давлениях на устье 9,2-12,8МПа. Градиенты давления между нагнетательными и добывающими скважинами изменялись в диапазоне 0,043-0,085МПа/м., дебиты нефти -0,4-5,0т/сут. Сложилась следующая ситуация: низкие градиенты давления не обеспечивали оптимальный режим вытеснения нефти, а возможности увеличения градиентов путем повышения давления закачки ограничивались давлениями

разрыва пласта, о чем было сказано выше. В связи с этим возникла необходимость поиска и испытания оптимальных систем разработки каширо-подольских отложений.

В начале 1990-х годов сложился творческий коллектив специалистов НГДУ Арланнефть (Асмоловский B.C., Князев В.И., Сайфутдинов Ф.Х.) и БашНИПИнефть (Шарафутдинов И.Г.), который занялся решением этих вопросов.

Названными специалистами был предложен эксперимент по эксплуатации куста скважин, разбуренного в 1970г., при интенсивном воздействии на пласты в условиях высокой плотности сетки скважин. Эксперимент начат в январе 1994г.

Под нагнетание была выбрана скважина № 2795. расположенная в центре квадрата добывающих скважин №№ 2793, 2794, 2796, 2797, элемент вступил в разработку в 1972г. Средний дебит нефти составил в начальный период 5,1т/сут. Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами 100-125м., т.е плотность сетки скважины составила 1-1,5га/скв. Продуктивными в разрезе являются пласты Пз и Ю

Состояние разработки элемента на начало закачки воды в пласт характеризуйся следующими показателями:

- среднее пластовое давление- 7МПа;

- средний дебит одной скважины по нефти- 0,8т/сут, по жидкости-0,9т/сут;

- средняя обводненность (весовая) - 12,4%;

- накопленная добыча нефти - 71392т;

- КИН- 0,302.

Динамика основных технологических показателей разработки представлена на рис.3.

Рисунок 3 График разработки очага скв № 2795 (2793, 2794, 2796, 2797)

С началом воздействия отмечается многократное увеличение дебитов нефти и жидкости по всем добывающим скважинам. Зарегистрирован рост пластового давления в районе элемента воздействия. Так, если средневзвешенное пластовое давление по состоянию на 01.01.1994г. составляло 7МПа, то через год оно возросло на 3,4МПа, т.е. в полтора раза.

Во избежание преждевременного обводнения добывающих скважин начиная с ноября 1994г. закачка в нагнетательную скважину переведена на циклический режим. Продолжительность полуциклов закачка- остановка была определена в 2 недели. Это позволило привести текущую компенсацию отбора закачкой к оптимальной величине, близкой к 1.

Приемистость нагнетательной скважины №2795 обеспечивалась при давлении на устье 8МПа. При этом градиенты давления между нагнетательной и добывающими скважинами составляли 0,127-0,160МПа/м, т.е. в 1,5-3,7 раз выше градиентов в элементах, разбуренных по проектной сетке (рис 4). Дебиты нефти по скважинам очага 2795 составили 9,8-14,6 т/сут. Увеличенные отборы нефти сохранялись с 1994 по 1997 гг., за этот период добыто 17634т нефти или 19,8% за весь 26-летний период разработки.

0 45

0 2 4 б 8 10 12 14 16 18

Плотность сетки, га/скв.

Рисунок 4 График зависимости дебитов нефти от градиентов давления Текущие показатели разработки:

- средний дебит одной скважины по нефти- 1,1т/сут, по жидкости-9,3т/сут;

- средняя обводненность (весовая) - 88,5%;

- накопленная добыча нефти - 92901 ;

- КИН - 0,393;

- накопленная компенсация отбора закачкой- 91,1%.

Прогнозный КИН - 0,41 при сроке разработки до 2015 г.

В 2001 г. на Арланской площади реализован еще один опытный участок с уплотненной сеткой скважин. Участок представляет собой два смежных элемента с нагнетательными скважинами №№ 11244, 11249 и 9 добывающими Расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами составляют от 100 до 220 м, в среднем - 160 м.

Продуктивными в пределах опытного участка являются пласты Пз и К1 со средними эффективными нефтенасыщенными толщинами соответственно 3,1 и 3,6м. Следует отметить, что коллекторские свойства пластов несколько хуже по сравнению с опытным элементом 2795. Градиенты давления между нагнетательными и добывающими скважинами изменяются от 0,064 до 0,138 МПа/м, в среднем - 0,107 МПа/м.

Прогнозный КИН по опытному участку, определенный статистическим методом, составляет 0,32 при сроке разработки до 2028 г.

Таким образом, путем уменьшения расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами удалось существенно увеличить градиенты давления, не превышая критических давлений закачки, обеспечить оптимальный режим вытеснения и больший по сравнению с проектами КИН.

По результатам анализа опытно-промышленных работ на участках с уплотненной сеткой скважин выведена зависимость КИН от плотности сетки (рис.5). Также обоснована методика определения плотности сетки скважин.

Градиенты давления, МГЗДм

Рисунок 5 График зависимости КИН от плотности сетки скважин каширо-подольских отложений Арланской площади

По заданному дебиту нефти скважин по графику (рис.4) определяется необходимый для этого градиент давления, а по нему определяется оптимальное расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами, учитывая заданные в них забойные давления.

В 1992г. с участием автора составлено «Дополнение к проекту разработки Лрланского месторождения с бурением горизонтальных скважин на опытном участке залежи пласта Kl каширского горизонта Арланской площади» Согласно «Дополнению к проекту. .» предусматривалось разбуривание залежи в пределах опытного участка пятью горизонтальными добывающими и одной вертикальной нагнетательной скважиной. Залежь нефти, в пределах которой расположен опытный участок, с 1970г.

периодически находилась в разработке. Накопленная добыча нефти на 01 01 1992 г. составляла 57,7 тыс.т. КИН - 0,10.

Нагнетательная и горизонтальные эксплуатационные скважины опытного участка пробурены и введены в эксплуатацию в 1994г. Приемистость нагнетательной скважины обеспечивается при давлении на устье 6.2-8,4МПа. Максимальный средний дебит нефти горизонтальных скважин был достигнут в 1998-1999гг и составлял 4,4т/сут. Текущий средний дебит нефти 1,6т/сут, обводненность 58,7%.

По состоянию на 01 01 2005г накопленная добыча нефти 140,29тыс.т, КИН-0.248. Прогнозный КИН, определенный статистическим методом, составляет 0,355 при сроке разработки до 2017г.

В 2001г. закончены разбуривание и ввод в эксплуатацию еще одного обоснованного нами опытного элемента, состоящего из нагнетательной скв.№11372, трех горизонтальных и одной наклонно- направленной добывающих скважин.

Приемистость нагнетательной скв.№11372 осуществляется при давлении на устье 9МПа. Прогнозный КИН, определенный статистическим методом, составляет 0,303 при сроке разработке до 2024г.

Таким образом, анализ эксплуатации элементов с горизонтальными скважинами показывает реальную возможность достижения КИН 0,30-0,35 за счет увеличения охвата выработкой пластов по площади. Существенное увеличение КИН по сравнению с проектным позволяет рекомендовать системы разработки с горизонтальными скважинами к промышленному внедрению.

Разработка каширо-подольских отложений при 8-гектарной сетке скважин показала свою невысокую эффективность, обусловленную:

- слабым гидродинамическим взаимодействием нагнетательных и добывающих скважин;

- прорывами закачиваемой воды к забоям добывающих скважин при давлениях закачки выше ЮМПа.

неэффективной совместной эксплуатацией пластов. Все это обусловило необходимость поиска решений по улучшению выработки объекта

На Вятской площади был спроектирован опытный участок с целью изучения особенностей выработки запасов нефти коллекторов каширо-подольских отложений и отработки мероприятий по совершенствованию системы разработки залежей в целом.

Работы выполнены в соответствии с утвержденной объединением «Башнефть» программой, по которой впервые в отрасли были созданы площадные элементы из скважин, оборудованных стеклопластиковыми хвостовиками в интервале продуктивных отложений. В этой работе принимали активное участие известные специалисты Викторов П.Ф., Лозин Е.В., Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Асмоловский B.C., Кабиров Б.З., Груфанов В.В., Шарафутдинов И.Г. и сам автор диссертации.

Идея эксперимента заключалась в следующем. Элемент разработки, разбуренный по проектной сетке 283*283м, уплотнялся бурением скважин в ценграх квадратов, т.е. до 4га/скв. Кроме этого еще бурилась контрольная скважина в 150м от центральной нагнетательной. Продуктивная часть ствола скважин обсаживалась стеклопластиковыми трубами.

Планировалось осуществить разработку элемента при различных плотностях сетки скважин- от проектной к более плотной. В течение эксперимента должен был проводиться контроль за текущей нефтенасыщенностью пластов методом индукционного каротажа-конструкция скважин позволяла это. Трансформация элемента, выбор объектов воздействия в нагнетательных скважинах предполагались на основании этих исследований. Опытный участок, включающий 14 скважин, разбурен в 1991 г.

Интерпретация геофизических исследований, определение текущего Кн выполнялись специалистами НПФ «Геофизика» Дворецким В.Г., Дворкиным В.И.

В течение 1991-1995 гг. осуществлялась первая стадия эксплуатации по схеме обращенного девятиточечного элемента при плотности сетки 8га/скв.Совместная закачка пластовой воды в продуктивные интервалы пачек Пз и Ki велась через центральную нагнетательную скв.№ 13440, добыча продукции осуществлялась через восемь добывающих скважин.

На первой стадии эксперимента большинство добывающих скважин участка имели слабое взаимодействие с нагнетательной скважиной и работали при забойных давлениях ниже давления насыщения. Основной м

объем закачиваемой воды поступал в водоносную зону каширских отложений и уходил за пределы опытного участка в южном и юго-западном направлениях. В конце первой стадии эксперимента площадь заводнения •

коллектора Из составляла 6%, т.е. пласт практически не вырабатывался. В целом по участку среднесуточный дебит нефти снизился с 23 т/сут в 1991г. до 8 т/сут в 1996 г.

В связи с низкой эффективностью эксплуатации опытного участка с марта 1996 г. реализована вторая стадия эксперимента- схема разработки с раздельной закачкой пластовой воды в верхний(Пз) и нижний(К1) эксплуатационные объекты с одновременным уплотнением сетки до 4га/скв. Было сформировано два пятиточечных обращенных элемента: северо-

западный из добывающих скв.№№13441, 13442, 13443, 13440 и нагнетательной скв.№ 13543 с закачкой воды в пласт Ю и юго-восточный из добывающих скв.№№13440, 13439, 13430, 13431 и нагнетательной № 13546 с закачкой в пласт Пз Три скв.№№ 13544, 13545, 13547 продолжали функционировать в режиме контрольных, неперфорированных.

В результате разделения закачки по пластам и уплотнения сетки скважин среднесуточный дебит нефти по участку в 1997 г. вырос до 18 т/сут., |.е. более чем в 2 раза, и сохранялся таким до 2002 г. Удалось интенсифицировать выработку пласта Пз, что установлено геофизическими исследованиями- в контрольных скв.№№ 13544, 13545 Кн пласта Пз с 7779% в начале эксперимента снизился до 52% в 2002 г. Для дальнейшей интенсификации выработки пласта Пз предлагается организовать закачку воды в скв.№ 13545 с формированием пятиточечного обращенного элемента в юго-западной зоне опытного участка с добывающими скв.№№ 13441, 13440, 13430, 13429. Для активизации выработки запасов участка в северовосточной зоне предлагается организовать закачку в пласт Ю с формированием пятиточечного элемента с нагнетательной скважиной № 13544 и добывающими скважинами №№ 13443, 13444, 13440, 13439. При этом скважина № 13547 продолжает выполнять функцию наблюдательной.

Эксперимент по разделению закачки по пластам и уплотнению сетки до 4га/скв. показал его эффективность и необходимость дальнейшего его расширения.

В г лаве 3 приводится обзор применявшихся методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на каширо-подольском объекте.

За период с 1993 по 2004.г. в НГДУ Арланнефть проведена 151 обработка призабойной зоны пластов композицией замедленного действия СНПХ-9010, дополнительная добыча нефти составила 138 тыс.т., удельная эффективность - 914 т на операцию, что в 4,7-5 раз выше эффективности обработок обычной соляной кислотой.

В 1987-1990 гг.на каширо-подольских отложениях Вятской площади проводились опытно-промышленные испытания закачки в нагнетательные скважины 5-10%-ного раствора Неонола АФ-12 в смеси с ли1 носульфонатами и проксамином в соотношении соответственно 4:1:0,4. В результате испьпания дополнительная добыча нефти составила 109.3 тыс.т., удельная технологическая эффективность - 72 т. на тонну закачанного реагента.

В четвертой главе предложены мероприятия по совершенствованию разработки трудноизвлекаемых запасов нефти каширо-подольских отложений Арланского месторождения.

С целью разукрупнения объекта и создания самостоятельных систем воздействия предложено использовать так называемые «транзитные» скважины, пробуренные на ТТНК. Эффективность предлагаемого мероприятия приведена в таблице.

Площадь Объект внедрения пласты Объем внедрения, кол-во переводимых СКВ Дополнител ьная добыча нефти, тыс т КИН Экономический эффект-прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс руб.

В добычу Под закачку Утвержденный Достигаемый в результате перевода

Вятская К2=К4 63 9 610,1 0,103 0,204 1496157,6

Вятская ПЗ 120 16 667,2 0,229 0,267 1404502,7

Арланская ПЗ 115 23 1742,9 0,184 0,273 8027941,3

В дополнение к проекту доразработки на Арланской площади предложено бурение 39 горизонтальных скважин взамен проектных наклонно- направленных с созданием 10 элеменюв разработки. Выполнение этого мероприятия обеспечит прирост КИН по пласту Kl от 0,201 до 0,215.

С целью сохранения естественной продуктивности нефтяных пластов внедрена технология заканчивания скважин (патент №2140521).

Суть технологии заключается в том, что ствол скважины до кровли продуктивного пласта обсаживается технической колонной, которая цементируется до устья, а нервичное вскрытие продуктивного пласта производится на облегченном буровом растворе в условиях, максимально приближенных к условиям равновесия. Далее ствол в интервале продуктивных отложений либо обсаживается хвостовиком, который цементируется, либо незацементированным фильтром.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Определены особенности геологического строения отложений среднего карбона площадей Арланского нефтяного месторождения. При этом:

выявлено, что литолого-коллекторская характеристика, фильтрационные свойства, корреляционные связи между проницаемостью и пористостью, а также остаточная водо- и нефтенасыщенность по пластам каширо-подольского объекта резко переменчивы, наилучшими параметрами обладает один из основных пластов - Kl. У другого основного пласта Пз, а также второстепенных по запасам пластов П2, К2+3, К4 геолого-физические параметры существенно ниже. Так же различаются и геолого-физические параметры по площадям месторождения, наилучшими таковые отмечаются на Вятской и Арланской площадях;

- выявлено различие в динамике структуры запасов нефти по площадям. На Арланской и Николо-Березовской площадях доля запасов в каширо-подольских отложениях возросла с 5% в 1958г. до 29% в 2004г. На Вятской и Новохазинской площадях структура запасов за эти годы практически не изменилась.

В структуре запасов отдельных площадей значительную долю составляют запасы категории С2;

- наиболее сложным является геологическое строение нефтяных залежей среднего карбона Вятской площади, на которой коэффициент расчлененности равен 6,1, в то время как на других площадях он равен 2- 2,4. Несмотря на это, текущее состояние разработки Вятской площади наиболее благоприятно.

2. На основе сравнительного геолого-промыслового анализа состояния разработки залежей Арланской, Николо-Березовской и Вятской площадей установлены их различия и определены основные их причины:

- недостаточная адаптация проектных схем и систем разработки конкретным литолого-коллекторским характеристикам продуктивных горизонтов из-за отсутствия научно-обоснованных принципов разработки, схем и систем воздействия.

- отставание в разбуривании и обустройстве скважин КПО Арланской и Николо-Березовской площадей, а также систем поддержания пластового давления.

Этими обстоятельствами объясняется тот факт, что несмотря на то, что залежи нефти Арланской и Николо-Березовской площадей введены в активную разработку на 15 лет раньше, чем залежи Вятской площади, текущий КИН по Вятской площади по состоянию на 01.01.2006 г превышает текущий КИН Арланской площади на 8 пунктов.

3. Обобщены результаты ранее выполненных и с непосредственным участием автора организованы и осуществлены опытно-промышленные работы, направленные на поиск оптимальных режимов эксплуатации залежей КПО, схем размещения, систем воздействия и т.п., направленных на повышение КИН.

4 В результате обобщения результатов геолого-промыслового анализа опыта эксплуатации и проведенных опытно-промышленных работ установлены следующие принципы и условия эффективной разработки каширо-иодольских отложений Арланского типа месторождений:

- плотность сетки скважин 3-5га/скв;

- раздельная закачка по пластам в нагнетательных скважинах и совместная эксплуатация в скважинах добывающих;

- давление нагнетания на устье скважин не свыше 8-10МПа;

- приемистость нагнетательных скважин 50-80м3/сут;

- циклическая закачка воды во избежание преждевременного прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам;.

Предложенные рекомендации частично или полностью реализованы при составлении «Проекта доразработки Арланского нефтяного месторождения» утвержденного ЦКР МЭ РФ 21 ноября 2002г. (протокол №2925).

5. Разработна и на уровне групповых технических проектов внедрена в производство технология заканчивания скважин, обеспечивающая сохранение естественной продуктивности пластов.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Асмоловский B.C., Гиниатуллина Р.П., Князев В.И. и др.Опыт применения интенсивных систем воздействия при разработке капшро-подольских отложений Арланского месторождения. Материалы республиканской научно- практической конференции «Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами», г.Уфа. 1997г.

2. Асмоловский B.C., Князев В.И.. Чеснокова В.А. Промыслово-геофизические исследования юризонтальныхскважин при работающем ШГН. /Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1998.№3-4, с.26-28.

3 Асмоловский B.C., Князев В.И., Шарафутдинов И.Г. Опыт освоения, эксплуатации и исследования горизонтальных скважин в НГ'ДУ Арланнефть. Тр.БашНИПИнефть- Уфа, 1999-вып.96. с.35-42.

4 Асмоловский B.C., Лозин Е.В., Князев В.И. и др. Оптимизация систем разработки нефтяных залежей Арланского месторождения на основе Г'С /Материалы научно- практической конференции ОАО АНК «Башнефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан- Ишимбай-2002г.

5 Асмоловский B.C., Тимашев Э.М., Князев В.И. и др. Результаты применения ГС при разработке каширо- подольских отложений Арланского месторождения. /Материалы республиканской научно- практической конференции «Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами»- Уфа-1997г.

6 Валеев Г.З., Князев В.И., Токарев М.А. Управление процессом разработки нефтяных месторождений с помощью «интеллектуальных скважин». /Материалы научно- практической конференции «бОлет девонской нефти»- Октябрьский -2004г.

7 Вердеревский Ю.Л., Арефьев Ю.Н., Князев В.И. и др. Внедрение технологии глубокой обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах кислотной композицией на объектах АНК Башнефть./ Оптимизация поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений-Уфа, -2003г.- вып. 113-е. 175- (Тр. ООО «ИК БашНИПИнефть).

8 Князев В.И., Гайнуллин К.Х., Шарафутдинов И.Г. Особенности разработки залежей нефти среднего карбона Арланского месторождения /нефтяное хозяйство- 2005-№7-с.80-84.

9 Патент РФ №2140521. Способ заканчивания скважин /Кабиров Ь.З., Андресон Б А., Князев В.И. и др / Бюл.Открытия. Изобретения- 1999-№30

10 Патент РФ №2143455. Буровой раствор /Андресон Б.А., Бочкарев Г П., Князев В.И. и др. /Бюл.Открытия. Изобретения - 1999-№36

11 Патент РФ 2188935. Состав для интенсификации добычи нефти. / Симаев Ю.М., Кондров В.В., Князев В.И. и др./ Бюл.Открытия. Изобретения-2002 №25.

Подписано в печать 19 05 2006 г. Формат 60x84Услпечл 1,26. Бумага офсетная Гарнитура Times. Тираж 100 экз Заказ № 22-06.

Отпечатано в типографии ООО «Мастер-Копи» г Уфа, ул Айская, 46

AOOIofr

PI в 1*9^

I

i

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Князев, Владимир Ильич

Введение.

1. Особенности геологического строения отложений среднего карбона площадей Арланского нефтяного месторождения.

1.1. Геологическое строение залежей нефти каширо-подольских отложений Арланского месторождения.

1.2. Литолого- коллекторская характеристика продуктивных горизонтов.

1.3. Фильтрационные свойства и корреляционная связь проницаемости и пористости.

1.4. Геолого- физическая характеристика продуктивных пластов.

1.5. Остаточная водо- и нефтенасыщенность и коэффициенты извлечения нефти.

1.6. Динамика структуры запасов.

Выводы по главе 1.

2. Состояние разработки залежей нефти каширо- подольских отложений.

2.1. Анализ технологических показателей и запроектированных систем разработки.

2.2. Анализ состояния заводнения коллекторов, выработки запасов нефти и энергетического состояния залежей.

2.3. Сравнительная оценка показателей разработки площадей Арланского месторождения.

2.4. Промыслово- геофизические методы контроля за состоянием разработки.

Выводы по главе 2.

3. Опытно- промышленные работы по выработке эффективных технологий разработки каширо- подольских отложений.

3.1. Анализ эксплуатации опытных полей.

3.2. Опыт применения интенсивных систем воздействия на участках с различной плотностью сетки скважин.

3.3. Анализ эффективности систем разработки с применением горизонтальных скважин.

3.4. Эксперимент по разукрупнению объекта разработки и уплотнению сетки скважин на каширо-подольских отложениях Вятской площади.

3.5. Анализ эффективности применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи.

Выводы по главе 3.

4. Основные мероприятия по совершенствованию разработки трудноизвлекаемых запасов каширо- подольских отложений.

4.1. Разукрупнение объекта разработки и создание самостоятельных систем воздействия на различные пачки каширо- подольских отложений.

4.2. Внедрение элементов разработки с горизонтальными скважинами.

4.3. Внедрение мероприятий по ускоренному вводу в разработку залежей с применением интенсивных технологий разбуривания и совершентствования технологии заканчивания скважин.

4.4. Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование выбора эффективных систем разработки каширо-подольских отложений Арланского месторождения"

Перспективы развития нефтяной промышленности определяются созданием надежной сырьевой базы за счет проведения геолого-разведочных работ, совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений и применения новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов.

В течение последних десятилетий происходило непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности вследствие опережающей выработки запасов высокопродуктивных объектов, находящихся в длительной эксплуатации.Все большую долю в структуре запасов занимают трудноизвлекаемые, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, залежам нефти с высокой вязкостью и аномальными свойствами.

Значительную долю трудноизвлекаемых запасов нефти содержат залежи в карбонатных коллекторах. Проблема рациональной разработки этих залежей в последние годы приобрела очень большое значение. Вопросам выработки запасов карбонатных коллекторов посвящены многочисленные работы отечественных исследователей Абызбаева И.И., Амелина И.Д., Аширова К.Б., Викторина В.Д., Гавуры В.Е., Ковалева B.C., Лыкова Н.А., Майдебора В.Н., Сазонова Б.Ф., Саттарова М.М., Свищева М.Ф., Смехова P.M., Сургучева М.Л., Шаймуратова Р.В., Швецова И.А., Шустефа И.Н. В этих работах освещались выбор рациональной сетки скважин, систем заводнения коллекторов, применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока.

Аширов К.Б. и Викторин В.Д. в [12] делают вывод, что в связи с часто распространенным явлением затруднения гидродинамической связи между нефтяной залежью в карбонатных коллекторах и пластовой водонапорной системой применение законтурного заводнения в большинстве случаев неэффективно. Основным видом заводнения в таких залежах должно быть внутриконтурное. В этой же работе признана целесообразность разбуривания карбонатных коллекторов относительно плотными сетками скважин. Анализируются темпы обводнения скважин в зависимости от давления нагнетания, приводятся примеры расслоения пласта по системам имеющихся в нем микротрещин и делается вывод о существовании для каждого конкретного объекта разработки оптимального давления нагнетания.

Викторин В.Д. в [26] рассматривает вопрос зависимости коэффициента извлечения нефти из карбонатных коллекторов от плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин. Эта зависимость тем сильнее, чем больше доля слабопроницаемых коллекторов в продуктивном карбонатном массиве. Критической плотностью сетки скважин, при которой коэффициент охвата пласта дренированием близок к единице, является: для коллекторов с проницаемостью менее 0,05мкм2-4га/скв; при проницаемости от 0,05 до 0,1мкм2-9га/скв; для высокопроницаемых коллекторов- 22га/скв.

В работе Абызбаева И.И., Лозина Е.В. [1] осуществлена оценка влияния прерывистости и линзовидности карбонатных коллекторов на охват пластов заводнением и нефтеотдачу. Были получены функции распределения прослоев по размерам, позволившие установить зависимость коэффициента охвата пластов сеткой скважин при различной плотности их размещения. На основании расчетов, проведенных для каширо-подольских отложений Арланского месторождения, имеющих протяженность прослоев менее 400м., сделан вывод, что опытно-промышленные работы следует проводить при плотности сетки скважин не более 8га/скв. В работе рассмотрен вопрос разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами системами горизонтальных скважин, показано, что применение этих систем позволит увеличить нефтеотдачу в 1,3-1,5раза.

Решение вышеназванных проблем столь же актуально и для Арланского нефтяного месторождения. Основным объектом месторождения по величине запасов является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), второе место по этому показателю занимают трудноизвлекаемые запасы карбонатных отложений среднего карбона.

На Арланском месторождении отложения среднего карбона являются промышленно нефтеносными на Вятской, Арланской, Николо-Березовской, Новохазинской площадях. Залежи этих площадей различаются геолого-физическими характеристиками, системами разработки, темпами разбуривания и ввода в эксплуатацию.

На Вятской площади благодаря высоким темпам разбуривания и ввода в разработку каширо- подольского объекта структура запасов практически не меняется.

Разработка Арланской и Н-Березовской площадей характеризуется опережающей выработкой основного объекта- ТТНК, ввиду чего структура извлекаемых запасов выглядит следующим образом: ТТНК .С2-2К

1958г. 95% 5%

2004г. 71% 29%

В связи с этим актуальной задачей становится вовлечение в активную разработку и увеличение темпов отбора запасов из карбонатных отложений среднего карбона.

С начала разработки на каширо-подольских отложениях Арланского месторождения проведены различные опытно- промышленные работы по испытанию влияния плотности сетки скважин на выработку запасов, интенсивных систем воздействия, систем разработки горизонтальными скважинами, различных конструкций скважин, методов увеличения нефтеотдачи, агентов воздействия на призабойную зону пластов.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки каширо- подольских отложений (КПО) Арланского нефтяного месторождения путем обоснования оптимальной плотности сеток скважин, схем размещения и систем воздействия.

Основные задачи исследований.

1. Анализ особенностей геологического строения и уточнение структуры остаточных запасов нефти КПО. Геолого- промысловая оценка состояния разработки каширо-подольских отложений и определение основных направлений совершенствования разработки КПО

2. Проведение опытно- промышленных работ, направленных на установление оптимальных схем размещения скважин, систем воздействия на каширо- подольские отложения

3. Обоснование и апробирование основных принципов разработки КПО Арланского месторождения

4. Технико- экономическая оценка результатов совершенствования разработки КПО

Методы решення поставленных задач.

Поставленные задачи решались путем геолого- промыслового анализа, гидродинамических и геофизических исследований и на основе этого создания элементов разработки с различной плотностью сетки скважин, с горизонтальными скважинами, сравнительного анализа их эксплуатации. Технологические расчеты прогнозных КИН по опытным элементам осуществлялись по методике БашНИПИнефти на ПЭВМ.

Научная новизна работы

1. На основе анализа изменения КИН, темпов отбора, выработки запасов по пластам и фильтрационных характеристик объектов сформулированы основные направления совершенствования разработки КПО Арланской, Николо-Березовской и Вятской площадей.

2. Обоснованы оптимальная плотность сетки скважин со схемой их размещения путем регулирования гидродинамических характеристик пласта созданием заданного градиента давления между добывающей и нагнетательной скважинами.

3. Усовершенствована методика разукрупнения каширо-подольского объекта путем численного исследования зависимости дебита нефти от нефтенасыщенной толщины и остаточных запасов, приходящихся на скважину.

4. Разработаны и внедрены способы заканчивания скважин, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств пластов и увеличение их продуктивности.

Основные защищаемые научные положения

1. Основные принципы и условия эффективной разработки каширо-подольских отложений залежей Арланского месторождения.

2. Методика определения плотности сетки скважин путем численного исследования гидродинамических характеристик с заданным градиентом давления между добывающей и нагнетательной скважинами.

3. Геолого- физические условия и основные критерии разукрупнения объекта.

Практическая ценность н реализация результатов работы.

1. На основе изучения особенностей геологического строения и анализа состояния разработки каширо- подольских отложений выявлены основные направления повышения эффективности разработки объекта.

2. Обобщены результаты ранее выполеннных работ, обоснованы и реализованы новые перспективы ОПР, направленные на интенсификацию разработки каширо- подольских отложений, основными из которых являются:

- опытно- промышленные работы по оценке эффективности разработки участков при различных режимах эксплуатации;

- результаты работ по испытанию плотных сеток скважин;

- опытно- промышленные работы по созданию элементов разработки в комбинациях с горизонтальными скважинами (смешанных систем и элементов, включающих сочетание горизонтальных и вертикальных скважин);

- опытно- промышленные работы по оценке выработки запасов на участке со скважинами, оборудованными СПХ.

Только по опытным элементам с плотной сеткой скважин и с горизонтальными скважинами текущая дополнительная добыча нефти составляет 72тыс.т., ожидаемая за весь срок разработки- 222,5тыс.т.

3. Рекомендации по оптимальным системам разработки, сделанные в работе, использованы при составлении «Проекта доразработки Арланского месторождения» (2002г.), «Проекта разработки Вятской площади Арланского месторождения» (2001г.). Ожидаемый прирост КИН составляет 4,9%.

4. Разработанные группой авторов способы заканчивания скважин включены в групповые технические проекты их строительства, благодаря внедрению их в производство дополнительная добыча нефти составила 10,9тыс.т.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Республиканской научно- практической конференции «Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами (г.Уфа, 1997г.), научно- практической конференции ОАО АНК «Башнефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» (г.Ишимбай, 2002г), научно- практической конференции «60 лет девонской нефти» (г.Октябрьский, 2004г.), на технических советах НГДУ и ОАО АНК «Башнефть», использованы при составлении «Проекта доразработки Арланского нефтяного месторождения», утвержденного протоколом ЦКР №2925 от 21.11.2005г.

Публикации По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статьи, 4 тезиса докладов на региональных конференциях, 3 патента РФ. В них автору принадлежит постановка задач, методические вопросы их решения, анализ, обобщение и испытание разработанных рекомендаций на объекте разработки.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованных источников. Содержит 151 страницу машинописного текста, 54 рисунка, 34 таблицы, 79 библиографических ссылок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Князев, Владимир Ильич

Выводы и рекомендации.

1. Определены особенности геологического строения отложений среднего карбона площадей Арланского нефтяного месторождения. При этом:

- установлено, что литолого-коллекторская характеристика, фильтрационные свойства, корреляционные связи между проницаемостью и пористостью, а также остаточная водо- и нефтенасыщенность по пластам каширо-подольского объекта резко переменчивы, наилучшими параметрами обладает один из основных пластов - Kl. У другого основного пласта Пз, а также второстепенных по запасам пластов Ш, К2+3, К4 геолого- физические параметры существенно ниже.

- выявлено различие в динамике структуры запасов нефти по площадям. На Арланской и Николо- Березовской площадях, доля запасов в каширо-подольских отложениях возросла с 5% в 1958г. до 29% в 2004г. На Вятской и Новохазинской площадях структура запасов за эти годы практически не изменилась. В структуре запасов отдельных площадей значительную долю составляют запасы категории С2;

- наиболее сложным является геологическое строение нефтяных залежей среднего карбона Вятской площади, на которой коэффициент разчлененности равен 6,1, в то время как на других площадях он равен 2- 2,4. Несмотря на это, текущее состояние разработки Вятской площади наиболее благоприятно.

2. На основе сравнительного геолого-промыслового анализа состояния разработки залежей Арланской, Николо-Березовской и Вятской площадей установлены их различия и определены основные их причины, основными из которых являются:

- недостаточная адаптация проектных схем и систем разработки конкретным литолого-коллекторским характеристикам продуктивных горизонтов из-за отсутствия научно-обоснованных принципов разработки, схем и систем воздействия;

- отставание в разбуривании и обустройстве скважин КПО Арланской и Николо-Березовской площадей, а также систем поддержания пластового давления.

Этими обстоятельствами объясняется тот факт, что, несмотря на то, что залежи нефти Арланской и Николо-Березовской площадей введены в активную разработку на 15 лет раньше, чем залежи Вятской площади, текущий КИН по Вятской площади по состоянию на 01.01.2006г. превышает текущий КИН Арланской площади на 8 пунктов.

3. Обобщены результаты ранее выполненных и с непосредственным участием автора организованы и осуществлены опытно-промышленные работы, направленные на поиск оптимальных режимов эксплуатации залежей КПО, схем размещения, систем воздействия и т.п., направленных на повышение КИН. Основными при этом являются:

- сравнительный анализ ОПР двух опытных участков на Арланской площади, разбуренных по сетке 400*400м, один из них разрабатывался на естественном режиме, другой- с ППД;

- ОПР по эксплуатации элемента разработки с сеткой скважин ( куст скв.№2795), с расстояниями между скважинами 150-100м;

- эксплуатация опытного участка с пятью горизонтальными добывающими скважинами и одной вертикальной нагнетательной скважиной;

- комплексная оценка эффективности эксплуатации элемента разработки, разбуренного по проектной сетке скважин (8,0 га/скв) путем обеспечения постоянного мониторинга за текущей нефтенасыщенностью пластов. Этот мониторинг осуществляется по результатам периодических исследований методом индукционного каротажа и геолого-промысловым данным в скважинах, оборудованных стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ). Эти эксперименты позволили обосновать уплотнение сетки скважин до 4-х га и дальнейшее разукрупнение объекта разработки КПО (Вятская площадь);

- опытно-промышленные работы по обоснованию применения глубокой обработки призабойной зоны пластов композицией СНПХ-9010, а также применения неонола АФ-12 повышенной концентрации (свыше 1%) с целью повышения нефтевытесняющих свойств закачиваемой жидкости.

4. В результате обобщения результатов геолого-промыслового анализа, опыта эксплуатации и проведенных опытно-промышленных работ установлены следующие принципы и условия эффективной разработки каширо-подольских отложений Арланского типа месторождений:

- плотность сетки скважин 4га/скв;

- раздельная эксплуатация пластов Kl и Пз на новых залежах, обеспечение раздельного нагнетания по пластам Kl и Пз в разбуренных зонах;

- давление нагнетания на устье скважин не свыше 8-10МПа;

- приемистость нагнетательных скважин 50-80мЗ/сут;

- циклическая закачка воды во избежание преждевременного прорыва воды по высокопроницаемым проплаткам.

Предложенные рекомендации частично или полностью реализованы при составлении «Проекта доразработки Арланского нефтяного месторождения» утвержденного ЦКР МЭ РФ 21 ноября 2002г. (протокол № 2925).

5. Разработаны и внедрены на уровне групповых технических проектов строительства способы закачивания скважин, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств пластов и увеличение их продуктивности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Князев, Владимир Ильич, Уфа

1. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана- Уфа, 1994-с.72-105.

2. Амелин И.Д., Субботина Е.В. Особенности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами- М.: ВНИИОЭНГ- 1986-С.89.

3. Андресон Б.А., Гилязов P.M. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин. Уфа, 2001г. с 61,65.

4. Асмоловский B.C., Василенко В.Ф., Викторов П.Ф. и др. Некоторые итоги разработки месторождений АНК Башнефть системами горизонтальных скважин. 2-й Международный семинар «Горизонтальные скважины», 27-28 ноября 1998г., г.Москва. Тезисы докладов, с 88-89.

5. Асмоловский B.C., Князев В.И., Чесноков В.А. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при работающем ШГН. /Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1998. №3-4, с.26-28.

6. Асмоловский B.C., Князев В.И., Шарафутдинов И.Г. Опыт освоения, эксплуатации и исследования горизонтальных скважин в НГДУ Арланнефть. Тр.БашНИПИнефть Уфа, 1999 - вып.96- с.35-42.

7. Афанасьев B.C., Масагутов Р.Х. Потенциальные возможности продуктивных горизонтов среднего карбона в Башкирии. Тр.БашНИПИнефть, вып.81. 1990.С. 19-27.

8. Аширов К.Б., Ковалев B.C. Викторин В.Д. и др. Рациональные методы заводнения залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам порового типа.- Альметьевск- 1976-С.147-159.

9. Багринцева К.И. Карбонатные породы- коллекторы нефти и газа М.: Недра, 1977,220с.

10. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения -Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997- с. 205-208.

11. Баймухаметов К.С., Шадрина Н.Н. Принципы классификации трудноизвлекаемых запасов месторождений Башкирии. Тр.БашНИПИнефть-Уфа, 1989-вып.79-с. 13-19.

12. Белозерова А.И., Родионов В.П., Ефремов Ф.М. Валитов М.З. Интерпретация результатов опытного заводнения каширо-подольской залежи Арланского месторождения- М.: ВНИИОЭНГ- 1973.

13. Березин В.М., Шутихин В.И., Ярыгина B.C. Относительные проницаемости известняков среднего карбона месторождений Башкирии. Тр.БашНИПИнефть, вып.44, 1975,с-104-111.

14. Богданова О.Ю., Губайдуллина Е.А. и др. Циклическое заводнение как метод регулирования процесса выработки запасов нефти многопластового объекта разработки. Тр.БашНИПИнефть- Уфа- вып.99-с.70-81.

15. Бузинов С.Н., Умрихин Н.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов- М.: Недра. 1973,с.284.

16. Вадецкий Ю.В., Обморышев К.М., Окунь Б.И. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения- М.: Недра, 1976,с.157

17. Валеев Г.З., Князев В.И., Токарев М.А. Управление процессом разработки нефтяных месторождений с помощью «интеллектуальных скважин». /Материалы научно- практической конференции «60 лет девонской нефти»-Октябрьский- 2004.

18. Валитов М.З., Родионов В.П., Лайкам В.М. Площадное нагнетание воды при разработке залежей нефти в слабопродуктивных карбонатных отложениях. //Нефтяное хозяйство-1974-№8.

19. Васильев Ю.Н., Кривоносов И.В. Влияние глубины залегания пласта на давление разрыва. / Нефтяное хозяйство, 1962, №11, с.41-43

20. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей-М.:Недра.1988.

21. Викторин В.Д. Зависимость коэффициента извлечения нефти из карбонатных коллекторов от плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин-М. :ВНИИОЭНГ-1990-С.76-83.

22. Викторин В.Д. О нефтеотдаче карбонатных коллекторов-М.:ВНИИОЭНГ-1984.

23. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам-М.:Недра,1980,с201.

24. Виссарионова А.Я. Стратиграфия средне- и нижнекаменноугольных отложений Башкирии и их нефтеносность./Тр.УфНИИ, вып.5. Гостоптехиздат, 1959, с.117-130.

25. Виссарионова А .Я., Тюрихин A.M. Литологические особенности карбонатных отложений девона и карбона Башкирии. / Вопросы геологии и нефтеносности Башкирии. Тр. УфНИИ, вып.11, 1963, с.35-50.

26. Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. и др. Проектирование и реализация систем разработки залежей с применением горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2000, №12, с.123-127.

27. Гайсин Д.К., Тимашев Э.М. Оценка извлекаемых запасов в условиях вытеснения нефти водой в поздней стадии разработки. Тр.БашНИПИнефть -Уфа, 1985-вып.73

28. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья-М.:КУбК-а-1997-с. 173-177,196-197.226-231.

29. Ганиев P.P., Хлебников В.Н., Ленченкова Л.Е., Фахретдинов Р.Н. Применение композиции на основе ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов месторождений Башкортостана //РНТС ВНИИО ЭНГ. Сер.Нефтепромысловое дело- 1994-№3,4-с. 13-19.

30. Гиниатуллина Р.П., Гайсин Д.К., Ленченкова Л.Е. Результаты первого цикла закачки композиции НПАВ в каширо-подольские отложения Вятской площади. Тр.БашНИПИнефть-Уфа,1990-вып.81-с.118-125.

31. Говорова Г.Л. Влияние плотности размещения скважин на нефтеотдачу пласта (по данным зарубежного и отечественного опыта разработки нефтяных месторождений)-М.:ВНИИОЭНГ-1968-с.88-98.

32. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами. Уфа: ГУП «Уфимский полиграфкомбинат», 2001.- 198с.

33. Егорова Н.П., Халимов Э.М. и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том IV. Башкирская АССР-М.:Недра, 1975.С.237.

34. Ефремов Ф.М., Родионов В.П., Лайкам В.М.Некоторые итоги и перспективы опытной эксплуатации залежи нефти в каширо-подольских отложениях Арланского месторождения. Тр.БашНИПинефть-Уфа, 1973-вып.ЗЗ-с.222-229.

35. Каналин В.Г. интерпретация геолого-промысловой информации при разработке нефтяных месторождений-М.:Недра. 1984.С.184

36. Камалов И.Д., Гавура А.В. Нефтеотдача карбонатных коллекторов при заводнении-М. :ВНИИО ЭНГ-1980.

37. Князев В.И., Гайнуллин К.Х., Шарафутдинов И.Г. Особенности разработки залежей нефти среднего карбона арланского месторождения // Нефтяное хозяйство-2005-№7-с.80-84.

38. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении.- М.: Недра, 1974-192с.

39. Лайкам В.М., Арбузов В.М., Валитов М.З., Родионов В.П. Применение импульсного нейтронного метода для изучения карбонатных отложений Арланского месторождения-М.:ВНИИОЭНГ-1974,№ 19

40. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами-М.:Недра, 1998.394с.

41. Лозин Е.В., Шарафутдинов И.Г., Дворецкий В.Г., Попов С.А. Применение технологии исследований скважин со стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском месторождении //Нефтяное хозяйство- 2001-№1-с.75-77.

42. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений -М.:Недра. 1975,534с.

43. Миронов Т.М., Орлов B.C. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении-М.:Недра, 1977.272с.

44. Муравьев И.М., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений-М.:Недра. 1970,448с.

45. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений -М.:Недра.1970.

46. Орлов B.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой -М.:Недра, 1973,320с.

47. Патент РФ №2140521. Способ заканчивания скважин \ Кабиров Б.З., Андресон Б.А., Князев В.И. и др. /Бюл.Открытия. Изобретения 1999-№30

48. Патент РФ №2143455. Буровой раствор / Андресон Б.А., Бочкарев Г.П., Князев В.И. и др. /Бюл.Открытия. Изобретения- 1999- №36.

49. Патент РФ№2188935. Состав для интенсификации добычи нефти / Симаев Ю.М., Кондров В.В., Князев В.И. и др. /Бюл.Открытия. Изобретения -2002№25.

50. Рапин В.А., Чесноков В.А., Евдокимов В.И., Лежанин С.И. Новая технология проведения промыслово- геофизических исследований горизонтальных скважин. //Нефтяное хозяйство- 1993-№9-с.14-16.

51. Ризванов Н.М.,Гайнуллин К.Х.,Юмашев Р.Х. и др. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство 1996- №2-с.12-16.

52. Родионов В.П. Исследования эффективности разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов на режимах вытеснения. Автореферат диссертации-Уфа, 1976.

53. Родионов В.П., Ефремов Ф.М. Опыт закачки сточных вод в низкопроницаемые карбонатные коллектора при высоких давлениях нагнетания-М. :ВНИИОЭНГ-1972,№ 12.

54. Родионов В.П., Ефремов Ф.М.Оценка оптимального давления закачки воды в низкопроницаемые карбонатные коллекторы Арланского месторождения //Нефтяное хозяйство-1972,№11.

55. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев B.C., Панова Р.К., Тимашев Э.М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1969.-с.11-12.

56. Саттаров М.М., Валитов М.З.,Юлгушев Э.Т. и др. Проектирование и разработка слабопроницаемых карбонатных коллекторов-М.:ВНИИОЭНГ-1974,с.52.

57. Саттаров М.М., Саттаров Д.М. Выбор системы разработки многопластовых месторождений- Обзорная информация -М.:ВНИИОЭНГ-1983,48с.

58. Состав обязательного комплекса и порядок проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин. Методическое руководство, Москва. 1995.

59. Справочник по нефтепромысловой геологии (под рук.Быкова Н.Е.) -М.:Недра.1981.

60. Сургучев M.JL, Колганов В.И., Гавура А.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов-М.:Недра,1987.230с.

61. Тимашев Э.М., Сайфутдинова Р.З., Крашенинников Ю.Н. Об оптимальном соотношении эксплуатационных и нагнетательных скважин. Тр.БашНИПИнефть, вып.ЗЗ, 1973,с. 163-167.

62. Токарева Н.А. Анализ условий проводки и эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в НГДУ «Арланнефть» . XVI научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов акционерной нефтяной компании «Башнефть» -Уфа. 1995.

63. Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И. и др. Оптимизация плотности сетки скважин-Уфа:БКИ, 1976.

64. Фахретдинов Р.Н., Ганиев P.P. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов //Нефтяное хозяйство-1992-№1-с. 18-20.

65. Фахретдинов Р.Н., Фазлутдинов К.С. и др. Исследование химической стабильности НПАВ в пластовых условиях //Нефтяное хозяйство-1991-№5-с.27-29.

66. Халимов Э.М., Столбова Т.М., Валиуллина Р.Т. и др. Комплексное изучение геологического строения многопластовых нефтяных месторождений-М. :Недра, 1975,175с.

67. Черноусов В.Д. Условия формирования залежей нефти на Арланском месторождении // Геология нефти и газа- 1964-33.

68. Чесноков В.А., Рапин В.А. Совершенствование технологии промыслово-геофизических исследований в бурящихся и эксплуатируемых горизонтальных скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море- 1995-36-С.26-29.

69. Шарбатова И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты -М.:Недра, 1988,120с.

70. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения //Нефтяное хозяйство- 1974-№6-с.35-39.