Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях

Тимчук, Александр Станиславович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях"

На правах рукописи

ТИМЧУК Александр Станиславович ; -

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ СИСТЕМ И ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ КРУПНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ (НА ПРИМЕРЕ ХОХРЖОВСКОГО И ЕРШОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ)

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень -2007

003068464

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - доктор физико-математических наук,

профессор, Федоров Константин Михайлович

Научный консультант - кандидат геолого-минералогических наук,

Шпуров Игорь Викторович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Телков Александр Прокофьсвич - кандидат технических наук, Соколов Сергей Викторович

Ведущая организация - закрытое акционерное общество

«Тюменский нефтяной научный центр» (ЗАО «ТННЦ»)

Защита состоится 28 апреля 2007 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.Тюмень, ул.50 лег Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечпо-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. Мельпикайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 27 марта 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Расширение практики разработки нефтяных залежей юрских отложений Западной Сибири ставит ряд научных проблем, связанных, в первую очередь, с выбором эффективных систем разработки месторождений. Коллектора юрских отложений характеризуются низкой проницаемостью и высокой степенью фациальной изменчивости. В этих условиях традиционные методы построения петрофизических моделей, интеграции геофизических и петрофизических данных в геолого-математические модели залежей часто приводят к грубым ошибкам и неправильным прогнозам разработки таких залежей.

Развитие подходов к выбору эффективных систем разработки для таких коллекторов основывается на анализе промысловых данных о влиянии основных параметров, таких как система расстановки, плотность сетки скважин, компенсация отбора жидкости из залежи закачкой в нее воды и т.п., на технологические показатели добычи нефти.

Сложное геологическое строение коллекторов юрских отложений обуславливает массовое применение методов интенсификации притока жидкости и борьбы с обводненностью продукции. Вместе с тем, традиционные методы, технологии и реагенты, применяемые для этих целей необходимо адаптировать под минералогический состав пластов, геологические и физико-химические особенности этих залежей.

Рассмотренные актуальные проблемы разработки юрских залежей и составили предмет исследования и содержание диссертационной работы.

Цель работы

Определение эффективных систем разработки и заводнения крупных по размерам залежей, адаптация методов интенсификации добычи и водоизоляционных мероприятий к геологическим особенностям коллекторов юрских отложениях.

Основные задачи исследования

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Для коллекторов юрских отложений Хохряковского месторождения выделить геологические тела, группы коллекторов с различной структурой минералогического состава и построить индивидуальные петрофизические модели (классы корреляционных функций между фильтрационно-емкостными параметрами и геофизическими параметрами) для выделенных таким образом тел.

2. Провести сопоставительный анализ истории разработки Ершового и Хохряковского месторождений для выделения наиболее эффективной стратегии эволюции системы разработки и заводнения пластов.

3. Определить влияние системы расстановки, плотности сетки скважин, проанализировать влияние компенсации отбора жидкости закачкой воды на текущие показатели разработки.

4. Провести анализ первичных и повторных гидроразрывов, гидроразрывов в скважинах из бурения и переходящего фонда, проанализировать влияние объема закачиваемого проппанта на эффективность данного геолого-технического мероприятия на Хохряковском месторождении.

5. Провести лабораторные и теоретические исследования по подбору и разработке эффективной технологии ограничения водопритока для пластов юрских отложений.

Научная новизна

1. Установлено, что в распределении содержания каолинита в юрских пластах Хохряковского месторождения четко выделяются 3 модальных значения (90, 70 и 40 %), позволяющие разделить породы-коллекторы на 3 группы. Обработка лабораторных исследований показала, что фильтрационно-емкостные параметры кернов хорошо коррелируют с содержанием каолинита в породе. На основе этих исследований предложен методический подход,

заключающийся в выделении классов коллекторов в юрских отложениях и построении для них индивидуальных петрофизических моделей.

2. Разработана эффективная стратегия разработки коллекторов в юрских отложениях, которая заключается в переходе от рядной системы заводнения к блочно-замкнутой с применением уплотняющего бурения и с последующим дроблением блоков на более мелкие, по мере обводнения добывающих скважин и выработке запасов нефти. На основе анализа разработки Ершового и Хохряковского месторождений определены эффективные значения плотности сетки скважин - 16 га/скв. и компенсации отбора жидкости закачкой воды - 120-140 %.

3. Показано, что неотъемлемой составляющей эффективной разработки при блочно-замкнутой системе заводнения должно являться массовое применение методов интенсификации добычи в блоках с низкими фильтрационными свойствами и водоизолирующих технологий в блоках с высокой обводненностью продукции для равномерной выработки остаточных запасов нефти.

4. На основе опыта применения гидроразрыва пластов в юрских отложениях разработаны рекомендации по технологическим параметрам этой технологии, обеспечивают прирост дебита скважин на 20 т/сут и более при закачке объема проппанта 50 т и более.При этом эффективными являются как первичные, так и повторные ГРП. При составлении дизайна работ по ГРП необходимо учитывать образование оптимальных параметров разрывной трещины.

5. На основании лабораторных исследований предложены адаптированные кремнеорганические эмульсионные составы для водоизоляционных работ в добывающих скважинах юрских пластов. Проведенные теоретические исследования показали, что существуют оптимальные технологические параметры для изолирующего воздействия, определяемые по величине допустимой депрессии на пласт после воздействия и

минимальным размером целостного гелевого экрана в обводненном пропластке.

Практическая ценность и реализация работы

1. Выводы проведенного петрофизического моделирования позволили выделить на Хохряковском месторождении блоки с высокими и низкими фильтрационными свойствами и определить необходимые мероприятия по обеспечению равномерной выработки запасов по залежи. Использование новых петрофизических моделей позволило улучшить качество моделирования и прогнозирования результатов разработки, а значит и качество принимаемых проектных решений.

2. Выводы и рекомендации автора об эффективности разработки юрских отложений равномерной блочно - замкнутой системой скважин и ее последовательного уплотнения реализованы в проекте разработки Хохряковского месторождения 2005 г. Последующий анализ промысловых данных показал, что основные технологические параметры разработки этого месторождения, в отличие от Ершового месторождения, достаточно высокие, даже при более низких фильтрационных параметров объекта.

3. На основе анализа промысловых данных Хохряковского и Ершового месторождений рекомендованы оптимальные значения плотности сетки скважин и компенсации отбора закачкой для юрских отложений.

4. Массовое применение гидроразрыва пластов Хохряковского месторождения в блоках с ухудшенными фильтрационными свойствами показало, что эти мероприятия позволяют равномерно вырабатывать запасы блоков, а увеличение нагнетательных скважин за счет блочной системы поддерживать уровень пластовых давлений и, следовательно, уровень добычи жидкости и нефти.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались на: научно-практической конференции «Концепция геологического изучения и

воспроизводства МСБ Тюменской области» (Тюмень, октябрь 2004); научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области» (Тюмень, 2005); семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и месторождений» (Тюмень, сентябрь 2006); V научно-практической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, май 2006); XVI Международном конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (С1ТСЮ1С) и VI Международная конференция «Химия нефти и газа» (Томск, сентябрь 2006); XII Межотраслевом научно-методологическом семинаре «Теплофизика, гидродинамика и теплотехника» (Тюмень, май 2006).

Публикации

Результаты проведенных теоретических лабораторных и промысловых исследований отражены в 14 публикациях, включая 6 патентов, 3 научные статьи, 5 статей в сборниках научных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 124 страницах машинописного текста, включая 14 таблиц и 34 рисунка. Список использованных источников включает 105 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность исследования особенностей разработки юрских отложений, рассмотрены цели работы, решаемые задачи, выделены результаты, представляющие научную новизну и имеющие практическую значимость. Приведена историческая справка по разработке Ершового и Хохряковского месторождений, их основные геолого-физические характеристики.

В первом разделе рассмотрены геологические и петрофизические особенности юрских пластов Хохряковского месторождения. Были выявлены противоречия в традиционной методике обработки геофизической и петрофизической информации. Основные противоречия заключаются в следующем:

1) Проницаемость по лабораторным исследованиям кернового материала пласта ЮВ11 оказалась в 2 раза выше, чем по пласту ЮВ12. Анализ данных интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) дал обратную картину.

2) Проницаемость, определенная на основе интерпретации данных гидродинамических исследований скважин (ГДИС), оказалась на порядок выше, чем по результатам интерпретации ГИС.

3) Более того, при близких значениях проницаемости, определенных на основе интерпретации ГДИС, фактическая продуктивность пластов существенно различается.

Этот блок вопросов возник с появлением новых данных (2000-2004 гг.), когда были проведены дополнительные исследования керна ряда скважин (325Р, 326Р, 78Р и др.) с улучшенными фильтрационными свойствами (коэффициент проницаемости К„р отдельных образцов достигает 544,5x10"3 мкм2). Новые данные не укладываются в существующие петрофизические алгоритмы. Так, в петрофизической зависимости К„р от а„с (из отчета по подсчету запасов) все значения проницаемости по ГИС сосредоточены в интервале от 0 до 18х10"3 мкм2 , а большая часть новых определений проницаемости попадает в диапазон выше этого значения.

Приведенные выше противоречия и вопросы являются типичными при анализе геофизических, петрофизических и промысловых данных. Ключевым вопросом в данном анализе является выделении геологических тел, групп коллекторов с различной структурой и условиями осадконакопления и построение индивидуальных петрофизических моделей (классов

корреляционных функций между фильтрационно-емкостными параметрами и геофизическими параметрами) для выделенных таким образом тел. Однако, во многих случаях, детальный палеофациальный анализ с выделением геометрической конфигурации геологических тел затруднен в силу ограниченности данных и/или сложной фациальной изменчивостью залежи.

В свете выделенных проблем была проведена ревизия различных геологических, минералогических и других свойств коллекторов для выделения и группирования пластов по их наиболее выраженным свойствам. Для коллекторов Хохряковского месторождения такой характеристикой оказалось содержание каолинита в породе. Породы-коллекторы пластов ЮВ| и ЮВ2 Хохряковского месторождения в глинистом цементе содержат хлорит, гидрослюду и каолинит, при этом преобладает каолинит. В распределении содержания каолинита, приведенного на рисунке 1, четко выделяются 3 модальных значения (90, 70 и 40 %), позволяющие разделить породы-

35 зо

25 5 20

о о

£ 15 10

1 .............Г"...... 1

1 1 1 I 1 / V /

1 ! 1 У \ ;

1 1 1 1 / 2 / ~\ \ ;

1 1 1 / . \ г \ \

1. ■ Л ' / >л]

- . - Ь" ••• ...... 1 I - \ ■ —- ^

60 К,9 о

Б0

1 юв,2

2 юв,1

3 юв,3

4 ЮВг

100

Рисунок 1 - Распределение содержания каолинита в глинистом цементе пород - коллекторов горизонта ЮВ| и пласта ЮВ2 Хохряковского месторождения.

коллекторы на 3 группы. Первая группа соответствует лучшим по проницаемости коллекторам - содержание каолинита в ней более 75 %. Вторая группа соответствует коллекторам с содержанием каолинита 55-75 %. Третья группа коллекторов - с содержанием каолинита менее 55 %.

Обработка лабораторных исследований позволила также установить, что проницаемость кернов хорошо коррелирует с содержанием каолинита в породе. При проведении рентгеноструктурного анализа установлена прямая связь между содержанием каолинита в цементе и проницаемостью, обратная связь -между содержанием пелитовой фракции и проницаемостью.

В соответствии с вышеприведенным разделением коллекторов на группы были установлены петрофизические модели. Использование 3-х различных зависимостей для определения Кпр по ГИС для различных классов коллекторов позволяет точнее отразить проницаемость как в коллекторах с ВФП, так и в коллекторах с НПФ. Эти зависимости Кпр=Г(апс) приведены на рисунке 2.

Для апробации полученной петрофизической модели пересчитанные данные по средней проницаемости были сопоставлены с результатами интерпретации ГДИС. Расчетные значения проницаемости основного

• КС55Г» • К=(55-75)%

• Ю>75% ♦ по ГИС (из подсчета запасов)

-Экспоненциальным (по ГИС) -* )КСIIонснЦМ;1-п.ный (К<55% )

—— Экспонснииальпый (К=(55-75)% ) —— Экспоненциальный (К>75% )

Рисунок 2 - Зависимость коэффициента проницаемости от относительной аномалии ПС

продуктивного пласта ЮВ|2 наиболее близки со значениями проницаемости, полученными по результатам гидродинамических исследований, таблица I.

Обоснованность сравнения проницаемости именно по пласту ЮВ|2 в том, что данный пласт наиболее полно охарактеризован кондиционными данными по гидродинамике и одновременно характеризуется максимальным количеством значений для расчета.

Таблица 1 - Результаты определения проницаемости продуктивного пласта ЮВ,2 разными методами

Параметры Данные гидродинамических исследований Пересчитанные данные ГИС

Проницаемость, мкм2 0,0230 0,0248

Количество значений, шт. 10 468

Результаты проведенного петрофизического моделирования подтверждаются и результатами анализа промысловых данных. Сравнительный анализ геолого-промысловых показателей скважин выделенных групп по содержанию каолинита показал, что по скважинам, отнесенным к 1 классу, отмечается максимальный текущий дебит жидкости.

Во втором разделе проведен детальный сопоставительный анализ эффективности систем разработки Ершового и Хохряковского месторождений. Данный выбор основан на том, что эти месторождения близки по геологическим характеристикам, свойствам пластовых флюидов и основным начальным параметрам систем разработки. Основные различия определяются стратегией развития и совершенствования систем разработки.

Условно всю историю разработки этих объектов юрских отложений можно разделить на 3 этапа. Первый этап добычи нефти связан с интенсивным разбуриванием месторождений. Трехрядная система разработки на обоих месторождениях была сформирована практически полностью за исключением

краевых частей объектов. Этап характеризуется низкой обводненностью продукции и ростом добычи нефти и жидкости.

На втором этапе ведется уплотняющее бурение. К концу второго этапа объекты разбурены практически полностью и сформированы пятирядные система разработки со средней плотностью сетки 16 га/скв с уплотнением в зоне стягивания до 8-9 га/скв. Уплотнение стягивающих рядов вызвало падение пластового давления и снижение дебитов скважин, возникла необходимость увеличение компенсации закачкой воды.

Данную проблему на Ершовом месторождении пытались решить путем двойного уплотнения нагнетательных радов скважин с одновременным увеличением объемов закачки путем увеличения репрессии. Повышенные репрессии на пласт вызвали процессы техногенного трещинообразования, что привело к неконтролируемому обводнению продукции. Второй этап на Ершовом месторождении характеризуется постоянным снижением добычи жидкости и нефти при росте обводненности.

В отличие от Ершового на Хохряковском месторождении было принято решение о формировании блочно-замкнутой системы заводнения, т.е. пятирядная система на этом этапе была трансформирована согласно «Дополнению к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения» в блочно-замкнутую систему заводнения месторождения, путем организации поперечных разрезающих рядов нагнетания. К настоящему времени на месторождении сформировано 32 замкнутых блока разработки.

Если на Ершовом месторождении трансформация системы вызвала обводнение скважин первых и уплотняющих рядов и массовое отключение скважин, то на Хохряковском месторождении наблюдалась стабилизация добычи нефти и жидкости. Темп роста обводненности минимален и составлял с 8 % в 1990 году до 8,6 % в 1998 году и разработка характеризуется стабильной добычей жидкости и нефти, хотя средний дебит жидкости также снизился с 20,3 до 10,7 т/сут, а дебит нефти за этот период с 18,7 до 9,9 т/сут.

На третьем этапе эксплуатационное бурение велось в незначительных объемах на краевых участках и доуплотнение на отдельных участках центральных рядов. Проведенный анализ показал преимущества перехода к блочно-замкнутой системе, поэтому по предложению автора в новый проект разработки Хохряковского месторождения был заложен переход к формированию более мелких блоков. Реализация данного проектного решения показала, что в этом случае удается поддерживать уровень пластового давления, а перевод добывающих скважин под нагнетание воды не приводит к снижению уровней добычи жидкости и нефти.

В целом, анализ сложившихся систем разработки объекта юрских отложений показал, что пятирядная система не является эффективной: для компенсации отбора на Ершовом месторождении доуплотняли нагнетательные ряды, однако это привело к быстрому обводнению и выбытию скважин первых и вторых добывающих рядов. Таким образом, на Ершовом месторождении почти 2/3 скважин (уплотняющее бурение проводилось в области стягивающих рядов, поэтому расстояния от нагнетательного ряда до первого добывающего максимальные) в настоящее время не работает. Проведение геолого-технических мероприятий, например, бурение вторых стволов требует проведения дополнительных геофизических исследований для выделения участков с неизвлеченными остаточными запасами.

Анализ зависимости текущего коэффициента нефтеотдачи показал, что в большей степени состояние выработки запасов по блокам зависит от плотности сетки. Величина коэффициента растет при увеличении плотности сетки, рисунок 3. Средняя плотность сетки скважин по блокам, находящимися в краевой зоне составила 21,1 га/скв, при этом среднее значение коэфициента нефтеизвлечения составляет 0,138 д.ед. А по блокам, расположенным в центральной части месторождения, где средняя плотность сетки равна 16,4 га/скв, значение коэфициента нефтеизвлечения достигает 0,237. Эти данные подтверждают тенденции, установленные при анализе разработки и

Ершового месторождения. 11олученный вывод об оптимальной плотности сетки соответствующей 16 га/скв. позволяет прогнозировать и высокие коэфициейТЬ! конечной нефтеотдачи особенно п центральной части Хохряковскою месторождения.

менее 15 15-17,5 17.5-20 20-22.5 22.5 и более

Платность сетка, га/скв.

Рисунок 3 - Зависимость текущего значения коэффициента нефтеотдачи по всем блокам Хохрякове кой залежи от плотности сетки скважин

Кроме этого, при анализе зависимостей текущего коэффициента нефтеотдачи от обводненности отдельно по каждому блоку был выявлен факт, что лучшие характеристики вытеснения присущи блокам, в которых накопленная компенсация находилась в интервале от 120 до 140 %. Па рисунке 4 приведены графики зависимости текущего коэфициента мефтеизвлечения ог обводненности по четырем группам блоков Хохряковского месторождения.

Рисунок 4 - Зависимости текущего коэфициента нефтеизвлечения от обводненности по четырем группам блоков. Кривая: 4 -компенсация менее 100 %; I - компенсация от 100 до 125 %; 2 -компенсация от 125 % до 150 %; 3 - компенсация более 150 %.

Как видно из рисунка, наилучшая характеристика вытеснения отмечается по блокам с накопленной компенсацией, изменяющейся в интервале от 100 до 125%.

Равномерность выработки запасов в блоках достигается массовым применением гидроразрыва (ГРП) в низкопроницаемых облоастях и водоизолирующими мероприятиями в относительно высокопроницаемых. Для анализа эффективности и адаптации данных мероприятий для юрских отложений были проведены исследования, представленные в следующих главах.

третьем разделе проанализированы результаты 646 операций ГРП ну 469 скважинах Хохря конского месторождения. Применение ГРП на Хохрякове ком месторождении началось в 1995 году (выполнено 7 скважино-операций), а с 1996 года гидроразрыв пласта является основным геолого-технич ее ки м мероприятием по интенсификации добычи нефти на месторождении.

Особенностями геолого-физической характеристики продуктивных горизонтов !ОВ|_з Хохряконского месторождения являются: неоднородность по простиранию, расчлененность, значительная толщина й выдержанность литологических экранов, В данных условиях ГРП является методом, позволяющим наиболее полно вовлечь в разработку отдельные н и зкопрон и цаемые участки.

11а рисунке 5 отражено влияние ГРП па динамику технологических показателей разработки X ох р я ко в с ко го месторождения. Согласно истории разработки месторождения с 1985 по 1990 год Наблюдался стабильный рост добычи нефти, после чег о добыча нефти начала снижаться.

а-1

ю о СС

Рисунок 5 - Влияние ГР11 на динамику технологических показателей разработки ХохрякоВекого месторождения

•1000

I —1ГМтиц ГРП на переходящем фонде, скв.-опер

I_I Повторные ГРП на переходящем

фонде, ске.-опер I.. I грп при вводе из бурения, скв-опер

—■— Добыча нефти, тыс.т

—О—Добыча жидкости, тыс.т

—О— Доп.добыча нефти от грп. тыс.т

—♦—Добыча нефти при ГРП из бурения, тыс.т

Операции ГРП при вводе в эксплуатацию из бурения проведены на 129 скважинах. После исключения скважин, где после ГРП проведена оптимизация или другие геолого-технические мероприятия, в анализ вошли 117 скважин. Средний начальный дебит жидкости по данной группе скважин составил - 38 т/сут, нефти — 30 т/сут. Это лучше начальных показателей работы скважин в первые месяцы после проведения ГРП на переходящем фонде (соответственно 32,5 т/сут и 16,3 т/сут). Снижение среднего дебита жидкости за первый год составило 21,8 %. Следует отметить, что самое значительное снижение происходит в первые 6 месяцев (20 %), в следующие 6 месяцев дебит снижается лишь на 5,7 %. Обводненность, при начальном значении 21,8 %, имеет тенденцию к незначительному увеличению, и через год средняя обводненность продукции составляет 22,1 %.

С 1994 года в эксплуатацию из бурения без ГРП введено 46 скважин. Анализ 35-ти таких скважин (исключая скважины, где проведена оптимизация или введенные под закачку) показал, что средний начальный дебит жидкости составляет 33,3 т/сут., нефти - 25,9 т/сут. Это лишь немного ниже начальных дебитов по скважинам, введенным из бурения с ГРП. В течение первого года работы наблюдается значительное, равномерное снижение дебита жидкости и нефти. Средний дебит жидкости за первый год снизился на 25 % и составил к 12 месяцу работы 25 т/сут. Обводненность при начальном значении - 20,1 %, имеет тенденцию к увеличению и через год средняя обводненность продукции составляет 25 %. Таким образом, снижение дебита нефти, в отличие от скважин с ГРП, происходит за счет двух факторов: более быстрого снижения дебитов жидкости и более высокого роста обводненности.

Успешность проведения первичных и повторных гидроразрывов пласта вполне сопоставима. Средняя успешность от первичного проведения ГРП составила 75 % (61 неуспешная скважина из 244), а успешность повторных ГРП составила 81,9 % (32 неуспешные скважины из 177). Сопоставление

средних приростов дебитов жидкости и нефти по скважинам с первичным и повторным ГРП, приведено в таблице 2.

Последние данные показывали, что объем проппанта, закачиваемого при ГРП является более значимым параметром. В ходе первичных ГРП в скважины закачивался проппант в объемах от 3,5 до 20,5 т, при этом максимальный прирост дебита нефти и жидкости (37 т/сут) зафиксирован в скважинах, где закачка проппанта была наибольшей. В ходе повторных ГРП закачка проппанта в скважины изменялась от 15,2 до 114 т. В результате наибольшие приросты дебитов жидкости (40,8; 42,7; 50,6; 47,6 т/сут) зафиксированы при закачке проппанта в размере 30-40; 60-70; 100-110 и 110-120 т.

Таблица 2 - Сравнение приростов дебитов нефти и жидкости по годам

Годы Средние приросты дебитов по скважинам, где работы по ГРП проводились впервые, т/сут Средние приросты дебитов по скважинам,где работы по ГРП проведены повторно, т/сут Средние приросты дебитов, т/сут

по нефти по жидкости по нефти по жидкости по нефти по жидкости

1995 19,8 21,2 - - 19,8 21,2

1996 17,2 17,7 - - 17,2 17,7

1997 17,0 18,6 - - 17,0 18,6

1998 11,4 13,7 9,5 10,4 11,3 13,6

1999 9,4 14,4 32,3 39,1 9,6 14,6

2000 19,8 26,7 10,7 13,8 18,7 25,1

2001 18,5 24,4 5,7 7,5 17,7 23,3

2002 24,2 41,6 29,5 ■ 41,8 27,1 41,7 -

2003 31,7 50,5 20,8 30,9 22,9 34,8

2004 24,7 51,2 20,0 33,5 21,3 38,3

Для анализа потенциальных возможностей скважин в результате ГРП была использована теория, разработанная Valko-Economides. Согласно этой теории, увеличение продуктивности скважин после ГРП можно охарактеризовать отрицательным скин фактором. Его значение определяется основными параметрами трещины ГРП: относительной проводимостью трещины Fcd и ее относительной полудлиной If.

kfw Lr

где kj, к, Lf, r„. - проницаемость трещины и пласта, полудлина и ширина трещины. Значение скин фактора определяется по расчетным графикам Cinco-Ley.

При закачке 8 т песчаного проппанта, при его плотности 2,65 т/м3, образуется трещина с полудлиной xj = 33 м и шириной 3 мм. При проницаемости песчаного проппанта 60 мкм2, такая трещина характеризуется относительной проницаемостью Fld = 0,07 и значением скин фактора равного S = -0,32. В этом случае дебит скважины после ГРП составляет 37,8 т/сут, в то время как анализ промысловых данных дает дебит жидкости после ГРП 38 т/сут.

При закачке 32,7 т керамического проппанта (вторичные ГРП, как правило, проводились с использованием уже такого проппанта) с проницаемостью 200 мкм2 , параметры трещины ГРП составляют: F„¡ = 0,2 и S = -3. Такие характеристики трещины позволяют получить дебиты по жидкости до 66 т/сут, или приросты дебита 46 т/сут.

В четвертом разделе рассмотрен метод ограничения водопритока в добывающих" скважинах составами на основе кремнийорганических соединений применительно к юрским отложениям. Учитывая небольшой промысловый опыт применения водоизолирующих технологий, были проведены работы по адаптации состава реагентов и способов физико-химического воздействия для коллекторов юрских отложений. Исследования включали в себя как анализ кинетики химических реакций осадко-гелеобразующих реагентов, так и фильтрационные эксперименты. В ходе лабораторных экспериментов, проведенных с использованием керна и пластовых флюидов, адаптирован целый ряд гелеобразующих составов, позволяющих эффективно снижать проницаемость обводненных пропластков.

Разработана математическая модель процесса, проведены теоретические исследования, направленные на определение оптимальных технологических параметров обработок, таких как объем оторочек реагентов, последовательность их закачки и оценка потенциальной эффективности.

Основными характеристиками продуктивности пластовой системы являются: мощность //„, средневзвешенная проницаемость кп, пористость т, и обводненность продукции IV. Рассмотрен модельный пласт, состоящий из двух пропластков - обводненного (/=/) и нефтенасыщенного (1=2), мощностью /г, п И, соответственно, рисунок 6. Тогда общая мощность модельного пласта, его средневзвешенная проницаемость и обводненность продукции при его эксплуатации определяются следующими выражениями:

Но

где: //, - коэффициент динамической вязкости флюидов, к, - проницаемость /го пласта для насыщающих флюидов.

При закачке гелеобразующего реагента в такой модельный пласт, объем и положение оторочек (см. рис.6) в каждом пропластке определяется следующими соотношениями:

у = У,+У2 =Я[ша(Г,',-С2)]; (3)

К, к2И1/11

где т, - пористость пропластков; V - объем закачиваемого реагента, распределяющийся в пласте в соотношении V, - объем оторочки реагента, поступившего в обводненный пропласток, У2 - объем оторочки реагента, поступившего в нефтенасыщенный пропласток; г - радиус скважины; гп -радиус проникновения реагента в /-ый пропласток.

■£2

Рисунок 6 - Схематическое изображение моделируемого объекта

Воспользовавшись обобщенной формулой Дюпюи, можно определить изменение дебита жидкости в скважину до и после формирования гелевого экрана как

й АV Л« з

----Л,п

1п—, Я,- = —1п-—+ -т!п —+ —!п —

г, к. г.. к. г... к. г,

(4)

Лр„ Я, ' кI г(. ' ' к, ге к' г,., к1 где Ql[) - расход флюида из обводненного и нефтенасыщенного пропластков; Я -гидравлическое сопротивление призабойной зоны; Ар и Др„- депрессия на пласт до и после воздействия; гг радиус контура питания скважины.

Основными показателями технологической эффективности гелевых обработок являются.снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти. Считая, что суммарный расход до и после воздействия остаётся неизменным, можно определить обводненность добываемой продукции, после установления экрана и относительную депрессию на пласт после воздействия: £?1 _ Я, . Ар _ ¿Д/л

а +02

и 3-я

¿А) . Л

Г.

К 3 А,

— я, + -- Я2

/Л /'г

(5)

/'2

Для формирования экрана, не приводящего к большим депрессиям на пласт и целостного в обводненном пропластке, предложена простая инженерная методика.

Исследования, проведенные по разработанной методике, показали, что существуют оптимальные технологические параметры для изолирующего воздействия в добывающих скважинах, определяемые по величине допустимой депрессии на пласт после воздействия и минимальным размером целостного гелевого экрана в обводненном пропластке.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенные исследования были направлены на одну цель: обоснование эффективной стратегии разработки юрских отложений обеспечивающей максимальную выработку запасов нефти. По мнению автора, геологическая неоднородность таких пластов определяет необходимость локализации и стягивания запасов в относительно небольших блоках, выделяемых разрезающими рядами нагнетательных скважин. Размеры таких блоков могут в процессе разработки уменьшаться дополнительным разрезанием их на более мелкие. Для равномерной выработки всех блоков автор считает целесообразным проводить массовые гидроразрывы на участках с низкими фильтрационными свойствами. В блоках с относительно высокими фильтрационными характеристиками необходимо предусматривать геолого-технические мероприятия по ограничению водопритока.

Выделение низко- и высокопродуктивных зон целесообразно проводить-на -основе детального изучения минералогического состава пластов, выделения геологических тел, групп коллекторов с различной структурой и условиями осадконакопления и построения индивидуальных петрофизических моделей (классов корреляционных функций между фильтрационно-емкостными параметрами и геофизическими параметрами) для выделенных таким образом тел.

Лабораторные и теоретические исследования, анализ промыслового опыта, представленные в работе, являются примером разработки и адаптации

эффективных геолого-технических мероприятии для интенсификации добычи нефти из юрских отложений.

По результатам диссертационного исследования можно сделать следующие выводы.

1. Переинтерпретация фильтрационных параметров юрских пластов Хохряковского месторождения позволила уточнить представления о структуре залежей и определить блоки с высокими и низкими показателями фильтрационно-емкостных свойств. Сравнительный анализ геолого-промысловых показателей скважин в выделенных группах по содержанию каолинита показал, что по скважинам, отнесенным к 1 классу, отмечается максимальный текущий дебит жидкости.

2. На основе сопоставительного анализа истории разработки Ершового и Хохряковского месторождений показано, что последовательный переход от разреженной трехрядной системы заводнения к уплотненной пятирядной с дальнейшим сближением зон закачки и отбора и формированием блочно-замкнутой системы разработки характеризуется более высокими технологическими параметрами процесса выработки запасов. Установлено, что эффективная плотность сетки скважин составляет 16 га/скв., проанализировано влияние компенсации отбора жидкости закачкой воды на текущие показатели разработки, оптимальным значением компенсации отбора жидкости закачкой воды является 120-140 %.

3. Автором рекомендована стратегия уплотнения равномерной блочно -замкнутой системы заводнения, которая позволяет стягивать запасы в центрах блоков, при этом для равномерной выработки запасов проводить массовый гидроразрыв в добывающих скважинах низкопроницаемых блоков и мероприятия по ограничению водопротоков в относительно высокопроницаемых. Эти рекомендации легли в основу проекта разработки Хохряковского месторождения и позволили поднять уровень добычи и выработки запасов в 2004-2005 гг. на 10 %.

4. На основе анализа промыслового опыта установлено, прирост дебита скважин на 20 т/сут и более обеспечивают лишь трещины ГРП с объемом проппанта 30 т и более, при этом эффективными являются как первичные, так и повторные ГРП. Малообъемные ГРП дают эффекты только на скважинах из переходящего фонда со значительной величиной скин-фактора. При составлении дизайна работ по ГРП необходимо учитывать наличие оптимальных параметров трещины ГРП.

5. На основе лабораторных исследований разработаны адаптированные кремнеорганические составы для изоляции водопритока в добывающие скважины юрских отложений, составы и способы защищены патентами.

При геолого-технических мероприятиях по ограничению водопритока в добывающих скважинах рекомендуется проталкивать водоизолирующий реагент оторочкой буферной воды в пласт. Предложена методика расчета оптимальных размеров обеих оторочек. Для обработки добывающих скважин оптимальные размеры оторочек кремнеорганического реагента составляют от 20 до 50 м3 и буферной воды от 50 до 100 м3' При этом обводненность в среднем снижается на 10 %. Технологическая эффективность от применения состава снижается при увеличении начальной обводненности продукции. Поэтому применение водоизолирующего состава более эффективно на ранних этапах разработки при обводненности продукции от 60 %.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Пат. 2186940 РФ, 7 Е 21 В 43/138, 43/32. Способ изоляции обводнившихся участков пласта. / В.Ю. Морозов, A.B. Чернышев, A.C. Тимчук, И.Е. Монин, С.В. Перевалов. - № 2000123568/03; Заявлено 13.09.2000; Опубл. 10.08.2002, Бюл. № 22.

2. Пат. 2217575 РФ, 7 Е 21 В 33/13. Способ изоляции обводнившихся участков пласта. / А. В. Чернышев, В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C. Тимчук. -№ 2001135115/03; Заявлено 20.12.2001; Опубл. 27.11.2003, Бюл. № 33.

3. Пат. 2187629 РФ, 7 Е 21 В 43/22, 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах. / В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C. Тимчук, A.B. Чернышев. - № 2001113854/03; Заявлено 21.05.2001; Опубл. 20.08.2002, Бюл. № 23.

4. Пат. 2188843 РФ, 7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин. - / В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C. Тимчук, A.B. Чернышев. - № 2001120489/03; Заявлено 23.07.2001; Опубл.

10.09.2002, Бюл. №25.

5. Пат. 2209955 РФ, 7 Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. - / В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C. Тимчук, A.B. Чернышев. - № 2001113855/03; Заявлено 21.05.2001; Опубл.

10.08.2003, Бюл. №22.

6. Морозов Ю.А. Результаты внедрения установки добычи нефти с одновременным импульсным воздействием / Ю.А. Морозов, A.C. Тимчук, А.Ю. Попов, A.A. Арсеньев, C.B. Перевалов // В сб. «Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений»: г. Екатеринбург.- Средне-Уральское книжное изд-во, 2003. - С.326-329.

7. Пат. 2227208 РФ, 7 Е 21 В 43/25. Способ воздействия на призабойную зону пласта. - / A.B. Чернышев, В.В. Мазаев, A.C. Тимчук, В.Ю. Морозов. - № 2001135114/03; Заявлено 20.12.2001; Опубл. 20.04.2004, Бюл. № 11.

8. Прозоров C.B. Концепция геологического изучения и воспроизводства МСБ Тюменской области (без автономных округов) на 2005-2010 гг. / C.B. Прозоров, И.В. Шпуров, A.C. Тимчук, А.Б. Кряквин // Материалы науч.-практ. конф. г. Тюмень. - Тюмень, изд-во Департамента ТЭК Администрации Тюм.обл., 2004. -С. 19-26.

9. Хабаров В.В. Литолого-седиментологическая интерпретация данных ГИС на примере юрских отложений Широтного Приобъя. / В.В. Хабаров, A.B. Хабаров, И.В. Шпуров, Ф.Н. Кобелев, A.C. Тимчук // Геофизика. - 2005. - № 4. -С.36-39.

10. Федоров K.M. Анализ эффективности систем разработки нефтяных залежей в юрских отложениях на примере Ершового и Хохряковского месторождений. / K.M. Федоров, A.C. Тимчук // Изв. Вузов, сер. Нефть и газ. -2006.-№3,-С.11-17.

11. Шпуров И.В. Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского нефтяного месторождения. / И.В. Шпуров, A.C. Тимчук, K.M. Федоров, В.В. Хабаров // В сб. Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений. - г. Томск, изд-во Томского Университета, 2006. - С.89-93.

12. Федоров K.M. Промысловый опыт применения гидроразрыва пластов на Хохряковском месторождении. / K.M. Федоров, A.C. Тимчук, А.П. Шевелев //В сб. Теплофизика, гидродинамика, теплотехника. Вып. 3 ТМНМС.-Тюмень: изд-во ТюмГУ, 2006. - С.103-110

13. Шпуров И.В. Анализ методики построения петрофизических моделей для юрских отложений. / И.В. Шпуров, A.C. Тимчук, K.M. Федоров, В.В. Хабаров, А.П. Шевелев /В сб. Теплофизика, гидродинамика, теплотехника. Вып. 3 ТМНМС. - Тюмень: изд-во ТюмГУ, 2006. - С.119-126

14. Шпуров И.В. Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского месторождения. / И.В.Шпуров,-А.С. Тимчук, K.M. Федоров, В.В. Хабаров // Нефтяное хозяйство. - 2007. -№ 1.-С. 112-114.

Соискатель

A.C. Тимчук

Подписано к печати 23.03.07 Бумага K.YM lux

Заказ № 17 Усл. изд. л. 1,0

Формат 60x84 ¡/16 Усл. печ. л. 1,0

Отпечатано на Minolta DI 250 Тираж 100 экз.

Издательство ФГУП «ЗекСпбНИИГГ» Федеральное государственное унитарное предприятие «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики» 625000, г. Тюмень, ул. Республики, 48 Рекламно-кздгтельс ¡га Й отдел т. (3452) 45-30-34

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тимчук, Александр Станиславович

ВВЕДЕНИЕ.

1 МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ГЛИНИСТЫХ ПЛАСТОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

1.1 Разработка корреляционных зависимостей для интерпретации

1.2 Методика создания петрофизической модели.

1.3 Апробация предлагаемой петрофизической модели.

2 СОПОСТАВЛЕНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕРШОВОГО И ХОХРЯКОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

2.1 Основные характеристики системы разработки Ершового месторождения.

2.2 Анализ системы заводнения Ершового месторождения.

2.3 Трансформация рядной системы заводнения в блочно - замкнутую для Хохряковского месторождения.

2.4 Анализ эффективности блочно - замкнутой системы разработки и долговременного гидродинамического прогноза.

3 АНАЛИЗ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ

ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

3.1 Опыт применения гидравлического разрыва пластов Хохряковского месторождения.

3.2 ГРП на скважинах вводимых из бурения.

3.3 Первичные и повторные ГРП на переходящем фонде.

3.4 Анализ эффективности ГРП.

4 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА ДЛЯ ПЛАСТОВ ЮРСКИХ

ОТЛОЖЕНИЙ.

4.1 Анализ применимости крупномасштабных методов увеличения нефтеотдачи.

4.2 Опыт промышленного применения методов увеличения нефтеотдачи.

4.3 Проведение лабораторных исследований с целью определения оптимальных технологий.

4.4 Физико-математическая модель процесса.

4.5 Методические основы технологии формирования гелевых барьеров в слоисто-неоднородных пласгах.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях"

Расширение практики разработки нефтяных залежей в юрских отложениях Западной Сибири ставит ряд научных проблем, связанных, в первую очередь, с выбором эффективных систем разработки месторождений. Коллектора юрских отложений характеризуются низкой проницаемостью и высокой степенью фациальной изменчивости. В этих условиях традиционные методы построения петрофизических моделей, интеграции геофизических и петрофизических данных в геоло1 о-математические модели залежей часто приводят к грубым ошибкам и неправильным прогнозам разработки таких залежей.

Сложное I оологическое строение коллекторов юрских отложений обуславливает массовое применение методов интенсификации притока жидкости и борьбы с обводненностью продукции. Вместе с тем, традиционные методы, технологии и реагенты, применяемые для этих целей необходимо адаптировать под минералогический состав пластов, геологические и физико-химические особенности этих залежей.

Основными целями проделанной работы были: анализ основных характеристик разработки Хохряковского и Ершового месторождений, определение эффективных систем разработки и заводнения крупных по размерам залежей, адаптация методов интенсификации добычи и водоизоляционных мероприятий к геологическим особенностям коллекторов юрских отложениях.

Для достижения поставленной цели автор решал следующие задачи:

1 Для коллекторов юрских отложений Хохряковского месторождения выделить геоло1ические тела, группы коллекторов с различной структурой и условиями осадконакопления и построить индивидуальные петрофизические модели (классы корреляционных функций между фильтрационно-емкостными параметрами и геофизическими параметрами) для выделенных таким образом тел.

2 Провести сопоставительный анализ истории разработки Ершового и Хохряковского месторождений для выделения наиболее эффективной стратегии эволюции системы разработки и заводнения пластов.

3 Определить влияние системы расстановки, плотности сетки скважин, проанализировать влияние компенсации отбора жидкости закачкой воды на текущие показатели разработки.

4 Провести анализ первичных и повторных гидроразрывов, гидроразрывов в скважинах из бурения и переходящего фонда, проанализировать влияние объема закачиваемого проппанта на эффективность данного геолого-технического мероприятия на Хохряковском месторождении.

5 Провести лабораторные и теоретические исследования по подбору потокоотклоняющих реагентов и разработке эффективной технологии ограничения водопритока для пластов юрских отложений.

По мнению автора, следующие результаты исследования определяют научную новизну диссертационной работы.

1. Установлено, чю в распределении содержания каолинита в юрских пластах Хохряковского месторождения четко выделяются 3 модальных значения (90, 70 и 40 %), позволяющие разделить породы-коллекторы на 3 группы. Обработка лабораюрных исследований показала, что фильтрационно-емкостные параметры кернов хорошо коррелируют с содержанием каолинита в породе. На основе этих исследований предложен методический подход, заключающийся в выделении классов коллекторов в юрских отложениях и построении для них индивидуальных петрофизических зависимостей.

2. Разработана эффективная стратегия разработки коллекторов в юрских отложениях, которая заключается в переходе от рядной системы заводнения к блочно-замкнутой, с последовательным дроблением блоков на более мелкие, по мере обводнения добывающих скважин и выработке запасов нефти. На основе анализа разработки Ершового и Хохряковского месторождений определены эффективные значения плотности сетки скважин -16 га/скв.

Показано, что неотъемлемой составляющей эффективной разработки при блочно-замкнутой системе заводнения должно являться массовое применение методов интенсификации добычи в блоках с низкими фильтрационными свойствами и водоизолирующих технологий в блоках с высокой обводненностью продукции для равномерной выработки остаточных запасов нефти.

Проведенное исследование легло в основу целого ряда проектных документов по разработки Хохряковского месторождения. Практическая ценность результатов работы и реализация ее основных выводов и рекомендаций заключаются в следующих положениях.

3. На основе анализа промысловых данных Хохряковского и Ершового месторождений рекомендованы оптимальные значения плотности сетки скважин и компенсации отбора закачкой воды.

4. Применение гидроразрыва пластов Хохряковского месторождения в блоках с ухудшенными фильтрационными свойствами показало, что эти мероприятия позволяют равномерно вырабатывать запасы блоков, а увеличение нагнетательных скважин за счет блочной системы поддерживать уровень пластовых давлений и, следовательно, уровень добычи жидкости и нефти.

5. На основе опыта применения гидроразрыва пластов в юрских отложениях разработаны рекомендации по технологическим параметрам этой технологии, обеспечивают прирост дебита скважин на 20 т/сут и более при закачке объема проппанта 50 т и более. При этом эффективными являются как первичные, так и повторные ГРП. При составлении дизайна работ по ГРП необходимо учитывать образование оптимальных размеров трещины.

6. На основании лабораторных исследований разработаны адаптированные кремнеорганические эмульсионные составы для водой тляционных работ в добывающих скважинах юрских пластов. Проведенные теоретические исследования показали, что существуют оптимальные технологические параметры для изолирующего воздействия, определяемые по величине допустимой депрессии на пласт после воздействия и минимальным размером целостного гелевого экрана в обводненном пропласгке.

Основные результаты работы обсуждались и апробировались на конференциях и семинарах: научно-практической конференции «Концепция геологического изучения и воспроизводства МСБ Тюменской области», Тюмень, октябрь 2004; научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской облает», Тюмень, 2005; семинаре кафедры «Разработка нефтегазовых месторождений», Тюмень, сентябрь 2006; V Научно-практической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагноетческих исследований скважин на всех стадиях разработки месюролсдений», Томск, май 2006; XVI Международном конгрессе «Новые высокие [ехнологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (С1ТОС1С) и VI Международная конференция «Химия нефти и газа», Томск, сентябрь 2006; XII Межотраслевом научно-методологическом семинаре «Теплофизика, гидродинамика и теплотехника», Тюмень, май 2006.

Результаты проведенных теоретических лабораторных и промысловых исследований отражены в 14 публикациях, включая 6 патентов, 3 научные статьи. 5 статей в сборниках научных работ.

В ходе выполнения диссертационной работы автор пользовался консультациями научного консультанта, канд. геолог.-минерал. наук, Шпуроиа И.В., которому выражает искреннюю благодарность.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Тимчук, Александр Станиславович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенные исследования были направлены на одну цель: выработку и обоснование эффективной стратегии разработки юрских отложений. По мнению автора, геологическая неоднородность таких пластов определяет необходимость локализации и стягивания запасов в относительно небольших блоках, выделяемых разрезающими рядами нагнетательных скважин. Размеры таких блоков могут в процессе разработки уменьшаться дополнительным разрезанием их на более мелкие. Для равномерной выработки всех блоков автор считает целесообразным проводить массовые гидроразрывы на участках с низкими фильтрационными свойствами. В блоках с относительно высокими фильтрационными характеристиками необходимо предусматривать геолого-технические мероприятия по ограничению водопритока.

Выделение низко- и высокопродуктивных зон целесообразно проводить на основе детального изучения минералогического состава пластов, выделения геологических тел, групп коллекторов с различной структурой и условиями осадконакопления и построения индивидуальных петрофизических моделей (классов корреляционных функций между фильтрационно-емкостными параметрами и геофизическими параметрами) для выделенных таким образом тел.

Лабораторные и теоретические исследования, анализ промыслового опыта, представленные в работе, являются примером разработки и адаптации эффективных геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи нефти из юрских отложений.

По результатам диссертационного исследования можно сделать следующие выводы:

3. Автором рекомендована стратегия развития равномерной блочно -замкнутой системы заводнения, которая позволяет стягивать запасы в центрах блоков, при этом для равномерной выработки запасов рекомендуется проводить массовый гидроразрыв в добывающих скважинах низкопроницаемых блоков и мероприятия по ограничению водопритоков в относительно высокопроницаемых. Эти рекомендации легли в основу проекта разработки Хохряковского месторождения.

4. На основе анализа промыслового опыта установлено, прирост дебита скважин на 20 т/сут и более обеспечивают лишь трещины ГРП с объемом проппанта 50 т и более, при этом эффективными являются как первичные, так и повторные ГРП. Малообъемные ГРП дают эффекты только на скважинах из переходящего фонда со значительной величиной скин-фактора. При составлении дизайна работ по ГРП необходимо учитывать наличие оптимальных параметров трещины ГРП.

При гсолого-технических мероприятиях по ограничению водопритока в добывающих скважинах рекомендуется проталкивать водоизолирующий реагент оторочкой буферной воды в пласт. Предложена методика расчета оптимальных размеров обеих оторочек. Для обработки добывающих скважин оптимальные размеры оторочек кремнийорганического реагента составляют от 20 до 50 м3 и буферной воды от 50 до 100 м3 При этом обводненность в среднем снижается на 10 %. Технологическая эффективность от применения состава снижается при увеличении начальной обводненности продукции. Поэтому применение водоизолирующего состава более эффективно на ранних этапах разработки при обводненности продукции от 60 %.

Как видно из рисунка 2.8, наилучшая характеристика вытеснения отмечается по блокам с накопленной компенсацией, изменяющейся в интервале от 100 до 125 %. По этой группе блоков текущий КИН составил 0,23 д.ед. при обводненности 47 %. Гораздо хуже вырабатываются блоки, где компенсация меньше 100 и выше 150 %. Данное заключение также подтверждает выводы, сделанные на основе анализа разработки Ершового месторождения. На основании проведенного анализа можно рекомендовать данный уровень компенсации для поддержания на месторождении в дальнейшем на всех элементах разработки.

Таким образом, сопоставительный анализ истории разработки Ершового и Хохряковского месторождений показал, что наиболее эффективной стратегией эволюции системы разработки и заводнения пластов юрских отложений является последовательный переход от первоначальной разреженной трехрядной системы к формированию на заключительном этапе блочно-замкнутой системы размещения скважин. Последняя система формируется в процессе разработки по мере обводнения и выбытия эксплуатационных скважин.

Рекомендуемая плотность окончательной сетки скважин составляет 16 га/скв и менее, при этом уплотняющее бурение лучше планировать у стягивающих рядов. Оптимальной значением компенсации отбора жидкости закачкой воды является 120-140%.

2.4 Анализ эффективности блочно - замкнутой системы разработки и долювремениого гидродинамического прогноза

В предыдущем разделе автор сделал вывод, что наиболее эффективной стратегией системы разработки и заводнения пластов юрских отложений является последовательный переход от первоначальной разреженной трехрядной системы к формированию на заключительном этапе блочно замкнутой системы размещения скважин. Такая схема разработки формируется но мере обводнения и выбытия эксплуатационных скважин с целью локализации остаточных запасов нефти и их равномерной выработки. Блочно замкнутая система проходила промысловую апробацию с 1995 года, показала хорошую эффективность и была заложена автором в проектную документацию разработки Хохряковского месторождения, «Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения» которое было успешно защищено на ЦКР в 2004 г.

Со времени защиты проекта прошло немного времени, поэтому влияние проектных решений на глобальные показатели разработки пока не столь значительно. Однако на примере ряда текущих показателей можно оценить эффективность предложенных автором и внедренных мероприятий.

Динамика технологических показателей разработки юрских отложений Хохряковского месторождения по годам, после внедрения разработанной схемы, в период с 2000 по 2005 годы приведена в таблице 2.1.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тимчук, Александр Станиславович, Тюмень

1. Авчан Г.М., Матвеенко A.A., Стефаниевич З.Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. М.: Недра, 1979.- 520 с.

2. Акульшин А.И., Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988.- 204 с.

3. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины. Под ред. И.И. Нестерова. Тюмень: ЗапСибНИГНИ. - 1976. - 24 л.

4. Березин В.М., Дубровина H.A. Адсорбционная способность продуктивных пород и ее влияние на остаточную нефтенасыщенность. // Нефтепромысловое дело.-1981 г.- №8.-С. 10-12.

5. Борисов Ю.П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяных залежей.// В сб.: Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. М,: Гостоптехиздат, 1959.-е. 245-260.

6. В.В. Мазаев, C.B. Абатуров, В.Г. Абатуров. Исследование изолирующих составов для ограничения водопритоков в скважинах на основе кремнийорганических веществ.//Известия высших учебных заведений, серия нефть и газ. 2002, № 3, С. 58-63.

7. Васильев В.Б., Пермяков А.П. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ершового месторождения Нижневартовского района Тюменской области по состоянию на 1.04.1984 г. Фонды Главтюменьгеологии, Тюмень, 1984.

8. Вязовая М.А. «Методика анализа и оценки результатов гидроразрыва пласта на Ермаковском месторождении», Сборник трудов СибНИИНП, Тюмень 1997, стр. 113 122.

9. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: ООО «Недра-Бизнезцентр», 1999. - 285 с.

10. Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Проектирование разработки, М.,1983.

11. Гольдберг A.B., Маркова Л.Г., и др. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, меле и палеогене. М.: Наука. - 1968.

12. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. М., «Недра». 1978. - 213 с.

13. Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения / Отчет по договору. ОАО СибНИИНП. - 1995 г. (протокол ЦКР Минтопэнерго № 1877 от 25.09.1995 г.).

14. Еникеев Б.Н. К построению петрофизических зависимостей в гетерогенных средах. М: Бюлл МОИП сер "Геология" Вып. 1, 1973 стр. 151-152.

15. Еникеев Б.Н. О петрофизических зависимостях в гетерогенных средах. М.:"Нефть и газ МИНХ и ГП" 1972 стр.56-57.

16. Еникеев Б.H. Опыт построения и сопоставления различных петрофизических уравнений для терригенного разреза. // Математические методы в задачах петрофизики и корреляции. Москва Наука/МОИП 1983 стр.99-110.

17. Еникеев Б.Н. Петрофизические модели полимиктовых горных пород. Математические модели горных пород и расчета их эффективных свойств. М: МОИП Наука 1986 стр. 65-80.

18. Еникеев Б.Н., Кашик A.C., Чукина J1.B., Чуринова И.М. Оценка коллекторских свойств пласта путем настройки и решения систем петрофизических уравнений на ЭВМ. М.: ВНИИОЭНГ, 1985 (Обзорная информация, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, Вып. 7(80)).

19. Ентов В.М., Мурзенко В.В. «Стационарная фильтрация однородной жидкости в элементе разработки нефтяного пласта с трещиной гидроразрыва», Изв. РАН. МЖГ, №1 1994, стр. 104 112.

20. Ефимов В.А. Петрофизическая модель терригенных коллекторов с пленочным типом глинистого цемента. Пермь. ПГУ, 1980.- с. 23.

21. Ефимов В.А., Кармацких В.И. К вопросу обоснования керновых определений фильтрационно-емкостных свойств и петрофизических зависимостей полимиктовых пород при подсчете запасов нефти и газа. Тюмень, 1984. с. 18.

22. Жданов С.А., Константинов C.B. «Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин», Нефтяное хозяйство, №9 1995, стр. 24 -25.

23. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986.-332 с.

24. Зазовский А.Ф., Тодуа Г.Т. «О стацитонарном притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва большой протяженности», Изв. РАН. МЖГ, №4 1990, стр. 107 116.

25. Земцев Ю.В., Сергиенко В.Н., Мазаев В.В., Шпуров И.В. Использование взаимных растворителей при обработке призабойной зоны скважин юрских пластов.//Известия высших учебных заведений, серия нефть и газ. 2002, №3. С. 79-82.

26. Использование взаимных растворителей при обработке призабойной зоны скважин юрских пластов. / Земцов Ю.В., Сергиенко В.Н. и др. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002 г. - № 3. - С.79 - 82.

27. Кадет В.В., Селяков В.И. «Фильтрация флюида в среде, содержащей эллиптическую трещину гидроразрыва», Изв. Вузов. «Нефть и газ», №5 1988, стр. 54-60.

28. Казаков A.A. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой. М.: ВНИИОЭНГ.- РНТС «Нефтепромысловое дело», 1976.- №8,- с. 5-7.

29. Казаков A.A., Орлов B.C. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. М.: ВНИИОЭНГ.- сер. Нефтепромысловое дело, 1997,- 87 с.

30. Каневская Р.Д., Дняшев И.Р., Некнпелов Ю.В. «Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи», Нефтяное хозяйство, №5 2002, стр. 96-101.

31. Кобранов В.Н. Физические свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1962.-473 с.

32. Ковалев В. С., Житомирский В. М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения.— М.: Недра, 1976.— 247 с.

33. Комисаров А.И. Повышение эффективности изоляции водопритоков в глубокозалегающих пластах. // Труды СевюказНИПИнефть, 1990. вып.52, -С.34-39.

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

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

36. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / Пер. с румынского. М.: Недра. - 1985 г. - 184 с.

37. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. М.-И.: ИКИ, 2004,416 с.

38. Курбанов А.К., Атанов Г.А. К вопросу о вытеснении нефти водой из неоднородного пласта.//В научн.-тех. Сб. Всесоюз. Нефтегаз. Науч.-исслед. Инта, 1974,- Вып. 13.-с. 36-38.

39. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений. М.-И.: ИКИ, 2002.- 296 с.

40. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами,М., Наука, 1997, 396 с.

41. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике. М.: Недра, 1978- 512 с.

42. Леонтьев Е.И., Нефедова Н.И. Дополнительные главы петрофизики. Тюмень. ТГУ, 1981.- 140 с.

43. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. М.: Недра, 1996.-376 с.

44. Лысенко В.Д., Кац P.M. «Определение эффективности гидравлического разрыва нефтяного пласта», Нефтяное хозяйство, №11 1999, стр. 13-19.

45. Малышев Г.А. «Методика выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта», Известия вузов «Нефть и газ», №6 1997, стр 79.

46. Малышев Г.А. «Прогнозирование влияния гидроразрыва пласта и обработок призабойных зон на режим работы участка пласта», Нефтяное хозяйство, №8 2002, стр. 34 36.

47. Михайлов Г.К., Николаевский В.Н. Движение жидкостей и газов в пористых средах (петрофизика). М.: Наука, 1970, 648 с.

48. Мурзенко В.В. «Аналитические решения задач стационарного течения жидкости в пластах с трещинами гидроразрыва», Изв. РАН. МЖГ, №2 1994, стр. 74 -82.

49. Некрасов В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р.Г., Вахрушев В.В. «Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения», Лангепас Тюмень 2001.

50. Нефедова H.H. Избранные лекции по петрофизике. Тюмень. ТГУ, 1980, 57с.

51. Новое в петрофизике и промысловой геофизике в Сибири. Сб. статей под. ред. H.A. Туезова, Ю.Л. Брыкин. Новосибирск: СНИИГГИНС, 1979,126 с.

52. Пат. 2217575 РФ, 7 Е 21 В 33/13. Способ изоляции обводнившихся участков пласта. / А. В. Чернышев, В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C. Тимчук. -№ 20011351 15/03; Заявлено 20.12.2001; Опубл. 27.11.2003, Бюл. № 33.

53. Пат. 2186940 РФ, 7 Е 21 В 43/138, 43/32. Способ изоляции обводнившихся участков пласта. / В.Ю. Морозов, A.B. Чернышев, A.C. Тимчук, И.Е. Монин, С.В. Перевалов. № 2000123568/03; Заявлено 13.09.2000; Опубл.1008.2002, Бюл. №22.

54. Пат. 2187629 РФ, 7 Е 21 В 43/22, 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах. / В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C. Тимчук, A.B. Чернышев. № 2001113854/03; Заявлено 21.05.2001; Опубл. 20.08.2002, Бюл. №23.

55. Пат. 2209955 РФ, 7 Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. / В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C. Тимчук, A.B. Чернышев. - № 2001113855/03; Заявлено 21.05.2001; Опубл.1008.2003, Бюл. №22.

56. Пат. 2188843 РФ, 7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин. / В.В. Мазаев, В.Ю. Морозов, A.C.

57. Тимчук, A.B. Чернышев. № 2001120489/03; Заявлено 23.07.2001; Опубл. 10.09.2002, Бюл. № 25.

58. Пат. 2227208 РФ, 7 Е 21 В 43/25. Способ воздействия на призабойную зону пласта. / A.B. Чернышев, В.В. Мазаев, A.C. Тимчук, В.Ю. Морозов. - № 2001135114/03; Заявлено 20.12.2001; Опубл. 20.04.2004, Бюл. №11.

59. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова J1.E. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. -Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1999. 224 с.

60. Пискунов Н.С. «Разрыв пласта и влияние разрыва на процесс эксплуатации месторождений». Труды ВНИИ, вып. 26, «Обработка призабойной зоны скважин», М., 1958.

61. Проект разработки Ершового нефтяного месторождения. Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов нефти. Отчет по договору № 58 от 06.08.1996 г. / ОАО СибНИИНП. Тюмень. - 1999 г. - т. 1.

62. Проект разработки Ершового нефтяного месторождения. Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов нефти. Отчет по договору № 58 от 06.08.1996 г. / ОАО СибНИИНП. Тюмень. - 1999 г. - т. 2.

63. Разработка нефтяных месторождений / Под. ред. Н.И.Хисамутдинов и Г.З.Ибрагимова // М.:ВНИИОЭНГ, 1994. - Т.1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. -С.202-213.

64. РД 39-23-726-85 «Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода полимерного воздействия на пласт». Минтопэнерго РФ, Москва, 1996 г. 53 с.

65. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х. Применение водоизолирующих химических реагентов // Нефтяное хозяйство. 1996. - №2. - С.44-46.

66. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.- 380 с.

67. Сургучев M.J1., Горбунов А.Т., Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти . М.: Недра, 1991. 347 с.

68. Телин А.Г. Повышение эффективности воздействия на пласт сшитыми полимерными системами за счет оптимизации их фильтрационных и реологических параметров // Интервал. 2002, №12(47). - С.8-49.

69. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковского месторождения. ТИНГ, Тюмень, 2002 г.

70. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковского месторождения. / Отчет по договору- ЗАО «ТИНГ». 2002 г.

71. Усачев П.М. «Гидравлический разрыв пласта». М.: Гостоптехиздат, 1948. 431 с.

72. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геофизические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Тр. ЗапСибНИГНИ. 1978, вып. 96, с. 208.

73. Фахретдинов Р.Н., Еникеев P.M., Мухаметзянова P.C. и др. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта напоздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. 1994. - №5. С. 12-13.

74. Федоров K.M. Анализ эффективности систем разработки нефтяных залежей в юрских отложениях на примере Ершового и Хохряковского месторождений. / K.M. Федоров, A.C. Тимчук // Изв. Вузов, сер. Нефть и газ. -2006.-№3.-С.11-17.

75. Федоров K.M. Промысловый опыт применения гидроразрыва пластов на Хохряковском месторождении. / K.M. Федоров, A.C. Тимчук, А.П. Шевелев //В сб. Теплофизика, гидродинамика, теплотехника. Вып. 3 ТМНМС.- Тюмень: изд-во ТюмГУ, 2006. С. 103-110

76. Хабаров В.В. Литолого-седиментологическая интерпретация данных ГИС на примере юрских отложений Широтного Приобъя. / В.В. Хабаров, A.B. Хабаров, И.В. Шпуров, Ф.Н. Кобелев, A.C. Тимчук // Геофизика. 2005. - № 4. -С. 36-39.

77. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра, 1976,379 с.

78. Хисамутдинов Н.И. Повышение эффективности технологических процессов при разработке нефтяных месторождений с применением химреагентов. / Автореф. докт. техн. наук. М.: ВНИИ. - 1990 г. -42 с.

79. Хисамутдинов H.H., Тахаутдинов Ш.Ф. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.-184 с.

80. Швидлер М.И. «Приток жидкости к скважине с трещиной в призабойной зоне», Изв. АН СССР. ОТН, №11 1955, стр. 95 100.

81. Шехтман Ю.М. «Приток жидкости к одиночной вертикальной трещине с заполнителем», Изв. АН СССР. ОТН, №7 1957, стр. 146 149.

82. Шпуров И.В., Иванов C.B., Патваканян Е.Р., Матвеев K.J1. Влияние геодинамических условий разработки на фильтрационно-емкостные свойства пород горизонта ЮВ| Хоряковского месторождения // Нефть и газ, 2002, №3, с.27-32.

83. Шпуров И.В. Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского месторождения. / И.В.Шпуров, А.С. Тимчук, К.М. Федоров, В.В. Хабаров // Нефтяное хозяйство. -2007.- № 1.-С. 112-114.

84. Шустеф И.Н. Технологическая схема разработки Ершового месторождения объединения "Нижневартовскнефтегаз". ПермьНИПИнефть, Пермь, 1984.

85. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпритация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978.- 210 с.

86. Эфрос Д.А., Аллахвердиева Р.А. «Влияние гидравлического разрыва и непроницаемого экрана на предельный безводный дебит скважин в водонефтяной зоне», Труды ВНИИ, вып. 26, «Обработка призабойной зоны скважин», М., 1958.

87. Agarwal R.G., Carter R.D. and Pollock C.B. "Evaluation and Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Stimulated by Massive Hydraulic Fracturing", Journal of Petroleum Technology, March 1979, Vol. 31, #3, p. 362 -372.

88. Chatzis I., Kuntamukkula M.S., Morrow N.R. Effect of capillary number on the microstructure of residual oil in strongly water-wet sandstones // SPEJ Reservoir Engineering. august 1988. - P.902-912

89. Cinco-Ley H., Samaniego F., Dominques N. Transient pressure behavior for a well with finite-conductivity vertical fracture.// Society of petroleum engineers journal, Aug., 1978, p.253-264.

90. Economides M.J., Demarchos A.S., Mach J.M., Rueda J., Wolcott D.S. Pushing the limits of hydraulic fracturing in Russia. / SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, Sept., 2004, SPE 90357.

92. Gnngarten A.C., Ramey Jr. H.J., Raghavar R. "Unsteady State Pressure Distributions Created by a Well With a Single Infinite - Conductivity Vertical Fracture" SPE Journal, August 1974, p. 347 - 360.

93. Gnngarten Alain C. and Ramey Henry J.Jr. " The Use of Source and Green's Function in Solving Unsteady Flow Problems in Reservoir", SPE Journal, October 1973, Vol. 13, #5, p. 285-296.

94. Hansen C.E., Fanchi J.R. Producer/injector ratio: the key to understanding pattern flow performance and optimizing waterflood design.// Journal of Society Petroleum Engineers: Reservoir Evaluation & Engineering, oct. 2003, p.317-327.

95. M. Delshad, K. Asakawa, G.A. Pope, K. Sepehrnoori. Simulations of Chemical and Microbial Enhanced Oil Recovery Methods. SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma U.S.A., 13-17 April 2002. SPE 75237.

96. McGuire W.J., Sikora V.S. "The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity", Trans. AIME, 1960, Vol. 219, P. 401 -403.

97. Romero D.J., Valko P.P., Economides M.J. The optimization of the productivity index and the fracture geometry of a stimulated well with fracture face and choke skins. /SPE Intern. Symposium and Exhibition Lafayette, Louisiana, Feb.2002, SPE 73758.

Информация о работе

Тимчук, Александр Станиславович
кандидата технических наук
Тюмень, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы