Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними"

Я/ргнЯ-

( у Напра

правах рукописи

КРЫЛОВ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

ОСОБЕННОСТИ КОНУСООБРАЗОВАНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ

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

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2003

Работа выполнена в Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН и Министерства образования РФ.

Научный руководитель: докт. техн. наук,

проф. С.Н. Закиров

Официальные оппоненты: докт. техн. наук, проф. В.Д. Лысенко,

канд. техн. наук, проф. А.О. Палий

Ведущая организация: ВНИИ им. акад. А.П. Крылова

Защита состоится « ^ » Р&ЯЯЯ 2003 г. в ч. && мин. на заседании Диссертационного Совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН и Минобразования РФ в зале Ученого Совета ИПНГ РАН

С диссертацией можно ознакомиться у секретаря Диссертационного Совета ИПНГ РАН. Отзывы на автореферат просьба присылать по адресу: 117701, г. Москва, ул. Губкина, 3, ИПНГ РАН.

Автореферат разослан » августа 2003 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета

канд. техн. наук М.Н. Баталова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Об актуальности тематики исследований. Опыт разработки нефтегазовых залежей (НГЗ), а также залежей нефти (НЗ) при наличии подошвенной воды свидетельствует, что для них соответствующие технологические показатели являются неблагоприятными. Это проявляется в пониженных значениях коэффициентов извлечения нефти (КИН), низких дебитах скважин по нефти, высоких уровнях отбора пластовой воды и значительных объёмах попутно извлекаемого' газа. Данные негативные моменты связаны, в основном, с явлениями конусообразования.

В этой связи актуально проведение исследований, посвященных повышению эффективности разработки НГЗ и залежей нефти с подошвенной водой. Новые шаги здесь возможны на основе изучения дополнительных особенностей формирования газовых и водяных конусов.

Сегодня имеются основания для постановки подобных исследований. Это обусловлено значительными успехами в области создания и использования численных алгоритмов и программ решения нестационарных многомерных многофазных задач теории фильтрации.

Цель работы. Поиск путей повышения эффективности разработки НГЗ и НЗ с подошвенной водой при проявлении конусообразования на основе адекватных крупномасштабных математических экспериментов, исследование влияния различных геолого-физических и технологических параметров на достигаемые динамики основных показателей разработки данных объектов.

Основные задачи исследований.

1. Обосновать параметры сеточной области, обеспечивающие контролируемую погрешность численного решения трехмерных трёхфазных (газ, нефть, вода) задач теории фильтрации.

2. На основе применения системы горизонтальных скважин (ГС) и фильтрационных экранов (ФЭ) найти новый способ разработки НГЗ, позволяющий увеличить критические безгазовые дебиты эксплуатационных скважин по нефти, текущее и конечное значения КИН, а также снизить накопленные объёмы попутно извлекаемой пластовой воды.

3. Изучить особенности разработки НЗ, подстилаемых подошвенной водой, при периодических процессах фильтрации нефти и воды с учётом изменения фазовой проницаемости продуктивного коллектора, и выработать рекомендации по повышению эффективности добычи нефти.

4. Исследовать влияние геолого-промысловых и технологических параметров на показатели разработки НГЗ и нефтяной залежи с подошвенной водой при реализации предлагаемых технологических решений.

Методы решения поставленных задач. В качестве математической модели исследуемых фильтрационных задач принята система нелинейных дифференциальных уравнений неустановившейся трехмерной трёхфазной (газ, нефть, вода) фильтрации с соответствующими начальными и граничными условиями. Для выполнения математических экспериментов принят программный комплекс ■БтМмсИ Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН. В данный программный комплекс автором были внесены алгоритмические дополнения, необходимость которых обусловлена спецификой решения поставленных задач. Для обоснования искомых технологических решений широко используется постановка соответствующих численных экспериментов.

Научная новизна.

1. Продемонстрирована необходимость и целесообразность применения неравномерных разностных сеток при моделировании процессов дренирования залежей, нефти при наличии газовой шапки и подстилающей пластовой воды. Определены требуемые параметры таких сеток применительно к решаемым фильтрационным задачам.

2. На основе крупномасштабных математических экспериментов выявлен новый эффект при разработке НГЗ. Показано, что для снижения негативного влияния газового конуса на добывные характеристики эксплуатационных ГС следует создавать фильтрационный экран не над стволом скважины, а формировать его под ней. В результате удаётся увеличить критический безгазовый дебит нефти, повысить результирующее значение коэффициента извлечения нефти (КИН) и одновременно существенно сократить дебит и объём попутно добываемой пластовой воды.

3. Применительно к нефтяным залежам с подошвенной водой изучены закономерности их разработки с помощью систем периодически эксплуатирующихся горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при учёте изменения фазовой проницаемости пористой среды для воды. Предложена и программно реализована модель, позволяющая рассмотреть варианты учёта непостоянства относительной проницаемости для воды. Исследовано и выявлено влияние различных геолого-промысловых параметров на зависимости от времени и результирующие значения основных показателей разработки водоплавающей НЗ.

Практическая значимость работы.

1. На основе численных экспериментов доказана целесообразность использования неравномерных сеточных областей при моделировании фильтрационных процессов, протекающих в нефтегазовых залежах. Применение таких сеток, в частичности при секторном моделировании, позволяет корректно учитывать влияние на динамики технологических показателей разработки явлений образования конусов газа и воды, сократить количество разностных ячеек без увели-

чения погрешности определения прогнозных показателей разработки, уменьшить требуемое расчётное время.

2. В результате выполненных математических экспериментов предложен на уровне патентной новизны способ разработки нефтегазовых залежей при применении фильтрационных экранов и системы горизонтальных скважин, эксплуатируемых в режиме критических безгазовых дебитов нефти. Он позволяет увеличить критический безгазовый дебит нефти, повысить прогнозное значение КИН, продлить период безводной добычи нефти, а также сократить объёмы добываемой пластовой воды.

3. Практически значимым представляется выполненный применительно к рекомендуемому способу разработки нефтегазовых залежей анализ влияния геолого-физических параметров на динамики основных технологических показателей.

4. Определённый интерес для практики имеют результаты математических экспериментов по исследованию разработки нефтяных залежей с подошвенной водой с помощью системы периодически эксплуатируемых ГС при учёте непостоянства фазовой проницаемости пласта. В частности, было установлено, что недоучёт данного явления в прогнозных расчётах способен привести к значимому занижению накопленных объёмов добываемой нефти.

5. Заслуживающими внимания оказываются результаты исследований, оценивающие влияние геолого-физических и технологических параметров на эффективность дренирования запасов нефти в указанном типе залежей.

Внедрение результатов исследований. Результаты настоящей работы в части исследований зависимостей показателей разработки от типа и параметров используемой сеточной области находят применение в практике секторного моделирования при составлении Саратовским научно-техническим центром НК «Сиданко» проектных документов на разработку месторождений нефти и газа ОАО «Саратовнефтегаз». Кроме того, Саратовский НТЦ предполагает исследовать на практике эффективность предлагаемого в работе способа повышения критических безгазовых дебитов нефти эксплуатационных горизонтальных скважин и сокращения объёмов попутно добываемой пластовой воды.

Апробация работы. Работа докладывалась на научных семинарах Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН, на 2-й Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (Москва, 1997), а также на 3-м Международном семинаре по горизонтальным скважинам (Москва, 2000).

Структура работы. Диссертационная работа содержит введение, три главы, основные выводы, список используемой литературы из 134 наименований. Содержание работы изложено на 173 страницах машинописного текста, включая I 68 рисунков и 24 таблицы.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 6 работ, в том числе 2 без соавторства, а также получен 1 патент.

Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность проф. С.Н. За-кирову за научное руководство, д.т.н. Э.С. Закирову, д.т.н. А.И. Брусиловскому, к.т.н. В.И. Васильеву, а также сотрудникам Лаборатории газонефтеконденсато-отдачи ИПНГ РАН за помощь, поддержку и проявленное внимание при выполнении настоящей работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении показана актуальность работы, сформулирована тема диссертации, определены цели исследования, излагаются основные задачи, методы решения поставленных задач, научная и практическая новизна выполненных исследований.

Глава 1. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики исследований. Зарубежная и отечественная практика добычи нефти свидетельствует о том, что нефтегазовые залежи и залежи нефти с подошвенной водой являются сложными объектами разработки. Трудность их освоения, наряду со сложностью геологического строения, обусловлена относительной близостью поверхностей разделов газа, нефти и воды к интервалам перфорации добывающих скважин. Такие объекты разработки характеризуются значительной обводнённостью и загазованностью добываемой продукции, большими объёмами попутно добываемого свободного газа и пластовой воды, пониженными величинами коэффициентов извлечения нефти и длительным сроком окупаемости затрат в связи с низкими значениями удельных на скважину накопленных объемов добытой нефти.

В данной главе анализируются результаты предшествующих исследований по проблемам конусообразования и методам борьбы с ними, опубликованные в нашей стране и за рубежом. Обосновывается актуальность намечаемых к исследованию задач.

Глава 2. Обоснование направлений повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей. Представленные в настоящей работе результаты исследований процессов добычи нефти основываются на применении модели изотермической нестационарной трёхмерной трёхфазной фильтрации газа, нефти и воды в продуктивном пласте. Данная модель математически формулируется в виде следующей системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных:

с//Ч-

+ -х,)6(у- -г,) (1)

./

(а =1,3; 1 = 1,3)

где а - номер фазы, / - номер компонента (псевдокомпонента), к - абсолютная проницаемость породы, т - т(р) - пористость коллектора, ра - давление в фазе а , — насыщенность порового пространства фазой а , ка = )• Ра = Ра(Ра) > Ра=Ма(Ра) ~ соответственно относительная фазовая проницаемость, плотность и динамическая вязкость фазы а , с' = с1 (р) - массовая концентрация компонента / в фазе а , = ^¡{х гу гх- мощность; у-ого

источника или стока по компоненту I, моделирующего работу эксплуатационной или нагнетательной скважины, расположенной в точке с координатами {х¡,у¡^^ , Ь - дельта-функция Дирака, g - ускорение свободного падения, г

- время, х,у,г - пространственные координаты, Г2 - область фильтрации, в которой ищется решения системы уравнений. При нумерации фаз и компонентов принят следующий порядок: 1 - газовая, 2 - нефтяная и 3 - водная фаза или компонент соответственно.

Записанная система уравнений дополняется следующими замыкающими соотношениям:

1л=1; ХС«=1; Ра-Р? = Рац(<>а) (2)

а /

где ) - капиллярное давление на границе раздела фаз аир.

В качестве начального условия в пределах области интегрирования О задаются объёмные распределения давления и насыщенностей каждой из фаз:

Ра(х,у,:),^ = раа, (3)

а =1,3; (х,у,2)&П

А в качестве граничного принимается условие равенства нулю потока каждого из компонентов на внешней границе Г, охватывающей рассматриваемую область ■£}.:

Чра-ра8ъ)=0 (4)

а =1,3; / = 1,3; (д-,у,г)е Г

Ввиду отсутствия аналитического решения система уравнений (1) при учёте (2) - (4) решается численно. В использованном нами для проведения математических экспериментов программном комплексе БшМаюИ реализован полностью неявный итерационный метод решения - метода Ньютона. Это означает, что на каждом временном шаге система нелинейных алгебраических уравнений запи-

сывается в неявном виде и независимые переменные по сеточным ячейкам (давление в газовой фазе, газо- и водонасьиценность) наряду с забойными давлениями в добывающих и нагнетательных скважинах находятся совместно и неявно. При численном решении рассматриваемой задачи значительная доля используемых временных и вычислительных ресурсов затрачивается на решение получаемой системы линейных уравнений. Поэтому для её эффективного решения в программном комплексе БтМаюИ реализованы современные методы решения систем линейных алгебраических уравнений: метод ортогональной минимизации ОгЛоМт, метод неполной факторизации, а также метод плотного хранения матриц и «красно-чёрного» упорядочивания переменных задачи.

При разработке залежей нефти существенное влияние на продуктивные характеристики добывающих скважин оказывают явления деформации поверхностей разделов флюидов - газонефтяного и водонефтяного контактов. Кинетика образования конусов газа и воды, а также динамика обводнения и загазования добываемой продукции зависят от распределения давления, вызванного действием реальной («точечной») добывающей скважины.

При численном моделировании дебит скважины равномерно «размазывается» по объёму ячеек, в которых находится, например, добывающая горизонтальная скважина. Следовательно, характеристики эксплуатации модельной и реальной, «точечной» скважин будут различаться. Причём тем более существенно, чем больше размеры сеточных ячеек, в которых находится моделируемая скважина. В результате неодинаковости распределения давления динамики формирования и продвижения к стволам добывающих скважин газового и водяного конусов будут различными. Поэтому представляется проблематичным распространенное мнение о возможности прогнозирования показателей разработки при использовании довольно грубой равномерной сетки с применением формул, позволяющих осуществить переход от давления в ячейке, в которой находится скважина, к реальному забойному давлению. Альтернативой такому подходу является применение неравномерных сеток, которые дают возможность с практически достаточной точностью моделировать работу реальной скважины.

В качестве объекта исследования принимается элемент разработки нефтегазовой залежи, линейные размеры которого вдоль осей ОХ, ОУ и ОЪ составляют 800 м, 600 м и 100 м соответственно. Исходные значения газо-, нефте- и водона-сыщенного интервалов равняются 50 м, 20 м и 30 м.

Продуктивный пласт принимается однородно-анизотропным по коллектор-ским свойствам. Значения абсолютной проницаемости вдоль латерального и вертикального направлений составляют 0,400 и 0,40 мкм2 соответственно. Пористость пласта равна 25 %. Начальное пластовое давление на отметке первона-

чального положения ГНК составляет 30,4 МПа. Относительные проницаемости для газовой, нефтяной и водной фаз задаются в виде степенных функций.

Во всех вариантах исследуется процесс дренирования элемента нефтегазовой залежи системой горизонтальных скважин. Эти скважины располагаются симметрично на торцах элемента в 7 м от отметки ВНК, их длина - 400 м. Первоначально скважины эксплуатируются при постоянном уровне отбора нефти, а в момент прорыва газового конуса переключаются в режим критических безгазовых дебитов нефти.

В первой серии вариантов обе ГС являются добывающими, а во второй серии одна из скважин является эксплуатационной, а другая - нагнетательной. При моделировании процесса заводнения соблюдается условие поддержания пластового давления на уровне начального. Прогнозные расчёты прекращаются при достижении одного из ограничений, задаваемых на дебит нефти, обводнённость продукции, забойное давление или продолжительность периода прогнозных расчётов.

В общей сложности исследуется 14 вариантов: в 7 из них реализуется режим истощения пластовой энергии, а в 7 осуществляется поддержание пластового давления. Расчётные варианты отличаются типом используемой разностной сетки (равномерная или неравномерная), а также размерами скважинных (т.е. вскрытых скважинами) и пластовых ячеек.

Результаты расчётов показывают явную тенденцию роста, с увеличением размеров скважинных ячеек, погрешности определения, например, дебитов и накопленных объёмов добытой нефти, обводнённости добываемой продукции, а также расходов и накопленных объёмов закачиваемой воды. Так, в случае, когда используется равномерная сеточная область и обе горизонтальные скважины являются эксплуатационными, при размере скважинных ячеек в 100 м вдоль оси 0Х, конечный КИН завышается на 43,2 %, а накопленная добыча воды на 40,0 % по сравнению с вариантом размера ячеек в 2 м. Моделирование процесса поддержания пластового давления показывает, что достигаемая на конец 20 года прогнозного периода относительная разница данных показателей разработки достигает ещё больших значений, равных 56,8 % и 98,1 % соответственно. А погрешность определения накопленных объёмов закачиваемой воды составляет 77,6 %. При этом в исследуемых вариантах наибольший размер сква-жинного сеточного блока вдоль оси 0Х составляет 100 м. На практике же при проектировании разработки нефтегазовых месторождений размеры сеточных ячеек нередко достигают 200 м и более. Следовательно, погрешности соответствующих величин будут характеризоваться ещё большими значениями.

Режим критических безгазовых дебитов нефти привлекателен с технологической точки зрения. Однако с экономических позиций он зачастую характеризуется невысокой эффективностью вследствие низких дебитов вертикальных

добывающих скважин. Поэтому скважины, с одной стороны, нередко эксплуатируются при сверхкритических дебитах, а с другой стороны, создаются и применяются различные методы борьбы с преждевременными прорывами газа. Одним из таких методов является создание фильтрационных экранов. Выполненные в предшествующие годы исследования продемонстрировали их относительную эффективность применительно к эксплуатации вертикальных скважин.

Вместе с тем, в случае совместного применения фильтрационных экранов и горизонтальных скважин, эксплуатируемых с критическими безгазовыми деби-тами нефти, ситуация не является однозначной. Так, полученное ранее S. Ekrann аналитическое решение задачи о притоке нефти к ГС при наличии над ней непроницаемого фильтрационного экрана выявило не повышение величины критического дебита нефти (как ожидалось), а её снижение. Столь неожиданный результат, полученный применительно к фильтрационным процессам в нефтяной оторочке, контактирующей только с газовой шапкой, послужил отправной точкой в наших исследованиях.

В качестве объекта исследования рассматривается элемент разработки залежи нефти, подстилаемой подошвенной водой и контактирующей с газовой шапкой. Линейные размеры рассматриваемого элемента вдоль осей OX, 0Y и 0Z составляют 800 м, 400 ми 100 м соответственно. Исходные значения газо-, неф-те- и водонасыщенного интервалов равняются 50 м, 20 м и 30 м. Объём выбранного элемента разработки аппроксимируется неравномерной сеточной областью с суммарным количеством разностных ячеек равным 36 х 1 х 27.

Продуктивный пласт принимается однородно-анизотропным по коллектор-ским свойствам. Значения абсолютной проницаемости вдоль латерали составляет 0,500 мкм2. Принимаемый коэффициент анизотропии пласта равняется 0,1, пористость - 25 %. Начальное пластовое давление на отметке ГНК составляет 30,4 МПа. Плотности газовой, нефтяной и водной фаз при начальном пластовом давлении равны 250,4 кг/м\ 694,0 кг/м3 и 1012,7 кг/м3, а коэффициенты динамической вязкости флюидов - 0,0348 мПа-с, 1,37 мПа-с и 0,45 мПа с, соответственно. Относительные проницаемости для газовой, нефтяной и водной фаз задаются в виде степенных функций. При этом пороговые значения насыщенно-стей для газа, нефти и воды равняются 0,10, 0,20 и 0,25.

Элемент разрабатывается с использованием ГС, которые симметрично располагаются на его торцах на расстоянии 3 м выше начальной отметки ВНК. Длина каждой горизонтальной скважины составляет 400 м.

Прогнозные расчёты прекращаются при достижении одного из технологических ограничений, задаваемых на продолжительность прогнозного периода, дебит нефти, обводнённость продукции и забойное давление. Применительно к принятому элементу НГЗ исследуются следующие варианты его разработки в режиме истощения пластовой энергии.

1-й вариант. Элемент НГЗ дренируется двумя горизонтальными добывающими скважинами в режиме критических безгазовых дебитов нефти.

2-й вариант. В отличие от первого варианта для снижения негативного влияния формирующегося газового конуса на отметке начального положения ГНК над каждой из ГС симметрично размещаются непроницаемые фильтрационные экраны шириной 50 м.

3-й вариант. Отличие данного варианта от предыдущего заключается в том, что вертикальная отметка положения фильтрационного экрана смещается вниз от ГНК на 7 м. Таким образом, расстояние между ФЭ и ГС уменьшается с 17 м (вариант № 2) до 10 м.

4-й вариант. Принципиальное отличие данного варианта от предыдущих двух заключается в том, что исследуется эффективность разработки при размещении непроницаемых экранов не над, а под стволами горизонтальных добывающих скважин, на начальной отметке ВНК. При этом добыча нефти также осуществляется при критических безгазовых дебетах.

Рассмотрение результатов математических экспериментов позволяет выявить следующие интересные обстоятельства.

Во-первых, попытка ограничить негативное влияние газового конуса на до-бывные возможности горизонтальных эксплуатационных скважин за счёт размещения непроницаемого экрана на отметке начального ГНК не даёт ожидаемого результата. Ибо высокая подвижность газовой фазы не позволяет использовать ФЭ в качестве эффективного «барьера» для газа газовой шапки. В результате достигаемая во втором варианте на конец прогнозного периода величина КИН совпадает со значением соответствующего показателя первого расчетного варианта (24,7 %).

Во-вторых, смещение непроницаемого ФЭ по вертикали ближе к эксплуатационным ГС снижает накопленный объём добываемой нефти. Так, на конец 20-го года прогнозного периода удаётся извлечь на 3,4 % меньше нефти по сравнению с первым вариантом. Кроме того, по сравнению с базовым вариантом отмечается небольшой (на 1,7 %) рост накопленного объёма попутно добываемой воды. Данные результаты объясняются снижением эффективного нефтенасы-щенного объёма, дренируемого горизонтальной скважиной, при вертикальном смещении вниз ФЭ.

В-третьих, размещение непроницаемого фильтрационного экрана не над стволами горизонтальных добывающих скважин, а ниже отметок их положения позволяет значимо изменить складывающуюся картину разработки в лучшую сторону. Ибо возникающее новое динамическое распределение давления в объеме исследуемого элемента приводит к:

• увеличению критических безгазовых дебитов нефти в течение нескольких первых лет разработки;

• повышению величины КИН на 21,3 % по сравнению первым вариантом;

• значительному увеличению продолжительности периода безводной добычи нефти. Например, если в варианте № 1 конус подошвенной воды достигает высотных отметок ГС на конец второй недели модельного времени, то при размещении ФЭ на отметке ВНК поступление пластовой воды эффективно сдерживается в течение 425 суток;

• кратному снижению как конечной величины водонефтяного фактора, так и суммарного объёма попутно извлекаемой воды. Так, достигнутые в первом варианте значения данных технологических показателей составляют 1,1 м3/м3 и 241,8 тыс. м3, что, соответственно, в 2,6 и 2,2 раза превышает аналогичные показатели расчётного варианта № 4, равные 0,4 м7м3 и 112,5 тыс. м\

При поддержании пластового давления с помощью заводнения перемещение фильтрационного экрана по вертикали на отметку начального положения ВНК не обеспечивает, в отличие от вариантов истощения пластовой энергии, заметного прироста безгазового дебита нефти и, следовательно, накопленной добычи нефти. Причина этого заключается в том, что реализация заводнения сопровождается не только некоторым приростом нефтеотдачи, но и более интенсивным ростом суммарной добычи воды. Сопоставление значений удельных на скважину накопленной добычи нефти и воды в 4-ом варианте серий истощения пластовой энергии и поддержания пластового давления показывает следующее. При переходе от истощения к заводнению величина накопленной добычи нефти увеличилась лишь на 12,7 % (с 138,6 тыс. мJ до 156,3 тыс. м3). В то же время накопленная добыча воды возросла в 2,8 раза - с 56,3 тыс. мJ до 157,4 тыс. м3. Иными словам, реализация заводнения при эксплуатации добывающей горизонтальной скважины в режиме критических безгазовых дебитов нефти становится технико-экономической задачей.

Общий вывод заключается в том, что указанные положительные характеристики предлагаемого способа разработки НГЗ позволяют рассматривать его в качестве перспективного для практики нефтедобычи. Ибо он обеспечивает не только повышение степени выработки запасов нефти, но и значимо смягчает остроту современной проблемы высокой обводнённости добываемой нефти.

Для оценки влияния различных геолого-физических и технологических факторов на достигаемые показатели разработки в случае реализации предлагаемого способа добычи нефти исследуются дополнительные серии вариантов.

Влияние высотной отметки горизонтального ствола. Здесь исследованы дополнительно две серии расчётных вариантов. В первой из них ствол ГС размещается на 6 м выше начального положения ВНК (ФЭ), а в другой - на 9 м. Результаты расчётов показали, что данный фактор оказывает определённое влияние, например, на достигаемую величину КИН. Так, увеличение расстояния между ГС и ВНК (ФЭ) с 3 м до 6 м приводит к снижению результирующего

КИН с 30,0 % до 28,2 %. Одновременно значимо уменьшается и суммарный объём попутно добываемой воды - с 112,5 тыс. м3 до 60,0 тыс. м3.

С другой стороны, изменение высотной отметки эксплуатационной скважины с 3 м до 9 м обусловливает снижение прироста нефтеотдачи от применения предлагаемого способа разработки и приводит к значительному относительному изменению объёмов отбираемой пластовой воды. Так, при расстоянии в 3 м между ГС и ВНК, размещение фильтрационного экрана ниже эксплуатационной скважины позволяет увеличить накопленную добычу нефти на 21,3 % (с 228,4 тыс. м3 до 277,2 тыс. м3) и одновременно в 2,1 раза сократить объём отбираемой пластовой воды - с 241,8 тыс. м3 до 112,5 тыс. м3. В случае же, если интервал между ГС и ВНК увеличивает до 9 м, то прирост накопленной добычи нефти составляет уже 3,7 % (с 226,0 тыс. м3 до 234,4 тыс. м3), а отбор воды падает в 6 раз - с 14,3 тыс. м3 до 2,4 тыс. м3.

Влияние коллекторских свойств пласта. В исследуемых подвариантах значения коэффициента абсолютной проницаемости приняты равными 0,250 мкм2, 0,500 мкм2 и 1,000 мкм2 при фиксированной величине анизотропии пласта, равной 0,1. Снижение проницаемости по латерали с 0,500 мкм2 в базовом варианте до 0,250 мкм2 приводит к уменьшению КИН на 23,6 %. Однако при к = 1,00 мкм2 накопленные объёмы добытой нефти и пластовой воды возрастают на 22,2 % и 30,9 %, соответственно.

Результаты математических экспериментов показали, что последовательное увеличение коэффициента анизотропии пласта ге с 0,01 до 0,10 и 1,00 оказывает слабое влияние на продолжительность периода безгазовой добычи нефти и КИН. Так, при изменении коэффициента анизотропии коллектора с 0,01 до 1,00 прогнозное значение КИН уменьшается с 30,6 % до 29,7 %. Однако вариация данного параметра значимо влияет на суммарную добычу пластовой воды. Сравнение значений данного показателя разработки для вариантов с ге = 0,01 и эг = 1,00 демонстрирует увеличение попутной добычи воды с 67,3 тыс. м3 до 139,6 тыс. м' на протяжении 20-летнего периода модельного времени.

Зависимость показателей добычи от ширины и проницаемости экрана. Исследованию подвергаются дополнительные серии вариантов, которые характеризуются 80 и 30-метровой шириной фильтрационных экранов. Оказывается, что при разработке в режиме истощения пластовой энергии сужение ФЭ с 50 м до 30 м приводит к уменьшению КИН на конец 20 года на 6,7 %. Одновременно из-за снижения экранирующего эффекта для подошвенной воды имеет место значительное (более чем на 40 %) возрастание накопленного объема добытой попутно воды. С другой стороны, увеличение площадных размеров экранов благотворно отражается как на периоде безводной добычи нефти, который удаётся увеличить на 820 суток, так и на росте КИН на 6,5 %.

Вместе с тем выяснилось, что ни один из основных показателей разработки не претерпевает существенных изменений при применении экранов с ненулевым значением проницаемости. Так, сравнение результатов исходной серии вариантов и серии, в которой проницаемость ФЭ задаётся равной 0,001 мкм~, демонстрирует их идентичность.

Зависимость показателей добычи от вязкости нефти. Рассмотрение результатов прогнозных расчётов свидетельствует о том, что от вязкости нефти значительно зависят основные показатели разработки. Так, увеличение начального значения вязкости с 1,37 мПа-с до 4,11 мПа-с снижает степень извлечения нефти (КИН) на 38,3 % и в более чем в 1,5 раза увеличивает водный фактор.

Влияние начального уровня отбора нефти. Результаты математических экспериментов, в которых варьировался начальный уровень добычи нефти, не выявили какой-либо зависимости динамик интегральных показателей разработки от данного параметра как в случае истощения пластовой энергии, так и в вариантах поддержания пластового давления. Ибо увеличение или снижение начального дебита эксплуатационных скважин на позволяет существенно изменить продолжительности периода безгазовой добычи нефти.

Глава 3. Особенности разработки водоплавающих залежей нефти при учёте изменения фазовой проницаемости. На зрелой стадии разработки нефтяных месторождений с целью повышения охвата вытеснения нефти водой применяются различные технологические решения. Одно из наиболее признанных заключается в изменении направлений фильтрационных потоков.

Применение того или иного способа повышения охвата продуктивного пласта заводнением неявно предполагает, что нефть, вытесняемая из недренируе-мых, застойных зон в ранее обводнённые области коллектора, в последующем полностью увлекается водой к добывающим скважинам и остаточная нефтена-сыщенность, достигнутая при первичном заводнении, восстанавливается полностью. Однако практика разработки залежей нефти Бавлинского, Туймазинского нефтяных месторождений свидетельствует об иных представлениях.

Сказанное послужило основанием для проведения в БашНИПИнефти и Уфимском Государственном техническом университете серии экспериментальных работ. Здесь на моделях терригенных коллекторов исследовались особенности вытеснения нефти водой после их повторного насыщения нефтью. Исследования выполнялись на образцах песчаников Туймазинского, Менеузовского, Манчаровского и Ахтинского месторождений.

Порядок лабораторных экспериментов заключался в периодическом заводнении сначала исходной, а затем модели пласта, в которой создавалась вторичная нефтенасыщенность.

Результаты экспериментальных исследований по вытеснению нефти водой из обводнённых коллекторов после их повторного частичного насыщения нефтью продемонстрировали следующее.

• Полностью вытеснить нефть, поступающую в промытое поровое пространство модели пласта, не удаётся. В итоге происходит постепенное возрастание остаточной нефтенасыщенности. При этом в некоторых опытах увеличение остаточной нефтенасыщенности достигало 14 пунктов.

• Рассматриваемый процесс сопровождается существенным увеличением градиентов давления вытеснения нефти водой вследствие значительного снижения относительной проницаемости для водной фазы.

• На характер изменения остаточной нефтенасыщенности определяющую роль играет смачиваемость породы.

Аналогичные результаты были выявлены и для карбонатных коллекторов.

Повышение эффективности разработки заводняемых нефтяных месторождений на основе технологии изменения направления фильтрационных потоков осуществляется в масштабе отдельных выделенных участков, либо на всей продуктивной площади. Вместе с тем, вариация направлений потоков фильтрации имеет место не только в значительных по объёму областях пластов между добывающими и нагнетательными скважинами, но также и в околоскважинных областях.

Известно, что при разработке нефтяных залежей, подстилаемых подошвенной водой, с целью снижения текущих уровней добычи воды нередко производятся периодические снижения отбора жидкости или остановки сильно обводнявшихся скважин. Уменьшение дебита или простой скважины в течение определенного времени приводит к оседанию сформировавшегося конуса воды и, как следствие, снижению доли попутно извлекаемой воды. Очевидно, что данный процесс сопровождается поступлением некоторого количества нефти, оттеснённой конусом, в ранее занятый им объём порового пространства. Последующий ввод добывающей скважины в эксплуатацию или интенсификация добычи жидкости приводят к возвратному движению конуса подошвенной воды и повторному вытеснению нефти из ранее частично заводнённой области пласта.

Отсюда видно, что в анализируемом случае в прискважинной области пласта имеют место периодические перераспределения потоков нефти и воды. Поэтому, принимая во внимание результаты указанных экспериментальных работ, можно ожидать, что периодическая эксплуатация добывающих скважин при учёте изменения относительной фазовой проницаемости воды окажет определённое влияние на динамики и результирующие значения показателей разработки. С целью качественного и количественно изучения данного процесса были поставлены и проведены соответствующие математические эксперименты.

Представляемые результаты исследований основываются на применении программного комплекса 81тМа1сЬ, позволяющего в рамках модели нелетучей нефти численно решать задачи нестационарной пространственной многофазной фильтрации. С целью учёта непостоянства фазовой проницаемости пласта для воды при периодической эксплуатации горизонтальных скважин в базовый комплекс были внесены необходимые алгоритмические изменения. Они отражают принятую автором модель изменения относительной проницаемости водной фазы, суть которой кратко поясним на следующем примере варианта истощения пластовой энергии.

В начальный момент времени / = О добывающая скважина пускается в эксплуатацию с заданным дебитом жидкости. В результате происходит формирование конуса подошвенной воды. Дальнейшая работа скважины характеризуется непрерывным возрастанием обводнённости добываемой жидкости. Она продолжается до тех пор, пока, в соответствии с принятым алгоритмом, текущее значение обводнённости в не превысит заданного порогового значения Вн ■

При достижении данного условия эксплуатационная скважина прекращает отбор пластовой жидкости и в течение определённого периода времени Т1!р находится в бездействии.

Во время простоя в прискважинной зоне происходит перераспределение фазовых насыщенностей. Это обусловлено тем, что в отсутствие депрессии на пласт конус воды под действием силы тяжести оседает и одновременно с этим происходит приток нефти в ранее частично заводнённую конусом область коллектора. Исходя из опубликованных результатов экспериментальных работ, считается, что такая трансформация состояния насыщения пласта отражается на динамике дальнейших фильтрационных процессов вследствие изменения проницаемости коллектора для воды.

Поэтому для учёта изменения относительной проницаемости водной фазы для каждой пластовой ячейки с координатами (;',у,Дг), расположенной выше

начальной отметки ВНК, определяется целочисленная переменная п!:к с нулевым начальным значением. Введение и использование этой переменной преследует несколько целей. Во-первых, она служит некоторым признаком, определяющим необходимость учёта при расчёте фильтрационных потоков в объёме элементарной ячейки {¡,],к) новой, отличной от начальной, функции относительной фазовой проницаемости (ОФП) воды. Во-вторых, значение переменной п1/1с определяет, насколько «сильно» необходимо модифицировать исходную

функцию ОФП воды для расчёта её (фазовой проницаемости) нового значения.

В конце периода простоя эксплуатационной скважины во всех пластовых ячейках, расположенных над начальным ВНК, текущее значение водонасышен-

ности ^ сравнивается с некоторой пороговой величиной лии , задаваемой в

качестве исходного параметра. В случае, если для какой-либо элементарной ячейки выполняется условие > ли/| , то значение соответствующей целочисленной переменной л увеличивается на 1.

По истечении периода простоя (и завершения процедуры пересчёта значений целочисленных переменных) добывающая скважина вновь вводится в эксплуатацию с прежним уровнем отбора жидкости. При этом в процессе решения системы дифференциальных уравнений фильтрации в каждой пластовой ячейке в зависимости от значения переменной п,]к используется исходная (если

пцк =0) или изменённая (если пцк ^0) функция относительной проницаемости водной фазы.

Как и в предыдущем цикле, продолжительность работы добывающей ГС не является заранее известной величиной. Она ограничивается моментом повторного наступления условия в > Вп , при достижении которого дренирование

элемента залежи снова прекращается. После завершения последующего периода простоя скважины вновь выполняется процедура пересчёта значения переменной для каждой из пластовых ячеек, и соответственно - ОФП для воды. За-

1/к

тем наступает очередной цикл периодической эксплуатации добывающей ГС скважины и т.д.

В случаях исследования периодических фильтрационных процессов при заводнении учёт изменения ОФП воды производится только в ячейках около-скважинной области добывающей скважины.

В принимаемой модели учёта непостоянства относительной фазовой проницаемости воды расчёт изменения данного параметра при ненулевом значении переменной п.;к осуществляется одним из двух способов.

В первом из них текущее значение функции ОФП /£(лв) рассчитывается с помощью следующего соотношения:

/ДО =/(ОЛ/хо -/до]>

где /(.у„;) и - две задаваемые в начальных данных функции, пред-

ставляющие, соответственно, «начальную» и «конечную» граничные кривые относительной фазовой проницаемости воды, между которыми располагается текущая кривая; а„- зависящий от значения переменной коэффициент, определяющий величину изменения исходной относительной фазовой проницаемости воды ) ■

При этом в данном способе принимается, что:

• <х„=0 при п,.к -О,

• а„ = 1 при n,jk >10,

• пороговые значения насыщенности функций /.($„.) и / (¿ц ), при которых водная фаза приобретает подвижность, одинаковы,

• максимальные значения водонасыщенности для данных функций также совпадают, однако значения относительной проницаемости водной фазы различны.

В отличие от предыдущего, второй вариант расчёта ОФП воды позволяет рассмотреть случай с переменным порогом подвижности водной фазы. Ибо в данном способе текущее значение функции ОФП воды рассчитывается как:

(s -s )IÇ fis ) = 0 25 • ___

' wmax жr /

где sw - значение водонасыщенности в пластовой ячейке (i,j,k), sucr и s»max ~ ткущие, соответственно, пороговая и максимальная насыщенности водной фазы, величины которых определяются из следующих соотношений:

s»cr =s°wcr+(Asw)n

Swmax ~ Swmax '

где s® , s'lmax - начальные значения соответствующих насыщенностей, (àsw)n - зависящее от значения переменной niJk приращение водонасыщенности.

При этом считается, что

• (Asj„=0 при = 0,

• (Asl(,)„ = max(Asu) при л >10, где max(Asu.) - максимально допустимое приращение водонасыщенности.

Предлагаемая модель учёта изменения относительной фазовой проницаемости воды внесена в качестве алгоритмического дополнения к базовому программному комплексу. Это позволило провести исследование процесса разработки элемента водоплавающей НЗ с помощью системы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, работающих в режиме периодической или/и непрерывной эксплуатации.

В качестве объекта исследования рассматривается элемент залежи, подстилаемой подошвенной водой, и примыкающий к нему по одной из границ сегмент водоносной области с заданной протяженностью. Линейные размеры рассматриваемого элемента вдоль осей OX, 0Y и 0Z составляют 600 м, 800 м и 60 м

соответственно. Исходные значения нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов равняются 20 м и 40 м. Примыкающая к данному элементу область водоносного бассейна имеет протяженность 20 км и толщину 40 м.

Запасы нефти дренируются с помощью двух ГС, которые симметрично располагаются на торцах элемента на расстоянии 19 м выше начальной отметки ВНК. Длина каждого горизонтального ствола, направленного вдоль оси 0У, равняется 400 м. Предполагается, что обе скважины эксплуатируются периодически и синхронно. При этом в вариантах моделирования режима истощения пластовой энергии обе скважин являются добывающими, а при поддержании пластового давления одна из скважин является эксплуатационной, а другая -нагнетательной.

Элемент продуктивного пласта и прилегающая область водоносного бассейна принимаются обладающими одинаковыми однородно-анизотропными кол-лекторскими свойствам. Значения абсолютной проницаемости вдоль латерального и вертикального направлений составляют 0,400 и 0,040 мкм2 соответственно. Пористость равна 25 %.

Начальное пластовое давление на отметке кровли равняется 30,4 МПа и совпадает с давлением насыщения нефти газом. Плотности газовой, нефтяной и водной фаз при начальном пластовом давлении равны 250,4 кг/м3, 694,0 кг/м3 и 1012,7 кг/м', а коэффициенты динамической вязкости флюидов - 0,0348 мПа-с, 1,37 мПа-с и 0,45 мПа-с, соответственно.

В рассматриваемом элементе задаётся начальное распределение насыщенно-стей нефтью и водой. Предполагается, что поровый объём прилегающего водонапорного бассейна насыщен только водной фазой. Относительная проницаемость каждой фазы задаётся в виде аналитической функции. При этом пороговые значения насыщенностей для газа, нефти и воды составляют соответственно 0,10, 0,20 и 0,25.

Применительно к выделенному элементу НЗ с подошвенной водой исследуются следующие варианты разработки.

1-й вариант. Элемент пласта дренируется двумя ГС с постоянными во времени дебитами жидкости, равными 400 м3/сут. В силу непрерывности работы скважин в данном варианте в фильтрационных расчётах используется только исходная функция относительной проницаемости воды.

2-й вариант. В отличие от предыдущего варианта, здесь работа добывающих скважин является периодической. Однако в данном варианте учёт изменения фазовой проницаемости для воды не производится. Продолжительность периода эксплуатации скважин на каждом цикле является переменной величиной и ограничивается моментом достижения пороговой обводнённости добываемой продукции Вп, равной 80 %. Длительность периода простоя скважин Т от

цикла к циклу не изменяется и составляет 30 суток. Количество периодов эксплуатации и простоя скважин не ограничивается. Остальные параметры остаются прежними.

3-й вариант. В данном случае также рассматривается периодическая эксплуатация двух добывающих скважин. Однако в противоположность варианту № 2, в расчётах производится учёт изменения проницаемости пласта для воды. При этом вычисления текущего значения ОФП воды в разностных ячейках осуществляются по первому способу. Пороговое значение водонасыщенности 5ил составляет 0,40. Значения параметров Вп и Тпр по отношению ко второму

варианту остаются без изменений. Количество периодов эксплуатации и простоя скважин также не ограничивается.

4-й вариант. Единственным отличием данного расчётного варианта от предыдущего заключается в том, определение текущих значений относительной фазовой проницаемости воды в пластовых ячейках выполняется по второму способу.

5-« и 6-й варианты. В данных вариантах исследуется последовательная периодическая (в течение первых 10 циклов) и непрерывная (на протяжении оставшегося промежутка времени прогнозного периода) эксплуатация системы ГС. При этом учёт изменения ОФП воды осуществляется по первому (5-й вариант) или второму (б-й вариант) способу.

Прогнозные расчёты прекращаются при достижении одного из следующих ограничивающих условий:

• время прогноза составляет 10 лет;

• минимальный (нерентабельный) дебит скважины по нефти равен 2 м3/сут.;

• минимальное забойное давление в добывающей скважине равно 4,05 МПа.

• предельное значение обводённости продукции - 95 %

Рассмотрение результатов модельных расчётов позволяет отметить следующее.

Уменьшение относительной фазовой проницаемости по воде при периодической эксплуатации скважин является важным фактором. Исключение из рассмотрения данного явления приводит к тому, что в начальных циклах динамика обводнёния добываемой жидкости характеризуется более высокими темпами роста, нежели в вариантах, учитывающих снижение ОФП воды. Это является причиной заметного различия в эффективности использования скважин с точки зрения суммарного времени их эксплуатации. Так, достигаемое на конец прогнозного периода общее время работы скважин во 2-ом варианте оказывается

заниженным по сравнению с соответствующим значением 4-ого варианта на 19,5%

Следствием различия динамик работы скважины является несовпадение конечных значений основных показателей разработки. Например, сопоставление значений накопленного объема добываемой нефти во 2-ом (470,0 тыс. мЛ) и 3-ем (575,4 тыс. мО вариантах свидетельствует о том, что исключение из рассмотрения данного фактора приводит к занижению конечного КИН на 18,3 %.

В случае непрерывной работы добывающих скважин на протяжении всего прогнозного периода (вариант № 1) из рассматриваемого элемента разработки добывается 2330,0 тыс. мэ воды. Результаты 2-го варианта демонстрируют более чем 2-х кратное снижение значения данного показателя - до 1124,0 тыс. м3. Сравнение же суммарных объёмов отбора пластовой воды во 2-ом и 3-ем (1517,2 тыс. м3) вариантах показывает, что в случае исключения из внимания уменьшения ОФП воды эффективность применения периодического режима эксплуатации скважин искусственно завышается (разница - 35,0 %). Вместе с тем, конечные значения водонефтяного фактора в вариантах 2 и 3 различаются не столь сильно - на 10,3 %.

Сопоставление вариантов № 1, 3 и 4 свидетельствует о том, что при наличии выигрыша в накопленной добыче воды имеет место проигрыш в суммарном объёме отбора нефти. С другой стороны, рассмотрение результатов вариантов 5 и 6, в которых последовательно моделируется периодическая и непрерывная эксплуатация ГС, выявляет возможность достижения значения КИН, превышающего на 7,9 % и 3,7 % соответственно аналогичный показатель первого варианта. При этом также удаётся сократить как совокупную добычу воды (на 12,3 % и 11,2 % соответственно), так и конечные водонефтяные факторы - с 4,0 м3/м3 в варианте 1 до 3,2 м3/м" и 3,4 м3/м3 в вариантах № 5 и 6.

Выводы, сделанные применительно к случаям истощения пластовой энергии оказываются справедливыми и при реализации поддержания пластового давления. Например, получаемые в вариантах заводнения № 2 и 4 конечные значения КИН, равные 22,7 % и 25,4 %, свидетельствуют о возникновении 10 %-ой погрешности расчёта прогнозного объёма накопленной добычи нефти при исключении из рассмотрения непостоянства ОФП воды. Вместе с тем, применение комбинированного способа эксплуатации добывающей горизонтальной скважины при заводнении не позволяет превысить эффективность выработки запасов нефти при непрерывном дренировании водоплавающей нефтяной залежи, хотя данных подход приводит к снижению объёма попутно добываемой пластовой воды.

Для оценки влияния геолого-физических и технологических факторов на достигаемые показатели разработки принятого элемента водоплавающей нефтяной залежи рассматриваются дополнительные серии вариантов, в которых

варьируются исходные данные и параметры. При этом в каждой из них также исследуются перечисленные выше 6 вариантов.

Зависимость показателей разработки от коллекторских свойств пласта. Четырёхкратное снижение проницаемости пласта в латеральном направлении с 0,400 мкм" до 0,100 мкм" при истощении пластовой энергии обусловливает повышение темпа падения пластового и забойного давлений, и приводит к более чем 2,5-кратному сокращению продолжительности прогнозного периода большинства расчётных вариантов из-за достижения минимально допустимых забойных давлений. Следствием этого является значительное снижение конечных значений КИН. Так, в случае проницаемости равной 0,100 мкм2 КИН по сравнению со случаем, когда проницаемость равна 0,400 мкм2, уменьшается на 52,9 %. Схожие изменения претерпевают величины накопленных объёмов добычи воды (снижение на 71,2 %) и водонефтяных факторов (падение на 40,4 %).

Аналогичное влияние на основные показатели разработки проявляет уменьшение абсолютной проницаемости и в серии вариантов, моделирующих поддержание пластового давления. Однако, в данном случае оно обусловлено не сокращением продолжительности прогнозного периода, а ухудшением условий дренирования ГС нефтяной залежи.

Влияние водоносного бассейна. Снижение протяжённости водоносного бассейна с 20 км до 2 км существенно отражается на динамиках и результирующих показателях разработки вариантов, в которых обе горизонтальные скважины являются эксплуатационными. При этом характер их изменения аналогичен изученному ранее случаю снижения абсолютной латеральной проницаемости пласта.

Вместе с тем, при реализации заводнения исследуемого элемента энергия прилегающей водоносной области не оказывает никакого влияния на эффективность выработки запасов нефти. Ибо в данном случае определяющее воздействие на динамику отбора нефти оказывает нагнетательная горизонтальная скважина. Так, сопоставление результатов соответствующих вариантов показывает их полную идентичность.

Зависимость показателей разработки от расстояния между скважинами. Для залежей нефти с подошвенной водой расстояние между скважинами является одним из важных параметров. При сокращении расстояния с 600 до 400 м (в 1,5 раза) объём нефти, добытой при периодической эксплуатации скважин с учётом изменения относительной проницаемости водной фазы уменьшается, например, в 4-ом варианте, с 535,8 тыс. м3 до 437,6 тыс м3 или в 1,22 раза. При этом накопленный объём добываемой воды уменьшается на 23,4 %. Эти цифры объясняются изменением удельных запасов нефти, приходящихся на одну скважину, и улучшением условий дренирования менее протяжённых продуктивных пластов.

Поэтому снижение накопленных объемов добытой нефти при уменьшении расстояния между скважинами характеризуется возрастанием КИН, например, с 44,2% до 55,5 % в 6-ом расчётном варианте. Совместное рассмотрение результатов исследований для случаев режимов истощения и заводнения позволяют отметить одинаковое влияние расстояния между горизонтальными скважинами на конечную величину КИН.

Зависимость показателей разработки от продолжительности периода простоя скважин. Выполненные математические эксперименты выявили слабую зависимость технологических показателей от вариации продолжительности периода простоя эксплуатационных скважин. Так, увеличение в каждом цикле времени простоя скважин с 30 суток до 60 суток приводит к незначительному снижению КИН в варианте № 5 с 45,9 % (в исходной расчётной серии) до 44.3 %. При этом суммарный объём отобранной пластовой воды и водонефтяной фактор претерпевают уменьшение на 10,1 % и 7,7 % соответственно. Данный факт объясняется малым различием динамик оседания водяных конусов при изменении времени простоя скважин при принятых свойствах продуктивного пласта и насыщающих его фаз.

Аналогичный характер изменения основных показателей разработки наблюдается и в вариантах поддержания пластового давления.

ВЫВОДЫ

1. При разработке нефтегазовых залежей значимыми являются процессы конусообразования. Численное исследование соответствующих фильтрационных процессов сталкивается с проблемой корректного моделирования эксплу-тационных скважин. В работе показано, что применение равномерных сеток при прогнозировании показателей разработки нефтегазовых залежей при наличии подошвенной воды может приводить к значительным погрешностям определения основных показателей добычи нефти. Поэтому для исследования соответствующих пространственных многофазных задач показывается необходимость и целесообразность использования неравномерных сеток, которые позволяют более корректно учитывать динамику процессов образования конусов газа и воды, .а также уменьшить количество разностных ячеек и требуемые объёмы расчётного времени.

2. Предложен и обоснован новый способ разработки нефтегазовых залежей. Он предусматривает добычу нефти с помощью горизонтальных добывающих скважин при критическом безгазовом дебите нефти, создание искусственных или использовании естественных фильтрационных экранов, расположенных ниже отметки положения добывающей скважины. Предложенный подход способствует повышению уровней критических безгазовых дебитов нефти, росту

конечной величины КИН, увеличению периода безводной добычи нефти и кратному снижению объёмов попутно добываемой пластовой воды.

3. На основе выполненных гидродинамических расчетов нестационарной многомерной многофазной фильтрации выявлены факторы, оказывающие заметное влияние на повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтегазовых залежей на основе предложенного способа. Полезными для практики могут явиться также и результаты математических экспериментов по изучению влияния других геолого-физических и технологических параметров на показатели добычи нефти при эксплуатации скважин в режиме критических безгазовых дебитов и использовании непроницаемых фильтрационных экранов.

4. Применительно к задаче разработки водоплавающей нефтяной залежи, дренируемой системой периодически эксплуатируемых горизонтальных скважин, предложена и программно реализована модель учёта непостоянства фазовой проницаемости для воды. Анализ результатов математических экспериментов в случаях реализации режима истощения пластовой энергии и поддержания пластового давления указывает на важность и необходимость учёта изменения фазовой проницаемости пласта при периодических нестационарных условиях фильтрации в водоплавающих нефтяных залежах. В частности, было установлено, что недоучёт данного явления в прогнозных расчётах способен привести к значимому занижению накопленных объёмов добываемой нефти.

Дяя рассматриваемой задачи изучены зависимости основных показателей разработки от различных геолого-физических и технологических факторов.

5. Проведённые математические эксперименты по исследованию фильтрационных течений в периодически дренируемом элементе водоплавающей нефтяной залежи при учёте изменения относительной проницаемости коллектора позволили выявить как положительные, так и слабые стороны данного подхода. Вместе с тем, полученные результаты дали возможность сделать вывод о целесообразности применения к данному типу залежей нефти комбинированного способа разработки, заключающегося в суммировании положительных характеристик периодической и непрерывной добычи нефти.

ПУБЛИКАЦИИ

1. Закиров С.Н., Крылов В.А. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей. / Тезисы докладов 2-й Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. -Москва, 30 сентября - 2 октября, 1997.

2. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров И.С., Закиров Э.С., Пискарёв В.И., Крылов В.А., Дорошенко Ю.Е., Щепкина Н.Е. Скважинные системы при разработке нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений. / Тезисы

докладов 2-го Международного семинара по горизонтальным скважинам. - Москва, 27-28 ноября, 1997.

3. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров И.С., Закиров Э.С., Пискарёв В.И., Крылов В.А., Смирнов Б.В., Дорошенко Ю.Е., Щепкина Н.Е. Conversion of an Unprofitable Multireservoir Gas/Oil Field Into an Attractive Development Object. Paper SPE # 50657 presented at European Petroleum Conference, Hague, The Netherlands, 1998

4. Способ разработки нефтегазовых месторождений. / Патент РФ на изобретение № 2158820 от 10 ноября 2000 г. (Закиров С.Н., Крылов В.А., Закиров Э.С., Будников В.Ф., Петин В.Ф., Басарыгин Ю.М., Аристов В.А.)

5. Крылов В.А. Влияние параметров разностной сетки на показатели разработки нефтегазовых залежей. // Наука и технология углеводородов. - 2000. - № 3.-е. 59-64.

6. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С., Огнёв A.A., Юльметьев Т.Н., Закиров И.С., Милованов В.И., Карлинский Е.Д., Смирнов Б.В., Мамедов Т.М., Крылов В.А., Щепкина Н.Е., Дорошенко Ю.Е., Назаров A.B., Кондрат P.M., Логинова В.Е., Пискарёв В.И., Ермолаев А.И. Совершенствование технологии разработки месторождений нефти и газа. - М.: Грааль, 2000 - 643 с.

7. Крылов В.А. Разработка нефтегазовых залежей на основе горизонтальных скважин. / Тезисы докладов 3-го Международного семинара по горизонтальным скважинам. - Москва, 29 - 30 ноября, 2000.

Соискатель

В.А. Крылов

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Крылов, Владимир Александрович

Введение.

Глава 1. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы.

1.1. Классификация НГЗ.

1.2. Опыт разработки НГЗ.

1.3. Теоретические исследования явления конусообразования.

1.4. Исследования по предотвращению конусообразования.

1.5. Обоснование тематики диссертационной работы.

Глава 2. Обоснование путей повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей, подстилаемых пластовыми водами.

2.1 Постановка и алгоритм решения задач пространственной трёхфазной фильтрации.:.

2.2 Неравномерные сетки при решении задач пространственной фильтрации.;.

2.3. Об алгоритмической реализации режима критического безгазового дебита нефти.

2.4. Обоснование нового способа разработки нефтегазовых залежей, подстилаемых подошвенной водой.!.

2.4. Исследование влияния геолого-физических и технологических параметров на показатели разработки НГЗ.

2.5. Выводы по второй главе.

Глава 3. Исследование процессов разработки водоплавающей нефтяной залежи с учётом изменения фазовой проницаемости пористой среды.

3.1. Изменявшиеся представления в теории двухфазной фильтрации

3.2. Постановка и решение задачи.

3.2.1. Модель учёта изменения относительной фазовой проницаемости для воды.

3.2.2. Исходные данные.'.

3.2.2. Варианты расчётов.

3.2.3. Результаты расчётов и их анализ.

• 3.3. Влияния геолого-физических и технологических факторов на показатели разработки.

3.4. Выводы к третьей главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними"

Об актуальности тематики исследований

Опыт разработки нефтегазовых залежей (НГЗ), а также залежей нефти (НЗ) при наличии подошвенной воды свидетельствует, что для них соответствующие технологические показатели являются неблагоприятными. Это проявляется в пониженных значениях коэффициентов извлечения нефти (КИН), низких дебитах скважин по нефти, высоких уровнях отбора пластовой воды и значительных объёмах попутно извлекаемого газа [2, 3, 12, 13]. Данные негативные моменты связаны, в основном, с явлениями кону-сообразования.

В этой связи актуально проведение исследований, посвященных повышению эффективности разработки НГЗ и залежей нефти с подошвенной водой. Новые шаги здесь возможны на основе изучения дополнительных особенностей формирования газовых и водяных конусов.

Сегодня имеются основания для постановки подобных исследований. Это обусловлено значительными успехами в области создания и использования численных алгоритмов и программ решения нестационарных многомерных многофазных задач теории фильтрации.

Цель работы

• Поиск путей повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей и залежей нефти с подошвенной водой с помощью горизонтальных скважин при проявлении конусообразования на основе адекватных крупномасштабных математических экспериментов, углубление исследований процессов конусообразования и выявление влияния различных геолого-физических и технологических параметров на динамики и достигаемые конечные значения основных показателей разработки данных объектов.

- Основные задачи исследований

• Обосновать параметры сеточной области, обеспечивающие контролируемую погрешность численного решения трехмерных трёхфазных (газ, нефть, вода) задач теории фильтрации.

• На основе применения системы горизонтальных скважин (ГС) и фильтрационных экранов (ФЭ) найти новый способ разработки НГЗ, позволяющий увеличить критические безгазовые дебиты эксплуатационных скважин по нефти, текущее и конечное значения КИН, а также снизить накопленные объёмы попутно извлекаемой пластовой воды.

• Исследовать влияние геолого-физических и технологических параметров на показатели разработки НГЗ при эксплуатации ГС в режиме критических безгазовых дебитов нефти и использовании фильтрационных экранов различного пространственного положения.

• Изучить особенности разработки НЗ, подстилаемых подошвенной водой, при периодических процессах фильтрации нефти и воды с учётом изменения фазовой проницаемости продуктивного коллектора, и выработать рекомендации по повышению эффективности добычи нефти.

• Исследовать влияние геолого-промысловых и технологических параметров на показатели разработки нефтяной залежи с подошвенной водой при реализации предлагаемых технологических решений.

Методы решения поставленных задач

В качестве математической модели исследуемых фильтрационных задач принята модель изотермической неустановившейся пространственной трёхфазной фильтрации пластовых флюидов (газа, нефти и воды). Для выполнения поставленных математических экспериментов, вытекающих из указанных выше целей, используется программный комплекс SimMatch, разработанный в Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН, в котором реализованы современные методы численного интегрирования системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных при заданных начальных и граничных условиях. В данный программный комплекс автором были внесены соответствующие алгоритмические дополнения, необходимость которых обусловлена спецификой решения поставленных задач. Для обоснования искомых технологических решений широко используется постановка соответствующих математических экспериментов.

Научная новизна

По мнению автора, она заключается в следующем.

• Продемонстрирована и доказана необходимость и целесообразность применения неравномерных разностных сеток при моделировании процессов дренирования залежей нефти при наличии как газовой шапки, так и подстилающей пластовой воды. Определены требуемые параметры таких сеток применительно к решаемым фильтрационным задачам.

• Обоснован новый, нетрадиционный способ разработки нефтегазовых залежей и продемонстрирована его технологическая эффективность, выражающаяся в увеличении критических безгазовых дебитов нефти горизонтальных скважин, повышении результирующего значения коэффициента извлечения нефти (КИН), а также существенном сокращении дебитов и объёмов попутно добываемой пластовой воды. Для рассматриваемого способа разработки изучено влияние различных геолого-промысловых факторов как на динамики, так и на конечные величины основных показателей дренирования данных залежей природных углеводородов.

• Применительно к нефтяным залежам с подошвенной водой изучены закономерности их разработки с помощью систем периодически эксплуатируемых горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при учёте изменения фазовой проницаемости пористой среды для воды. Предложена и программно реализована модель, позволяющая исследовать варианты учёта непостоянства относительной проницаемости для воды. Исследовано и выявлено влияние различных геолого-промысловых параметров на зависимости от времени и результирующие значения основных показателей разработки водоплавающей НЗ.

Практическая значимость работы

• На основе численных экспериментов доказана целесообразность использования неравномерных сеточных областей при моделировании фильтрационных процессов, протекающих в нефтегазовых залежах. Применение таких сеток, в частности при секторном моделировании, позволяет корректно учитывать влияние на динамики технологических показателей разработки явлений образования конусов газа и воды, сократить количество разностных ячеек без увеличения погрешности определения прогнозных показателей разработки, уменьшить требуемое расчётное время.

• В результате выполненных математических экспериментов предложен новый способ разработки нефтегазовых залежей при применении фильтрационных экранов и системы горизонтальных скважин, эксплуатируемых в режиме критических безгазовых дебитов нефти. Он позволяет увеличить критический безгазовый дебит нефти, повысить текущее значение и конечную величину КИН, существенно продлить период безводной добычи нефти, а также кратно сократить объёмы добываемой пластовой воды.

• Практически значимым представляется выполненный применительно к рекомендуемому способу разработки нефтегазовых залежей анализ влияния геолого-физических параметров на динамики основных технологических показателей.

• Определённый интерес для практики имеют результаты математических экспериментов по исследованию разработки нефтяных залежей с подошвенной водой на основе системы периодически эксплуатируемых горизонтальных скважин при учёте непостоянства фазовой проницаемости пласта. В частности, установлено, что недоучёт данного явления в прогнозных расчётах способен привести к значимому занижению накопленных объёмов добываемой нефти.

• Заслуживающими внимания оказываются результаты исследований, оценивающие влияние геолого-физических и технологических параметров на эффективность дренирования запасов нефти в указанном типе залежей.

Внедрение результатов исследования

Результаты настоящей работы в части исследований зависимостей показателей разработки от типа и параметров используемой сеточной области находят применение в практике секторного моделирования при составлении Саратовским научно-техническим центром НК «Сиданко» проектных документов на разработку месторождений нефти и газа ОАО «Сара-товнефтегаз». Кроме того, Саратовский НТЦ предполагает исследовать на практике эффективность предлагаемого в работе способа повышения критических безгазовых дебитов нефти эксплуатационных горизонтальных скважин и сокращения объёмов попутно добываемой пластовой воды.

Апробация работы

Работа докладывалась на научных семинарах Лаборатории газонеф-теконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН, на 2-ой Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности (Москва, 1997), а также на 3-ей Международной конференции по горизонтальным скважинам (Москва, 2000).

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 6 печатных работ, в том числе 2 без соавторов, а также получен 1 патент.

Благодарности

Автор выражает глубокую и искреннюю благодарность проф. С.Н. За-кирову за научное руководство, д.т.н. Э.С. Закирову, д.т.н. А.И. Брусилов-скому за неоценимую помощь при выполнении численных экспериментов, связанных с поставленными задачами, а также за критические замечания и полезные советы. Автор также признателен остальному коллективу Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН за оказанную поддержку и проявленное внимание при выполнении данной диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Крылов, Владимир Александрович

Общие выводы

• При разработке нефтегазовых залежей значимыми являются процессы конусообразования. Численное исследование соответствующих фильтрационных процессов сталкивается с проблемой корректного моделирования эксплутационных скважин. В работе показано, что применение равномерных сеток при прогнозировании показателей разработки нефтегазовых залежей при наличии подошвенной воды может приводить к значительным погрешностям определения основных показателей добычи нефти. Поэтому для исследования соответствующих пространственных многофазных задач показывается необходимость и целесообразность использования неравномерных сеток, которые позволяют более корректно учитывать динамику процессов образования конусов газа и воды, а также уменьшить количество разностных ячеек и требуемые объёмы расчётного времени.

• Предложен и обоснован новый способ разработки нефтегазовых залежей. Он предусматривает добычу нефти с помощью горизонтальных добывающих скважин при критическом безгазовом дебите нефти, создание искусственных или использование естественных фильтрационных экранов, расположенных ниже отметки положения добывающей скважины. Предложенный подход способствует повышению уровней критических безгазовых дебитов нефти, росту конечной величины КИН, увеличению периода безводной добычи нефти и кратному снижению объёмов попутно добываемой пластовой воды.

• На основе выполненных гидродинамических расчетов нестационарной многомерной многофазной фильтрации выявлены факторы, оказывающие заметное влияние на повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтегазовых залежей на основе предложенного способа. Полезными для практики могут явиться также и результаты математических экспериментов по изучению влияния других геолого-физических и технологических параметров на показатели добычи нефти при эксплуатации скважин в режиме критических безгазовых дебитов и использовании непроницаемых фильтрационных экранов.

• -Применительно к задаче разработки водоплавающей нефтяной залежи, дренируемой системой периодически эксплуатируемых горизонтальных скважин, предложена и программно реализована модель учёта непостоянства фазовой проницаемости для воды. Анализ результатов математических экспериментов в случаях реализации режима истощения пластовой энергии и поддержания пластового давления указывает на важность и необходимость учёта изменения фазовой проницаемости пласта при периодических нестационарных условиях фильтрации в водоплавающих нефтяных залежах. В частности, было установлено, что недоучёт данного явления в прогнозных расчётах способен привести к значимому занижению накопленных объёмов добываемой нефти.

Для рассматриваемой задачи изучены зависимости основных показателей разработки от различных геолого-физических и технологических факторов.

• Проведённые математические эксперименты по исследованию фильтрационных течений в периодически дренируемом элементе водоплавающей нефтяной залежи при учёте изменения относительной проницаемости коллектора позволили выявить как положительные, так и слабые стороны данного подхода. Вместе с тем, полученные результаты дали возможность сделать вывод о целесообразности применения к данному типу залежей нефти комбинированного способа разработки, заключающегося в суммировании положительных характеристик периодической и непрерывной добычи нефти.

В заключении отметим, что не следует абсолютизировать некоторые количественные показатели, приводимые по тексту работы. Например, из приводимых данных нельзя отдавать предпочтение режиму истощения перед поддержанием пластового давления для рассматриваемых типов залежей. Ибо количественные показатели даются лишь с целью обоснования тех или иных положений. В каждом конкретном случае требуются многовариантные расчёты для отыскания наилучшего сочетания технологических параметров.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Крылов, Владимир Александрович, Москва

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

2. Амелин И. Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. -М.: Недра, 1978.-137 с.

3. Афанасьева А. В., Зиновьева Л. А. Опыт разработки нефтегазовых залежей. М.: Недра, 1980. - 225 с.

4. Афанасьева А. В., Асланов А. Г., Шалимов Г. А. Опыт разработки нефтегазовой залежи бобриковского горизонта Коробковского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

5. Баренблат Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. - 287 с.

6. Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. - 415 с.

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

8. Боксерман А. А., Музафаров К. Э., Оганджанянц В. Г. Исследование распределения насыщенности при циклическом воздействии на пласт. / НТС Добыча нефти, вып. 33. М.: Недра, 1968. - с. 48 - 53.

9. Боксерман А. А., Гавура В. Е., Желтов Ю. П., Кочешков А. А., Оганджанянц В. Г., Петраш И. Н., Сургучёв М. J1. Упруго-циклический метод разработки месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

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

11. И.Вахитов Г.Г. Решение задач подземной гидродинамики методом конечных разностей. / Тр. ВНИИ, вып. 10. Гостоптехиздат, 1957. - с. 53 -87.

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

13. Гавура В. Е., Исайчев Br В., Курбанов А. К., Лапидус В. 3., Лещенко -В. Е., Шовкринский Г. Ю. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 346 с.

14. Григорян А. М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. - 190 с.

15. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. М.: Наука, 1966.-664 с.

16. Демидович Б.П., Марон И.А., Шувалова Э.З. Численные методы анализа. М.: Наука, 1967. - 368 с.

17. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто неоднородными коллекторами. / Дис. канд. техн. наук., ИПНГ РАН, ГАНГ им. И.М. Губкина, М.: 1996.

18. Закиров И. С. Совместный приток газа, нефти и подошвенной воды к скважине. // Нефтяное хозяйство. 1988. - №2. - с. 39 - 42.

19. Закиров И. С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек нефтегазовых залежей. / Тр. МИНХ и ГП, вып. 192. М.: МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1985. - с. 48 - 62.

20. Закиров С. Н., Колесникова С. П., Коршунова Л. Г. Моделирование процессов эксплуатации скважин при наличии подошвенной воды. Обзор. инф.-М.: ВНИИГазпром, 1979.-41 с.

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

22. Закиров С. Н., Закиров И. С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 52 с.

23. Закиров С. Н., Пискарёв В. И., Гереш П. А., Ершов С. Е. Разработка водоплавающих залежей с малыми этажами газоносности. М.: ИРЦ Газпром, 1997.-38 с.

24. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. М.: Струна, 1998. - 628 с.

25. Закиров С. Н., Брусиловский А. И., Закиров Э. С., Огнёв А. А., .Юльметьев Т. И., Закиров И. С., Милованов В. И., Карлинский Е. Д., Смир-нов Б. В., Мамедов Т. M., Крылов В. А., Щепкина Н. Е., Дорошенко Ю. Е.,

26. Назаров А. В., Кондрат Р. М., Логинова В. Е., Пискарёв В. И., Ермолаев А. И. j Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа.

27. М.: Грааль, 2000. 643 с. ' 26. Закиров Э. С. Трёхмерные многофазные задачи прогнозирования,1.анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.:1. Грааль, 2001.-303 с.

28. Пискарёв В. И., Крылов В. А., Дорошенко Ю. Е., Щепкина Н. Е. Скважинные системы при разработке нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений. / Тез. докл. 2-й Международной конференции по горизонтальным скважинам. Москва, 1997.i

29. Закиров С. Н., Брусиловский А. И., Закиров И. С., Закиров Э. С., i Пискарёв В. И., Крылов В. А., Смирнов Б. В., Дорошенко Ю. Е., Щепкина Н. ! Е. Conversion of an Unprofitable Multireservoir Gas/Oil Field Into an Attractive

30. Development Object. Paper SPE # 50657 presented at European Petroleum * Conference, Hague, The Nether-lands, 1998

31. Зейгман Ю. В., Васильев В. И., Облеков Г. И., Демин В. М. Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта. Уфа: Фонд содействия развитию научных исследований, 1998. - 96 с.

32. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М.: ГКЗ1. Щ СССР, 1984.-64 с.

33. Кисарёв В. Е., Вашуркин А. И., Евченко В.-С. Обобщение опыта нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 4. - с. 35 - 39.

34. Колганов В. И., Сургучёв М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965. - 264 с.

35. Крылов А. П., Белаш П. М., Борисов Ю. П., Бучин А. Н., Воинов В. В., Глоговский М. М., Максимов М. И., Николаевский Н. М., Розенберг М. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Принципы и методы. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 430 с.

36. Крылов В. А. Влияние параметров разностной сетки на показатели раз-работки нефтегазовых залежей. // Наука и технология углеводородов. -2000. № 3. - с. 59 - 64.

37. Крылов В. А. Разработка нефтегазовых залежей на основе горизонтальных скважин. / Тез. докл. 3-й Международной конференции по горизонтальным скважинам. Москва, 2000.

38. Курбанов А. К. О притоке нефти в скважину в подгазовых или водоплавающих нефтяных залежах. / Известия ВУЗов, сер. «Нефть и газ». -1958.-№ 5.-с. 75-84.

39. Курбанов А. К. Об эксплуатации подгазовых нефтяных залежей. / Известия ВУЗов, сер. Нефть и газ. 1958. - № 6. - с. 43 - 50.

40. Курбанов А. К., Кац Р. М., Шерстняков В. Ф., Кундин А. С. Исследование влияния анизотропии на конусообразование в подгазовых залежах нефти с подошвенной водой. / Тр. ВНИИ, вып. 75. М.: Недра, 1981. - с. 63 -68.

41. Лапук Б. Б., Брудно А. Л., Сомов Б. Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах. // Газовая промышленность. 1961. - №2. - с. 8 - 12.

42. Лапук Б. Б., Брудно А. Л., Сомов Б. Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных месторождениях. // Нефтяное хозяйство. 1961. - № 5. - с. 45-50.

43. Лапук Б. Б., Брудно А. Л., Сомов Б. Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных и газовых месторождениях. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1963. - с. 423-429.

44. Лапук Б. Б. Использование методов ядерной геофизики-при решении некоторых вопросов разработки нефтяных и газовых месторождений. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Гостоптех-издат, 1963. - с. 430 - 433.

45. Лещенко В. Е., Гавура В. Е., Исайчев В. В. Современные методы и системы разработки нефтегазовых залежей. / Обзор, инф. Сер Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

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

47. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000. - 516 с.

48. Лысенко В. Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 2001. - 562 с.

49. Маскет М. Течение однородной жидкости через пористую среду. -М.: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.

50. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953. - 607 с.

51. Максимов М. М., Рыбицкая Л. П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976. - 264 с.

52. Муслимов P. X., Блинов А. Ф., Нафиков А. 3. Применение гидродинамических методов увеличения повышения нефтеотдачи на месторождениях Татарии. // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 12.-е. 37-44.

53. Муслимов P. X., Шавалиев А. М., Хамзин Р. Г. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. - № 8. - с. 29 - 37.

54. Огнёв А. А. О неравномерных сетках в задачах многомерной двухфазной фильтрации. / ИРЦ Газпром, НТС Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. 1999. - № 3 - 4. - с. 17 -26.

55. Палий А. О., Амелин И. Д. Закачка газа в пласт с целью увеличения нефтеотдачи. / Обзор, инф. Сер Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.-51 с.

56. Палий А. О. Режимы разработки нефтяных месторождений. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1999. - 126 с.

57. Писарев Е. Л., Вашуркин А. И., Евченко В. С. Обобщение опыта нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 4. - с. 35 - 39.

58. Пияков Г. Н., Усенко В. Ф., Кудашев Р. И., Мазитова Н. П. Изменение остаточной нефтенасыщенности при повторном насыщении нефтью заводнённого пласта. / Нефтяная промышленность, сер. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, вып. 4. 1984 - с. 5 - 6.

59. Самарский А. А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1989. - 616с.

60. Самарцев В. Н. К вопросу классификации залежей, содержащих нефть и свободный газ. / Тр. ВНИИ, вып. 33. М.: Недра, 1968, с. 10 - 14.

61. Сливнев В. Л. Математическое моделирование процессов конусообразования при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. / Обзор, инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1995. - 95 с.

62. Солдатов Е. П., Клещенко И. И., Телков А. П. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды. // Нефтепромысловое дело. 1996. - № 6. - с. 5 - 7.

63. Способ разработки нефтегазовых месторождений. / Патент РФ на изо-бретение № 2158820 от 10 ноября 2000 г. (Закиров С.Н., Крылов В.А., Закиров Э.С., Будников В.Ф., Петин В.Ф., Басарыгин Ю.М., Аристов В.А.)

64. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. Гиматутдинова Ш. К. М.: Недра, 1983. -463с.

65. Султанов С. А., Полуян И. Г. О некоторых особенностях продвижения ВНК. // Нефтяное хозяйство. 1959. - № 11. - с. 44 - 48.

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

67. Сургучёв М. Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений платформенного типа. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 58 с.

68. Сургучёв М. Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968. - 308 с.

69. Сургучёв М. Л., Цынкова О. Э., Шарбатова И. Н. Циклическое заводнение нефтяных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

70. Сургучёв М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 308 с.

71. Сучков Б. М., Зеленин А. А. Обработка призабойной зоны пластов, подстилаемых подошвенной водой. // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 7. -с. 44 - 47.

72. Телков А. П., Стклянин Ю. И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1965 - 163 с.

73. Усенко В. Ф., Пияков Г. Н., Кудашев Р. И. Изменение нефтенасы-щенности после повторного нефтенасыщения заводнённых пластов. // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 6. - с. 25 - 29.

74. Чарный И. А. Основы подземной гидравлики. М.: Гостоптехиздат, 1956.-260 с.

75. Чарный И. А. Расчёт дебита несовершенной скважины перед прорывом подошвенной воды или верхнего газа. //ДАН СССР. т. 91. - № 6. -1953.

76. Чарный И. А. О прорыве подошвенной воды в нефтяную скважину. // ДАН СССР. т. 92. - № 1. - 1953.

77. Чарный И. А., Астрахан Д. И., Власов А. М., Филинов М. В. Хранение газа в горизонтальных и пологопадающих пластах. М.: Недра, 1968. -300 с.

78. Цынкова О. Е., Мясникова Н. А., Урманчеева Т. А. Рациональная выработка тонких подгазовых нефтяных оторочек, подстилаемых подошвенной водой. // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 1. - с. 21 - 24.

79. Цынкова О. Е., Мясникова Н. А., Баишев Б. Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1993. - 158 с.

80. Цынкова О. Э., Мясникова Н. А. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты. / Тр. ВНИИ, вып. 94. М.: Недра, 1986, с. 53-64.

81. Шарбатова И. Н., Сургучёв М. Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра, 1988. - 121 с.

82. Шарбатова И. Н., Сафронов В. И., Пустовойт С. П. Эффективность циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков. И Нефтяное хозяйство. 1978. - № 1. - с. 34 - 37.

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

84. Щелкачев В. Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоп-техиздат, 1949. - 524 с.

85. Эфрос Д. А., Аллахверидиева Р. А. Расчёт предельных безводных дебитов несовершенных скважин по данным моделирования. / Тр. ВНИИ, вып. 10. М.: Гостоптехиздат, 1957.

86. Юльметьев Т.И. О неравномерных сетках в задачах двухфазной фильтрации. // Нефтепромысловое дело. 1998. - № 7-8. - с. 4 - 7.

87. Юрин И. Я., Полуян И. Г., Гайнашина А. М. О некоторых явлениях перемещения нефти и воды на Бавлинском месторождении при его длительной разработке. // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 12. - с. 23 - 27.

88. Al-Amoudi S. M., Dogru A. H. Water Coning in High Permeability Sandstone Reservoirs in Gulf. Paper SPE 37726 presented at the Middle East Oil Show. Bahrain, Saudi Arabia, March, 15-18, 1997.

89. Aziz K. Reservoir Simulation Grids: Opportunities and Problems. JPT, 1993, №7, p. 658-663.

90. Behie, G. A., Collins, D. A., Forsyth, P. A. Jr. Incomplete factorisation methods for three-dimensional non-symmetric problems. Сотр. Math, in App.

91. Mech., 1984, vol.42, p. 287-299.

92. De Ghetto G, Kassack Ch. Control of Water and Gas Coning by Dyi namic Pressure Barrier: Application to a Carbonate Reservoir. Paper presentedi1.at the 8th European Symposium on Improved Oil Recovery. Vienna, Austria, May,15.17, 1995.i '

93. Erkann S. On the Protection Against Coning Provided by Horizontal

94. Barriers of Limited Lateral Extent. Paper presented at the 6th European JOR-Symposium in Stavanger, Norway. May 21 23, 1991.

95. Ertekin Т., Abou-Kassem J. H., King G. R. Basic Applied Reservoir Simulation. L. Doherty Memorial Fund of AIME, SPE, Richardson, TX, 2001, 382 P

96. Giger F. M. Analytical Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells. Paper SPE 15378 presented at the 61st SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans, USA, October, 5-8, 1986.

97. Щ 99. Greinas Т., Hundsnes L. Multilateral Wells Increase Reserves, Lower

98. Costs on Troll Oil Field. OGJ, June, 1.0, 2002, p. 51 58.

99. Guo В., Molinard J. E., Lee R. E. A General Solution of Gas/Water Coning Problem for Horizontal Wells. Paper SPE 25050 presented at the European Petroleum Conference. Cannes, France, November, 16-18, 1992.

100. Hanssen J. E.f Dalland M. Foam barriers for thin oil rims: gas blockage at reservoir conditions. Paper presented at the 6th European Symposium on Improved Oil Recovery. Stavanger, Norway. May 21 -23, 1991.

101. Haug В. T, Ferguson W. I., Kydland T. Horizontal Well in the Water Zone: The Most Effective Way of Tapping Oil From Thin Oil Zones? Paper SPE 22929 presented at the 66th Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, USA, October, 6-9,1991.

102. Hoyland L. A., Papatzacos P., Skjaeveland S. M. Critical Rate for Water Coning: Correlation and Analytical Solution. Paper SPE 15855 presented at the SPE European Petroleum Conference. London, England, October, 20 -22, 1986.

103. Joshi S. D. Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company. Tulsa, 1991, 535 p.

104. Lien S. C., Knut S., Havig S. D., Kydland T. The First Long-Term Horizontal-Well Test in the Troll Thin Oil Zone. JPT, № 8, 1991.

105. Karcher B. J., Giger F. M. Some Practical Formulas to Predict Horizontal Wells Behavior. Paper SPE 15430 presented at the 61st SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans, USA, October, 5-8, 1986.

106. Konieczek J. The Concept of Critical Rate in Gas Coning and Its Use in Production Forecasting. Paper SPE 20722 presented at the 65th SPE Annual Technical Conference and Exhibition. The Hague, Netherlands, October, 22 -24, 1990.

107. Kossack C. A., Kleppe J., Aasen T. Oil Production From the Troll Field: A Comparison of Horizontal and Vertical Wells. Paper SPE 16869 presented at the 62nd Annual Technical Conference «nd Exhibition. Dallas, USA, September, 27 30,1987.

108. Knut S., Lien S. C.f Haug В. T. Troll Horizontal Well Tests Demonstrate Large Production Potential From Thin Oil Zones. Paper SPE 22373 presented at the 1992 SPE International Meeting on Petroleum Engineering. Beijing, China, March, 24-27,1992.

109. Lee S. H., Tung W. B. General Coning Correlations Based on Mechanistic Studies. Paper SPE 20742 presented at the 65th SPE Annual Technical Conference and Exhibition. The Hague, Netherlands, October, 22 24, 1990.

110. Mattax С. C., Dalton R. L. Reservoir simulation. Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, SPE, Richardson, TX, 1990,180 p.

111. Murphy P.J. Performance of Horizontal Wells in the Helder Field. JPT, June, 1990.

112. Muskat M., Wyckoff R. An approximate theory of water-coning in oil production. Transactions of AIME, Petroleum Development Technology, vol. 114, 1935.

113. Nghiem L., Roson B. A Unified and Flexible Approach for Handling and Solv-ing Large Systems of Equations in Reservoir Simulation. 1st and 2nd Forum on Reservoir Simulation, Alpbach, Austria, 1989, p. 501 550.

114. Ozkan E., Raghaven R. A Breakthrough Time Correlation for Coning Toward Horizontal Wells. Paper SPE 20964 presented at the European Petroleum Conference. New Orleans, USA, September, 23 26, 1990.

115. Patel R., Tang J.f Batycky J. Oil Re-injection to Mitigate Solvent Coning. JPT, №2, 1997, p .49 55

116. Papatzacos P., Herring T.R., Martinsen R., Skjaeveland S.M. Cone Breakthrough Time for Horizontal Wells. Paper SPE 19822 presented at the SPE 64th Annual Technical Conference and Exhibition. San-Antonio, USA, October, 8 -11,1989.

117. Peaceman D. W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation. SPEJ, June 1978, vol. 18, № 3, p. 183-194.

118. Peaceman D. W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation: Part 3 Off-center and multiple wells within a wellblock. SPERE, 1990, vol. 5, № 2, p. 227 - 232.

119. Peaceman D. W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability. SPEJ, 1983, vol. 23, № 3, p. 531 543.

120. Peaceman D. W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulator. Paper SPE 21217 presented at the 11th SPE Symposium on Reservoir Simulation. Anaheim, USA, February, 17-20,1991.

121. Permadi P. Fast Horizontal-Well Coning Evaluation Method. Paper SPE 37032 presented at the Asia Pacific Oil and Gas Conference. Adelaide, Australia, October, 28-31,1995.

122. Permadi P., Lee R.L., Kartoatmodjo R.S.T. Behavior of Water Cresting Under Horizontal Wells. Paper SPE 30743 presented at the 70th SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, USA, October, 22 25, 1995.

123. Permadi P., Gustiawan E., Abdassah D. Water Cresting and Oil Recovery by Horizontal Wells in the Presence of Impermeable Streaks. Paper SPE 35440 presented at SPE/DOE 10th Symposium on Improved Oil Recovery. Tusla, USA, April, 21 -24, 1996.

124. Sherrard D. W., Brice B. W., MacDonald D.G. Application of Horizontal Wells at Prudhoe Bay. JPT, November, 1987

125. Shirman E. J., Wojtanowicz A. K. Water Coning Reversal Using Downhole Water Sink-theory and Experimental Study. Paper SPE 38792 presented at the SPE 72nd Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, USA, October, 5-8,1997.

126. Sobocinski D. P., Cornelius A. J. A Correlation for Predicting Water Coning Time. JPT, May, 1965.

127. Thakur S. C., Bally K., Therry D., Simon L. Performance of Horizontal Wells in a Thin Oil Zone Between a Gas Cap and Aquifer. Paper SPE 36752 presented at the SPE 71st Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, USA, October, 6-9,1996.

128. Vinsome, P. K. OrthoMin, an iterative method for solving sparse sets of simultaneous Linear Equations. Paper SPE 5729, presented at the 4th SPE Symposium on Reservoir Simulation, Los Angeles, USA, 1976.

129. Wheatley M. J. An Approximate Theory if Oil/Water Coning. Paper SPE 14210 presented at the 60th SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Las Vegas, USA, September, 5-8, 1985.

130. Yang W., Watterbarger R. A. Water Coning Calculations for Vertical and Horizontal Wells. Paper SPE 22931 presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, USA, October, 6 9, 1991.

131. Zakirov S. Study of Novel Technology to Develop Gas Condensate Field with Oil Rim. Paper presented at the 1995 Internation Gas Research Conference. Cannes, France, November, 6-9,1995.

132. Zakirov S. Coning Effects Examined for Oil Rim Horizontal Wells. OGJ, June, 26, 1995, p. 46 51.