Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях

Рощина, Ирина Викторовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях"

УЧРЕЖДЕНИЕ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ II ГАЗА РАН

На правах рукописи УДК 622.276.1/4

48440ио

РОЩИНА ИРИНА ВИКТОРОВНА

Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях

Специальность - 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 АПР 2011

Москва-2011

4844608

Работа выполнена в Учреждении Российской академии наук Институте проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

Научный руководитель -

кандидат технических наук Индрупский Илья Михайлович

Официальные оппоиепты:

доктор технических наук Свалов Александр Михайлович (ИПНГ РАН)

доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович (РГУНГ им. И.М,Губкина)

Ведущая организация

ООО "Газпром ВНИИГАЗ'

Защита состоится « 25 » мая 2011 г. в 15 час. 00 мин. на заседании Диссертационного Совета Д 002.076.01 при ИПНГ РАН, в зале заседаний Ученого Совета ИПНГ РАН.

С диссертацией можно ознакомиться у Ученого секретаря Диссертационного Совета ИПНГ РАН. Отзывы на автореферат можно присылать по адресу: 119333, г. Москва, ул. Губкина, д. 3, ИПНГ РАН.

Автореферат разослан «ДЗ » апреля 2011г.

Ученый секретарь Диссертационного Совет канд. техн. наук

М.Н. Багаиова

Общая характеристика работы

Актуальность тематики исследований Современное состояние нефтяной отрасли страны характеризуется переходом к освоению запасов с трудно извлекаемой нефтью. Разработка соответствующих месторождений - это трудоемкая задача, которая требует в первую очередь проведения полного и расширенного комплекса исследований продуктивных коллекторов для выявления факторов, ухудшающих их разработку. И от достоверности установления главных отрицательных факторов, осложняющих выработку запасов, зависит правильность выбора системы разработки.

Одним из таких факторов является наличие в продуктивном разрезе суперколлекторов. Наиболее известные примеры месторождений данного типа - Та-линское нефтяное и Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождения. Суперколлектор - это некий высокопроницаемый прослой в продуктивном разрезе залежи, который обычно характеризуется небольшой толщиной. Отличительная особенность суперколлектора заключается не в величине коэффициента проницаемости, а в соотношении его проницаемости к проницаемости выше и ниже залегающих пропластков, прослоев, оцениваемом в сотни и тысячи единиц. Впервые понятие суперколлектора было введено Политыкиной М.А. при изучении продуктивных отложений Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Ею выделено две его разновидности - плитчатый и массивно-рыхлый суперколлектор. Первый тип характерен для карбонатных отложений, второй встречается в терригенном разрезе.

Вследствие близости коэффициентов пористости у суперколлектора и массива пород обычно затрудняется идентификация этого прослоя по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Результат присутствия суперколлектора в разрезе пласта часто выражается в сочетании низких значений коэффициента извлечения нефти (КИН) и высокой обводненности добываемой продукции, значительной величины водонефтяного фактора (ВНФ). Так, разработка продуктивных горизонтов КЖю-ц Талинского нефтяного месторождения характеризуется аномально низким коэффициентом нефтеизвлечения - около 0.1 - и

высокой обводненностью фонда добывающих скважин на протяжении почти 20 лет.

В нашей стране и за рубежом выполнено значительное число исследований, посвященных изучению слоистой и зональной неоднородности продуктивных пластов и их влиянию на эффективность разработки залежей. Однако исследованию слоисто-неоднородных пластов с наличием в них суперколлекторов посвящено ограниченное число публикаций. Поэтому, с точки зрения автора, актуальными являются исследования влияния суперколлекторов на технологические показатели и поиск рациональных подходов к разработке залежей рассматриваемого типа.

Цель работы. Выявление особенностей разработки залежей нефти при наличии суперколлекторов и обоснование технологических решений по повышению эффективности их разработки.

Основные задачи исследования

1. Изучение влияния геолого-физических и фильтрационно-емкостных параметров основного массива пород и суперколлектора на технологические показатели разработки нефтяной залежи и нефтяной оторочки нефтегазоконденсат-ной залежи на естественном режиме и при заводнении.

2. Обоснование технологических решений по повышению эффективности разработки залежей нефти рассматриваемого типа на основе латерального и вертикально-латерального заводнения при наличии суперколлектора в разрезе продуктивного пласта.

3. Изучение влияния суперколлектора на процессы расформирования нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи при истощении газоконденсат-ной шапки.

Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач использована современная методология 3D компьютерного моделирования в 3D многофазной постановке. Она включает в себя проведение многовариантных математических экспериментов (применялся сертифицированный программный пакет Eclipse 100, модель нелетучей нефти - black oil), с учетом данных и опыта

предшествующих исследований, а также анализ и обобщение полученных результатов.

Научная новизна. По мнению автора, она заключается в следующем.

1. Установлено существенное влияние гравитационного фактора при наличии суперколлектора на характер выработки запасов в пласте и на величину КИН. С приближением залегания этого прослоя к подошве пласта наблюдается ухудшение показателей разработки.

2. Выявлено, что соотношение вертикальной и горизонтальной проницаемости предопределяет степень эффективности вытеснения нефти из массива низкопроницаемых пород ниже суперколлектора к моменту предельного обводнения добывающих скважин по этому прослою. Как следствие, установлено, что ускоренная обводненность добывающих скважин до предельных значений при наличии в разрезе суперколлектора и отсутствии трещин может являться следствием пониженной вертикальной сообщаемое™ отложений.

3. На уровне патентной новизны обоснована технология разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлектора - на основе вертикально-латерального заводнения с горизонтальными добывающими и вертикальными нагнетательными скважинами, позволяющая сократить объемы попутно добываемой воды и увеличить конечный коэффициент извлечения нефти.

4. По результатам математических экспериментов выявлено, что при выборе вариантов разработки нефтяной залежи с прослоями суперколлектора в продуктивных отложениях сопоставление величин КИН целесообразно проводить при одинаковых значениях ВНФ, что позволяет избежать нереалистичных значений ВНФ при латеральном заводнении.

5. На основе математических экспериментов установлены закономерности влияния слоистой неоднородности пласта на изменение объемной конфигурации нефтяной оторочки при отборе запасов газа и конденсата нефтегазоконденсатной залежи в режиме истощения, связанные с неравномерным продвижением поверхностей газонефтяного и водонефтяного контактов.

Практическая значимость

1. Установленные особенности влияния геолого-физических и фильтраци-онно-емкостных свойств суперколлектора на основные технологические параметры разработки нефтяной залежи и нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи позволяют при проектировании их разработки предусмотреть меры по снижению обводненности продукции и повышению КИН.

2. Предложенная технология разработки залежей нефти при наличии в продуктивном разрезе суперколлектора обеспечивает существенное снижение объемов попутно добываемой воды при увеличении конечной нефтеотдачи.

3. По результатам математических экспериментов для залежей с суперколлекторами обоснованы геолого-технические мероприятия, обеспечивающие снижение темпов обводнения продукции при латеральном заводнении и повышение уровня компенсации отбора флюидов закачкой воды при вертикально-латеральном заводнении.

4. Учет выявленных особенностей влияния суперколлектора на изменения ЗЭ объемной конфигурации нефтяной оторочки при разработке запасов газокон-денсатной шапки способствует сокращению рисков при доразработке запасов нефти таких залежей.

Защищаемые положения

1. Выявленные закономерности влияния геолого-физических и фильтраци-онно-емкостных свойств суперколлектора на основные технологические показатели разработки нефтяной залежи и нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи, включая существенное влияние гравитационного фактора.

2. Технология разработки нефтяной залежи, в разрезе которой залегает прослой-суперколлектор, на основе вертикально-латерального заводнения с горизонтальными добывающими и вертикальными нагнетательными скважинами, позволяющая сократить объемы попутно добываемой воды при увеличении конечной нефтеотдачи пласта.

3. Технологический критерий выбора варианта разработки нефтяной залежи с суперколлектором на основе сопоставления КИН при одинаковых значениях ВНФ.

4. Выявленные особенности влияния суперколлектора на изменения, происходящие с объемной конфигурацией нефтяной оторочки при опережающей разработке запасов газокоцценсатной шапки, включая различный характер продвижения поверхностей газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) над и под суперколлектором.

Внедрение результатов исследований. Результаты выполненных исследований послужили основой для обоснования лабораторией газонефтеконденсато-отдачи ИПНГ РАН технологии вертикально-латерального сайклинг-процесса, вошедшей в экспертные рекомендации для одного из газоконденсатных месторождений Республики Узбекистан, разрабатываемого с участием отечественной нефтяной компании.

Апробация работы. Основные результаты исследований прошли обсуждение на:

• ряде научных семинаров лаборатории газонефтеконденсатоотдачи, а также общеинститутских семинарах ИПНГ РАН,

• X научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с труднотвлекаемыми запасами», Геленджик, 21-23 сентября, 2010г.,

• семинарах по повышению квалификации работников научно-исследовательских, проектных и производственных организаций нефтегазовой отрасли Института нефтегазового бизнеса под рук. Р.Г. Шагиева (2009-2010 гг.).

Публикации. Результаты исследований опубликованы в трех статьях в журналах, входящих в перечень рекомендованных ВАК периодических изданий, достаточно подробно изложены в формате главы коллективной монографии, а также отражены в 2 полученных патентах РФ на изобретение.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, содержит 201 страницу текста, 85 рисунков и 24 таблицы, список исполь-

зованных источников насчитывает 154 наименования.

Благодарности. Автор глубоко признательна своему научному руководителю И.М. Индрупскому за постоянную помощь в ходе подготовки диссертации. Особую благодарность автор выражает профессору С.Н. Закирову за внимание и ценные консультации, имевшие важное значение при работе над диссертацией. Автор также выражает свою благодарность всем сотрудникам лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН и коллегам по работе ОАО «Газпром промгаз» за разностороннюю помощь при выполнении настоящих исследований.

Содержание работы

Во введении обосновывается актуальность тематики, цели и основные задачи, методы исследования, защищаемые положения, новизна и практическая значимость положений работы.

Глава 1 посвящена анализу результатов предшествующих исследований и обоснованию тематики диссертационной работы.

Современное состояние структуры запасов нефти в России характеризуется увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Вопросами разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти занимались и занимаются известные ученые отраслевой науки: М.Т. Абасов, И.М. Амелин, Ю.Е. Батурин, A.A. Боксерман, Ю.П. Борисов, JI.C. Бриллиант, Г.Г. Вахитов, А.Т. Горбунов, Р.Н. Дияшев, H.A. Еремин, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, А.П. Крылов, В.И. Кудинов, В.Д. Лысенко, Р.И. Медведский, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Михайлов, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, В.Ф. Перепеличенко, Б.Ф. Сазонов, М.М. Саттаров, M.JI. Сургучев, А.П. Телков, В.Н. Щелкачев, L.Lake, А. Turta и др.

В качестве известного примера месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, разработка которого осложнена наличием суперколекторов, в работе рассматривается Талинская площадь Красноленинского месторождения. Освещены особенности геологического строения его коллекторов и обозначены факторы, которые, по мнению разных специалистов в области разработки, привели к аномально низкому нефтеизвлечению (порядка 0.1) и высокой обводненности добы-

вающих скважин на протяжении почти 20 лет. В технологической схеме (1984 г.) разработки пластов ЮКШ и ЮКц, как самостоятельных эксплуатационных объектов, проектный конечный КИН оценивался в 43.6%. Однако фактические показатели разработки не подтвердили проектные величины, несмотря на значительное перевыполнение проектных годовых объемов по закачке воды и разбурива-нию объектов.

В технологической схеме 1990 г. проектный КИН был снижен до 24.426.8%. В результате детального изучения кернового материала выявлены следующие факторы, предопределившие низкую эффективность разработки месторождения.

• Палеогеографические и палеотектонические условия седиментации и вторичные катагенентические и тектонические процессы.

• Резкая неоднородность по характеру смачиваемости, причем степень гидрофобизации увеличивается с ростом проницаемости.

• Наличие в коллекторе прослоев суперколлектора.

• Высокое давление насыщения.

При наличии суперпроводящих прослоев их доля в общем фильтрационном потоке флюидов составляет до 80-95%. Согласно трассерным исследованиям, скорость движения меченых частиц по этим прослоям достигает 0.5-1 км/сут.

Наличие в разрезе таких прослоев выявлено также на Усть-Тегусском (пласт Ю3.5), Ванкорском (пласт НХ3.4), Каменном, Конитлорском (пласт БС10), Бахи-ловском (залежь №4), Оренбургском, Уренгойском и Медвежьем месторождениях. М.А. Политыкина, автор термина "суперколлектор", выделила две его разновидности: плитчатый в карбонатных отложениях и массивно-рыхлый, встречающийся в терригенных разрезах. Область исследований данной диссертационной работы, в основном, ограничивается залежами с суперколлекторами второго типа.

С 1988 по 1995 гг. на Талинском месторождении испытано более 15 технологий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции обводненных интервалов в добывающих скважинах, интенси-

фикации приемистости низкопроницаемых интервалов пласта в нагнетательных скважинах. Однако достигнутая эффективность не превысила 1200 тонн дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию.

Идея искусственного вертикального заводнения, как альтернативы традиционного латерального заводнения, впервые возникла в нашей стране в 1960-е годы. Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса на основе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в 1980-х годах была предложена и позднее реализована на Карачаганакском месторождении. Применительно к залежам нефти с суперколлекторами подобная технология рассматривалась в работах A.A. Боксермана и М.Ю. Ахапкина. Теоретическую основу для широкого применения вертикально-латерального заводнения нефтяных месторождений обеспечивает обоснованная в ИПНГ РАН методология эффективного порового пространства (ЭПП).

За рубежом близкая технология получила название «toe-to-heel waterflood-ing». Положительный эффект этой технологии получен при разработке вязких нефтей месторождений Alberta (Canada), Wolf Lake crude, Athabasca Tar Sand Bitumen. И на месторождении легкой нефти Wolko Project (Oklahoma).

Опыт разработки Талинского и некоторых других месторождений, в продуктивном разрезе которых присутствует прослой-суперколлекгор, свидетельствует, что пока отсутствуют эффективные технологии и технологические решения для разработки таких месторождений. Одним из перспективных подходов к разработке залежей с суперколлекторами является применение вертикально-латерального заводнения.

Глава 2. Свойства продуктивных коллекторов являются одними из ключевых факторов для разработки месторождения. Поэтому вторая глава посвящена изучению влияния геолого-физических и фильтрационно-емкостных параметров основного массива пород и суперколлектора, а также вязкости нефти и воды, на технологические показатели разработки нефтяной залежи.

Соответствующие расчеты выполнены в 3D трехфазной постановке (модель нелетучей нефти - black oil), с использованием методологии ЭПП. Ряд исходных

параметров принимаются по аналогии с пластами ЮК10 и ЮКц Талинского месторождения.

Исследуется традиционный подход к разработке на основе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Система площадного размещения скважин - пятиточечная. Схема секторной модели с размещением скважин и суперколлектора в средней части пласта приведена на рис. 1. Размеры элемента разработки - 620x620x15 м. Коэффициенты эффективной пористости основного массива пород и суперколлектора равняются 0.132 и 0.198. Коэффициент эффективной проницаемости Кэф (фазовой проницаемости по нефти при остаточной во-донасыщенности) суперколлектора составляет 0.255 мкм2, Кэф массива пород -0.0025 мкм2.

Вертикальные добывающие и нагнетательная скважины вскрывают всю нефтенасыщенную толщину. Скин-фактор принят равным 10 ед.

- 620 *

® добывающая скважина нагнетательная скважина

УШ^йУ?^ - суперколлектор Рис. 1. Профильный разрез и вид в плане 30 секторной модели

Прогнозные расчеты заканчиваются при следующих ограничениях: срок разработки - 50 лет, допустимая обводненность продукции - 98%.

Результаты расчетов свидетельствуют о значительном влиянии гравитационного фактора на показатели разработки, в частности, на конечный КИН.

С начала заводнения закачиваемая вода продвигается по суперколлектору (рис. 2а). Затем начинает все в большей мере проявляться эффект вытеснения нефти из зон пласта ниже отметки расположения этого суперпроводящего прослоя (рис. 26), за счет перетока из него закачиваемой воды. Суперколлектор об-

ладает значительной поверхностью контакта с низкопроницаемыми породами поэтому, даже при наличии небольшого перепада давления между ними возникают благоприятные условия для реализации данного процесса. Благодаря гравитационному фактору, вода предпочтительно вытесняет нефть из-под суперколлектора.

ют

Рис. 2. Профили распределения нефтенасыщенности на даты а) 0.5 года, б) 1.5 года

Как следствие гравитационного фактора, местоположение суперколлектора влияет на величину КИН. С его приближением к подошве пласта наблюдается ухудшение показателей разработки (при латеральном заводнении).

Снижение вертикальной проницаемости относительно латеральной приводит к более стремительному прорыву воды по суперколлектору и ускоренному росту обводненности продукции (рис. 3). Это в свою очередь способствует снижению дебита по нефти в начальный период, величины КИН и срока рентабельной разработки.

Рис. 3. Профили распределения нефтенасыщенности через год разработки а) кБ/кг равно 1, б) кв/кг равно 0.1

Указанный результат исследований позволил сформулировать следующий диагностический признак. Стремительный рост обводненности добывающих скважин до предельных значений при наличии в разрезе суперколлектора и отсутствии трещин может являться следствием пониженной вертикальной сообщаемое™ продуктивных отложений.

Увеличение соотношения проницаемостей суперколлектора и основного массива способствует росту темпа обводнения, величины водонефтяного фактора (ВНФ) и, следовательно, снижению КИН.

Чем выше толщина суперколлектора, тем выше начальная продуктивность скважин, но тем стремительней происходит рост обводненности добываемой продукции и, следовательно, тем выше ВНФ и ниже величина КИН.

При исследовании влияния количества и взаимного расположения прослоев суперколлектора в разрезе пласта выявлены следующие характерные моменты.

• Появление в разрезе второго высокопроводящего прослоя ниже первого приводит к снижению величины КИН, а выше - к росту КИН.

• Динамика обводнения скважин и, соответственно, добычи нефти зависит не только от суммарной толщины суперколлектора, но и от их «консолидирован-ности» в единый прослой. В случае, когда прослои суперколлектора разъединены низкопроницаемым массивом, наблюдаются более предпочтительные технологические показатели разработки за счет меньшего темпа обводнения, чем при наличии единого высокопроводящего прослоя той же общей толщины.

Исследования площадной неоднородности распространения суперколлектора показали, что прерывистость этого прослоя по латеральному распространению способствует улучшению технологических показателей разработки. Наиболее благоприятными для разработки являются случаи, когда добывающие скважины вскрывают суперколлектор, а нагнетательные - нет. При этом имеет место более полное извлечение нефти за счет повышения коэффициента охвата. Однако, необходимы мероприятия по повышению приемистости нагнетательных скважин.

В ряде публикаций, посвященных геологии Талинского месторождения, отмечается, что близость коэффициентов пористости у суперколлектора и массива пород затрудняет идентификацию этого прослоя по результатам ГИС. Результаты моделирования показывают, что умеренные вариации в соотношении между пористостью суперколлектора и основного массива не влияют на тенденции изменения технологических параметров разработки. Изменяются только количественные интервалы принимаемых ими значений.

Исследованы варианты разработки залежей с различными свойствами нефти.

Исследовано влияние характера смачиваемости поверхности порового пространства суперколлектора на показатели разработки. Результаты расчетов подтвердили ожидаемую прямую зависимость темпов обводнения добывающих скважин от повышения подвижности воды (снижения степени гидрофильности породы) или снижения подвижности нефти (увеличения степени гидрофильности породы) согласно кривым относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для такого прослоя.

Результаты расчетов показывают, что механизм капиллярной пропитки гидрофильного массива пород поступающей по суперколлектору водой может способствовать существенному повышению эффективности разработки залежей нефти рассматриваемого типа. Однако фактические данные по Талинскому месторождению не подтверждают данный вывод, что может быть связано с существенной гидрофобизацией не только суперколлектора, но и основного массива пород.

Чем выше доля защемленной газовой фазы согласно кривым ОФП в суперколлекторе при трехфазной фильтрации (при снижении давления ниже давления насыщения нефти), тем при прочих равных условиях больше дополнительное фильтрационное сопротивление для закачиваемой воды, что приводит к замедлению обводнения скважин, увеличению срока разработки и величины КИН.

Таким образом, исследования главы 2 позволили выявить основные тенденции влияния различных геолого-физических характеристик пласта с прослоями

суперколлектора на показатели разработки на примере типичной площадной системы заводнения.

В главе 3 исследуется возможность повышения эффективности разработки нефтяных залежей, в разрезе которых присутствует прослой-суперколлектор. В настоящее время подавляющая часть фонда добывающих и нагнетательных скважин представлена вертикальными скважинами. Поэтому в основном используется технология латерального заводнения, при которой вытеснение нефти реализуется вдоль напластования.

Исследования ИПНГ РАН показывают, что переход на методологию ЭПП позволяет проектировать разработку в режиме вертикально-латерального заводнения. Указанная возможность становится реальной при положительных результатах ЗЭ гидропрослушивания, свидетельствующих о достаточной вертикальной сообщаемости разреза.

Объект исследования и его исходные геолого-физические параметры приняты аналогичными главе 1. Система размещения скважин для изучения влияния суперколлектора в нефтяной залежи при латеральном заводнении - площадная пятиточечная (рис. 1).

д,----------------д

! \

) Рис. 4. Схема расположения скважин в плане по вари-

1 анту вертикально-латерального заводнения

1 I

| 5

Л Л для уЧета влияния высокопроницаемого прослоя на

основные технологические показатели нефтяной залежи, разрабатываемой в режиме вертикально-латерального заводнения, исследованию подвергнуты ряд вариантов. Они отличались типами добывающих и нагнетательных скважин, местоположением стволов скважин или интервалов дренирования и воздействия. По результатам моделирования наиболее эффективным вариантом вертикально-латерального заводнения залежи при наличии супеколлектора оказался тот, схема которого приведена на рис. 4. Нагнетательные скважины вскрывают нижнюю

треть (5 м) пласта. Добывающая скважина горизонтальная, длина ствола - 200 м,

ствол скважины размещается на глубине 1.5 м от кровли пласта. На секторную модель приходятся 1 вертикальная (4x0.25) и 1 горизонтальная скважины.

Сопоставление основных технологических показателей при рассматриваемых вариантах заводнения позволяет отметить следующие моменты.

• Вариант с латеральным заводнением отличается негативной динамикой обводнения добываемой продукции. А именно, практически весь период разработки имеет место высокая обводненность добываемой продукции.

• Срок достижения максимальной обводненности в варианте латерального заводнения (5.2 лет) в разы меньше, чем в вариантах вертикально-латерального заводнения (50 лет).

• По величине конечного ВНФ вариант разработки согласно вертикально-латеральному заводнению существенно предпочтительнее латерального заводнения - 0.04 против 17.9 соответственно.

• По величине КИН технология вертикально-латерального заводнения превышает значения КИН при латеральном заводнении - 0.342 против 0.363 соответственно.

Ошибочное впечатление, что при наличии суперколлектора достижимы достаточно высокие значения КИН даже при латеральном заводнении, является следствием условия завершения процесса разработки при заданной обводненности добываемой продукции 98%. В этом случае практически весь период разработки проходит при обводненности выше 80%. А конечное значение ВНФ достигает 17.9 единиц. Это позволило сделать вывод, что при выборе вариантов разработки залежей с суперколлекторами сопоставление величин КИН целесообразно приводить при одинаковых значениях ВНФ. Значение КИН по технологии латерального заводнения при ВНФ=1 составило 0.04, при ВНФ=2 - 0.08.

В работе проведено исследование потенциальной эффективности реализации тех или иных геолого-технических мероприятий (ГТМ) для улучшения технологических показателей разработки нефтяных залежей с прослоями суперколлектора. Варьировались размеры элемента разработки, забойные давления, момент начала процесса заводнения, интервалы вскрытия пласта вертикальными

скважинами. Исследована целесообразность периодического режима эксплуатации скважин и проведения ГТМ по интенсификации добычи нефти и закачки воды.

Латеральное заводнение. Для снижения стремительного роста обводненности при латеральном заводнении могут быть рекомендованы следующие мероприятия.

• Увеличение размера элемента разработки приводит к снижению интенсивности обводнения. Но, тем не менее, большая часть срока разработки характеризуется обводненностью отбираемой продукции более 90%.

• Отнесение момента начала заводнения на более поздний срок способствует кратному уменьшению значений ВНФ, но ценой снижения дебитов по нефти в начальный период.

• Применение циклической работы скважин в залежах с суперпроводящи-ми прослоями оправдано для снижения неравномерности продвижения закачиваемой воды.

• Изменение интервала перфорации в добывающих скважинах при достижении 90% обводненности и уплотняющее бурение на основе вертикальных добывающих скважин позволяет повысить КИН и снизить конечное значение ВНФ при любой глубине залегания суперколлектора. Но при этом срок разработки заметно увеличивается. Интенсификация процесса добычи за счет бурения горизонтальных добывающих скважин позволяет сократить срок разработки.

Вертикально-латеральное заводнение. Одна из причин улучшения технологических показателей при разработке в режиме вертикально-латерального заводнения заключается в снижении темпа разработки залежи, что позволяет сформировать более равномерный фронт вытеснения закачиваемой воды. Основным фактором, который может ограничить использование предложенной технологии, является недокомпенсация в начальный период разработки. Снижение отрицательного действия данного фактора может иметь место в результате следующих мероприятий.

• Уменьшение расстояния между скважинами улучшает показатели разработки за счет более эффективного поддержания давления, при сохранении малых объемов попутной добычи воды. Но при этом снижается величина накопленной добычи нефти, приходящейся на одну скважину.

• Автором установлено неоднозначное влияние на результаты мероприятий по улучшению состояния призабойной зоны эксплуатационных скважин (например, перфорация глубокого проникновения, глинокислотная обработка). Поэтому для данного типа коллекторов следует рассматривать влияние различной степени снижения скин-фактора на технологические показатели разработки.

• Размещение интервалов перфорации нагнетательных скважин относительно одного или нескольких суперколлекторов в разрезе является одним из ключевых факторов, с точки зрения влияния на эффективность разработки. С одной стороны, вскрытие такого прослоя увеличивает степень компенсации отборов. С другой стороны, при этом ускоряются процессы обводнения. Поэтому итоговые показатели за тот или иной временной период определяются комплексным влиянием указанных факторов.

Проведенные исследования позволяют сделать следующие основные выводы.

• Латеральное заводнение залежей с суперколлекторами обеспечивает добычу нефти, в основном, за счет высоких дебитов вскрывающих этот прослой скважин в начальный период.

• Традиционное условие завершения разработки по величине обводненности (например, 98%) для рассматриваемого типа залежей приводит к нереалистичным значениям ВНФ при латеральном заводнении.

• При более реальном условии завершения разработки по максимальной величине ВНФ достигаемый при латеральном заводнении КИН оказывается во многих случаях кратно более низким, чем при вертикально-латеральном заводнении, и близким по величине к достигнутому на Талинском месторождении.

• Обоснованная на уровне патентной новизны «щадящая» технология вертикально-латерального заводнения позволяет нейтрализовать отрицательное

влияние высокопроницаемых каналов. К положительным факторам относятся низкие обводненность продукции и конечный ВНФ, при достаточно высоком достигаемом КИН.

В главе 4 изучение влияния суперколлектора продолжено для условий разработки нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи.

В качестве объекта исследования рассматривается элемент нефтегазоконденсатной залежи размерами 10000x2050x25 м. Из общей длины модели 5550 м приходится на газовую шапку, 2600 м на нефтяную оторочку и 1850 м - на область законтурной воды. Расстояние между внешним и внутренним контурами ВНК в плане составляет 500 м. Газонефтяной контакт приурочен к глубине 1669 м, водонефтяной контакт - 1811.8 м. Угол наклона пласта в модели составляет 3°. Толщина пласта - 25 м. В разрезе присутствует один прослой суперколлектора толщиной 0.2 м. Коэффициенты эффективной пористости основного массива пород и суперколлектора равняются 0.0845 и 0.1207. Проницаемость по суперколлектору - 2.5 мкм2, по основному массиву пород - 0.0025 мкм2.

Аналогично третьей главе, исследованы варианты разработки элемента нефтяной оторочки в режиме латерального и вертикально-латерального заводнения. Рассмотрены варианты площадного, рядного, барьерного, сочетания площадного и рядного заводнения, а также разработка на истощение пластовой энергии.

По результатам анализа рассмотренных схем размещения скважин при разработке нефтяной оторочки с суперколлекторами в продуктивных отложениях лучшей является смещенная однорядная схема размещения эксплуатационных скважин.

При разработке нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи, в разрезе которой присутствует суперколлектор, наблюдаются те же тенденции, что выявлены при разработке сектора чисто нефтяной зоны (глава 3). Дополнительные тенденции, выявленные в ходе проведенных исследований этой главы, касаются изменения газового фактора и заключаются в следующем.

• По мере снижения глубины залегания суперколлектора происходит увеличение расстояния вдоль него между контуром ГНК и забоями добывающих скважин, что способствует снижению темпа роста газового фактора.

• Увеличение толщины суперколлектора и соотношения проницаемо-стей приводит к более интенсивному росту газового фактора.

• Присутствие в разрезе двух высокопроницаемых прослоев, разделенных низкопроницаемыми породами, способствует снижению темпа роста газового фактора по сравнению с вариантом, когда имеется один суперпроводящий прослой той же суммарной толщины.

• В случае размещения скважины в оторочке краевого типа близко к ГНК рост газового фактора при длительном исследовании или в первые месяцы эксплуатации может служить косвенным признаком наличия в верхней части разреза суперколлектора.

Согласно предшествующим исследованиям, процессы расформирования нефтяных оторочек при разработке нефтегазоконденсатных залежей в режиме истощения пластовой энергии рассматривались в предположении, что перемещение контактов по высоте носит параллельный характер относительно их первоначального положения. Такой вывод нуждается в дополнительных исследованиях.

В качестве объекта исследования для процессов расформирования рассматривается элемент нефтегазоконденсатной залежи. Процесс истощения газокон-денсатной части смоделирован следующим образом. Добывающие вертикальные скважины, расположенные в газоконденсатной шапке, эксплуатируются в режиме заданного темпа отбора. Намеченные расчеты заканчиваются при отборе 65% газа от начальных запасов, что примерно соответствует степени истощения некоторых газоконденсатных объектов с нефтяными оторочками на месторождениях России.

На основе исследований выявлены следующие закономерности, происходящие с изменением объемной конфигурации запасов нефти при упреждающей разработке газоконденсатной шапки.

• В однородном коллекторе максимальным перемещениям подвергнут внутренний контур ВНК (рис.5а).

• Внедрение нефти в область газоносности характеризуется «компактностью» фронта вытеснения. Внедрение же воды в область нефтеносности происходит в виде острого языка вдоль подошвы пласта (рис. 5а). Это объясняется различием в соотношениях вязкостей нефти и газа, нефти и воды.

• Появление в разрезе прослоя с более высокой проницаемостью приводит к сокращению смещения внутреннего контура ВНК. И к не совпадению темпов перемещения внешнего контура ГНК и фронта нефти (рис. 56 и 5в).

Вертикальный масштаб 1 : 10

Рис. 5. Изменения формы флюидальных контактов а) соотношение проницаемостей 9.9, б) соотношение проницаемостей 63.5, в) соотношение проницаемостей 251

• Чем ниже расположен суперколлектор по разрезу, тем дальше вода по нему проникает в нефтеносную зону и быстрее под действием гравитационных сил достигает подошвы пласта (рис. ба-в). В случае, когда такой прослой залегает у подошвы пласта, внутренний контур ВНК достигает внутренний контур ГНК, и начинается процесс формирования водяного барьера, отделяющего нефть от газа (рис. 6в).

• Сокращение толщины пласта влияет на дальность перемещения флюи-дальных контактов. А именно, смещение внутреннего контура ГНК в газокон-денсатную область увеличивается.

• Механизмы перемещения контактов при наличии суперколлектора, в ходе упреждающей разработки газоконденсатной залежи, в модели неоднородного пласта совпадают с отмеченными выше механизмами в моделях однородного и слоисто-неоднородного пластов.

• Объемы внедрения нефти в газоконденсатную зону, а также воды в нефтеносную зону зависят от структуры залежи.

Вертикальный масштаб 1:10

Рис. 6. Изменения формы флюидальных контактов.

Суперколлектор располагается от кровли пласта: а) на глубине 4.4 м, б) на глубине 12.4 м, в) на глубине 20.4 м

• Первоочередной участок доразработки частично расформированной нефтяной оторочки следует выбирать на наиболее пологом крыле, так как угол падения крыльев залежи влияет на степень изменений, происходящих с объемной конфигурацией нефтяной оторочки.

Исследования, подобные выполненным, следует осуществлять перед рассмотрением различных альтернативных вариантов доразработки частично рас-

формированной нефтяной оторочки, что будет способствовать сокращению рисков для недропользователя при вводе в разработку запасов нефти.

Основные результаты и выводы

1. Проведенные исследования влияния различных геолого-физических факторов на показатели разработки залежей нефти при наличии суперколлектора позволили выявить ряд характерных тенденций. Так, местоположение суперколлектора в разрезе предопределяет величину КИН. За счет гравитационного фактора первоначально вода вытесняет нефть из области под этим прослоем. Выработка запасов над ним характеризуется повышенной обводненностью добываемой продукции, так как вода предпочтительно перемещается по уже промытой области.

Темп выработки запасов нефти под суперколлектором, сравнительно с темпом продвижения воды по нему, предопределяется соотношением проницаемо-стей пласта в вертикальном направлении.

2. Разработка на основе разновидностей технологии вертикально-латерального заводнения позволяет успешно разрабатывать нефтяные залежи и нефтяные оторочки нефтегазоконденсатных залежей с наличием суперколлектора. При этом преодолеваются негативные проявления особенностей их геологического строения, значимо снижается обводненность продукции и во многих случаях увеличивается коэффициент извлечения нефти.

Необходимо учитывать особенности данной технологии, связанные с невысокими темпами отборов и снижением пластового давления в начальный период. Увеличить темп выработки запасов можно за счет мероприятий по стимулированию приемистости в нагнетательных скважинах. При любом положении суперколлектора в разрезе добывающий ствол целесообразно размещать у кровли пласта без вскрытия этого прослоя.

3. Традиционное условие завершения разработки по величине обводненности (например, 98%) для рассматриваемого типа залежей приводит к нереалистичным значениям ВНФ при латеральном заводнении.

При учете реалистичных ограничений на величину ВНФ технология латерального заводнения в залежах с суперколлектором в большинстве случаев не позволяет достичь удовлетворительных значений КИН.

4. При разработке нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи с наличием суперколлектора имеет место двоякое его влияние. С одной стороны, увеличивается коэффициент охвата по латерали. С другой стороны, вследствие гравитационного фактора, положением суперколлектора ограничивается область охвата вытеснением по вертикали. Поэтому эффективность разработки и необходимый объем дополнительных геолого-технических мероприятий существенно зависят от размещения суперпроводящего прослоя в разрезе пласта.

5. Расформирование нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи при отборе запасов газа и конденсата не характеризуется параллельным смещением занимаемого подвижной нефтью объема по отношению к его первоначальному положению. Этот процесс сопровождается существенным искривлением поверхностей флюидальных контактов и неравномерным перемещением контуров нефтеносности. Данная особенность еще более усугубляется присутствием в разрезе пласта прослоя-суперколлектора.

6. Некоторые результаты выполненных исследований послужили основой для обоснования технологии вертикально-латерального сайклинг-процесса на основе горизонтальных скважин, вошедшей в экспертные рекомендации лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН для одного из газоконденсатных месторождений Республики Узбекистан, разрабатываемого с участием отечественной нефтяной компании.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Закиров С.Н., Рощина И.В. Разработка залежей нефти при наличии суперколлекторов. // Газовая промышленность, №1,2009, с. 31-35.

2. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В. Технология заводнения нефтяной залежи с суперколлекторами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №1, 2009, с. 50-55.

3. Рощина И.В. Особенности расформирования нефтяных оторочек нефте-газоконденсатных залежей. // Газовая промышленность, №8, 2010, с. 48-51.

4. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., ..., Рощина И.В. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009, 484 с.

5. Закиров С.Н., Рощина И.В., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Способ разработки нефтяной залежи при наличии в продуктивном разрезе суперколлекторов. / Патент РФ на изобретение № 2386020.

6. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. Способ разработки газоконденсатной залежи. / Патент РФ на изобретение № 2386019.

7. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новая технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин. Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» (www.oilgasiournal.ru'). № ^ 2010.

Соискатель

И.В. Рощина

Подписано в печать:

08.04.2011

Заказ № 5283 Тираж -120 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рощина, Ирина Викторовна

Введение.

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

1.1. Современное состояние структуры запасов нефти в России.

1.2. Разработка Талинского месторождения.

1.3. Особенности геологического строения коллекторов Талинского и некоторых других месторождений.

1.4. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение.

1.5. Применение ЗБ гидродинамического моделирования для регулирования процессов разработки.

1.6. Проблема неколлекторов.

1.7. Обоснование тематики диссертационной работы.

Глава 2. Влияние геолого-физических и фильтрационно-емкостных параметров на показатели разработки залежей нефти с прослоями суперколлектора.

2.1. Влияние толщины суперколлектора на показатели разработки нефтяных залежей.

2.2. Влияние соотношения проницаемостей на технологические показатели.

2.3. Влияние расположения в разрезе и суммарной толщины прослоя суперколлектора на технологические показатели.

2.4. Исследование влияния прерывистости суперколлектора на технологические показатели разработки.

2.5. Влияние вертикальной анизотропии проницаемости на технологические показатели разработки

2.6. Влияние свойств нефти и воды на технологические показатели разработки.

2.7. Влияние смачиваемост и капиллярных явлений на технологические показатели разработки.

2.7.1. Влияние степени гидрофобизации суперколлектора на технологические показатели разработки.

2.7.2. Влияние капиллярных явлений на технологические показатели разработки.

2.8. Влияние критической насыщенности газовой фазы для суперколлектора на технологические показатели разработки.

2.9. Выводы к главе 2.

Глава 3. Повышение эффективности разработки залежей нефти с суперколлекторами.

3.1. Разработка залежей с суперколлекторами на основе вертикально-латерального заводнения.

3.2. Альтернативные системы разработки при наличии суперколлектора.

3.3. Влияние размеров элемента на эффективность технологий заводнения.

3.4. Роль технологических режимов эксплуатации скважин.

3.5. Влияние момента начала процесса заводнения на показатели разработки.

3.6. Влияние геолого-технологических мероприятий на технологические показатели вертикально-латерального заводнения.

3.7. Целесообразность периодического режима эксплуатации скважин.

3.8. Изучение влияния интервала вскрытия пласта вертикальными скважинами.

3.9. Выводы к главе 3.

Глава 4. Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек при наличии суперколлекторов в продуктивных отложениях.

4.1. Изучение влияния местоположения и толщины суперколлектора на элементе нефтегазоконденсатной залежи.

4.2. Изучение влияния соотношения проницаемостей суперколлектора и основного массива коллекторов на показатели разработки нефтегазоконденсатной залежи.

4.3. Изучение влияния местоположения суперколлектора в разрезе при реализации режима истощения.

4.4. Изучение влияния соотношения проницаемостей и местоположения суперколлектора в разрезе при разработке элемента нефтяной оторочки в режиме латерального заводнения.

4.5. Изучение влияния местоположения суперколлектора в разрезе при разработке элемента нефтяной оторочки в режиме вертикально-латерального заводнения.

4.6. Сопоставительный анализ рассмотренных вариантов разработки нефтяной оторочки.

4.6.1. Сравнение вариантов в режиме истощения пластовой энергии и при латеральном заводнении.

4.6.2. Сравнение вариантов разработки на режиме латерального и вертикально-латерального заводнения.

4.7. Особенности расформирования нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей.

4.7.1. Исследование процесса расформирования нефтяной оторочки на модели полосообразного элемента пласта.

4.7.2. Влияние толщины пласта на процесс расформирования нефтяной оторочки.

4.7.3. Влияние активности законтурной области.

4.7.4. Исследование процесса расформирования нефтяной оторочки в неоднородной модели нефтегазоконденсатной залежи.

4.8. Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях"

Актуальность тематики исследований

Современное состояние нефтяной отрасли страны характеризуется переходом к освоению запасов с трудно извлекаемой нефтью. Разработка соответствующих месторождений - это трудоемкая задача, которая требует в первую очередь проведения полного и расширенного комплекса исследований продуктивных коллекторов для выявления факторов, ухудшающих их разработку. И от достоверности установления главных отрицательных факторов, осложняющих выработку запасов, зависит правильность выбора системы разработки.

Одним из таких факторов является наличие в продуктивном разрезе суперколлекторов. Наиболее известные примеры месторождений данного типа - Талинское нефтяное и Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождения. Суперколлектор - это некий высокопроницаемый прослой в продуктивном разрезе залежи, который обычно характеризуется небольшой толщиной. Отличительная особенность суперколлектора заключается не в величине коэффициента проницаемости, а в соотношении его проницаемости к проницаемости выше и ниже залегающих пропластков, прослоев, оцениваемом в сотни и тысячи единиц. Впервые понятие суперколлектора было введено Политыкиной М.А. при изучении продуктивных отложений Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Ею выделено две его разновидности — плитчатый и массивно-рыхлый суперколлектор. Первый тип характерен для карбонатных отложений, второй встречается в терригенном разрезе.

Вследствие близости коэффициентов пористости у суперколлектора и массива пород обычно затрудняется идентификация этого прослоя по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Результат присутствия суперколлектора в разрезе пласта часто выражается в сочетании низких значений коэффициента извлечения нефти (КИН) и высокой обводненности добываемой продукции, значительной величины водонефтяного фактора (ВНФ). Так, разработка продуктивных горизонтов ЮКю-п Талинского нефтяного месторождения характеризуется аномально низким коэффициентом нефтеизвлечения — около ОД — и высокой обводненностью фонда добывающих скважин на протяжении почти 20 лет.

Основные задачи исследования

1. Изучение влияния геолого-физических и фильтрационно-емкостных параметров основного массива пород и суперколлектора на технологические показатели разработки нефтяной залежи и нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи на естественном режиме и при заводнении.

3. Изучение влияния суперколлектора на процессы расформирования нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи при истощении газоконденсатной шапки.

Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач использована современная методология ЗБ компьютерного моделирования в ЗБ многофазной постановке. Она включает в себя проведение многовариантных математических экспериментов (применялся сертифицированный программный пакет Eclipse 100, модель нелетучей нефти - black oil), с учетом данных и опыта предшествующих исследований, а также анализ и обобщение полученных результатов.

Научная новизна. По мнению автора, она заключается в следующем.

Практическая значимость

1. Установленные особенности влияния геолого-физических и фильтрационно-емкостных свойств суперколлектора на основные технологические параметры разработки нефтяной залежи и нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи позволяют при проектировании их разработки предусмотреть меры по снижению обводненности продукции и повышению КИН.

4. Учет выявленных особенностей влияния суперколлектора на изменения ЗБ объемной конфигурации нефтяной оторочки при разработке запасов газоконденсатной шапки способствует сокращению рисков при доразработке запасов нефти таких залежей.

Защищаемые положения

1. Выявленные закономерности влияния геолого-физических и фильтрационно-емкостных свойств суперколлектора на основные технологические показатели разработки нефтяной залежи и нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи, включая существенное влияние гравитационного фактора.

4. Выявленные особенности влияния суперколлектора на изменения, происходящие с объемной конфигурацией нефтяной оторочки при опережающей разработке запасов газоконденсатной шапки, включая различный характер продвижения поверхностей газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) над и под суперколлектором.

Внедрение результатов исследований. Результаты выполненных исследований послужили основой для обоснования лабораторией газонефтеконденсатоотдачи, ИПНГ РАН технологии - вертикально-латерального сайклинг-процесса, вошедшей в экспертные рекомендации для одного из газоконденсатных месторождений Республики Узбекистан, разрабатываемого с участием отечественной нефтяной компании.

Апробация работы. Основные результаты исследований прошли обсуждение на:

• X научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Геленджик, 21-23 сентября, 2010г.,

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, содержит 201 страницу текста, 85 рисунков и 24 таблицы, список использованных источников насчитывает 154 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Рощина, Ирина Викторовна

Основные результаты и выводы

1. Местоположение суп ер коллектора в разрезе предопределяет величину КИН. За счет гравитационного фактора первоначально вода вытесняет нефть из области под суперколлектором. Затем начинается выработка запасов над суперколлектором, которая характеризуется повышенной обводненностью добываемой продукции, так как вода «предпочитает» перемещаться по уже промытой области.

2. Остаточные запасы таких коллекторов приурочены к низкопроницаемым зонам над суперколлектором.

3. Темп выработки запасов нефти под суп ер коллектором, сравнительно с темпом продвижения воды по нему, предопределяется соотношением проницаемостей пласта в вертикальном направлении.

4. Разработка на основе разновидностей технологии вертикально-латерального заводнения позволяет успешно разрабатывать залежи с наличием суперколлектора. Преодолевая негативные проявления особенностей их геологического строения.

5. Традиционное условие завершения разработки по величине обводненности (например, 98%) для рассматриваемого типа залежей приводит к нереалистичным значениям ВНФ при латеральном заводнении.

При учете реалистичных ограничений на величину ВНФ технология латерального заводнения в залежах с суперколлекторами в большинстве случаев не позволяет достичь удовлетворительных значений КИН.

6. Обоснованная на уровне патентной новизны «щадящая» технология вертикально-латерального заводнения позволяет нейтрализовать отрицательное влияние высокопроводящих каналов. К положительным факторам относятся низкие обводненность продукции и конечный ВНФ, при достаточно высоком достигаемом КИН.

Необходимо учитывать особенности данной технологии, связанные с невысокими темпами отборов и снижением пластового давления в начальный период. Увеличить темп выработки запасов можно за счет мероприятий по стимулированию приемистости в нагнетательных скважинах. При любом положении суперколлекторов в разрезе добывающий ствол целесообразно размещать у кровли пласта без вскрытия суперколлектора.

7. Для повышения технологических параметров разработки нефтяной залежи с наличием суперколлектора при применении схемы латерального заводнения рекомендуется использование следующих технологических решений.

• отнесение момента начала заводнения;

• периодическая работа скважин;

• уплотняющее бурение;

• использование для вытеснения агентов с повышенной вязкостью (полимерных растворов).

8. Результаты исследований опережающей разработки нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи при наличии суперколлекторов позволяют сформулировать следующие рекомендации.

• При разработке нефтяной оторочки наиболее высокие технологические параметры достигаются в случае использования смещенной однорядной схемы размещения эксплуатационных скважин в условиях относительно однородного коллектора или наличии в разрезе суперколлектора.

• Влияние присутствия в разрезе суперколлектора носит двоякий характер. С одной стороны, он увеличивает коэффициент охвата по латерали. С другой стороны, он же ограничивает коэффициент охвата по вертикали. Поэтому целесообразно проведение дополнительных мероприятий по повышению охвата пласта воздействием, особенно в случае залегания суперколлектора у подошвы пласта, затраты на которые компенсируются в дальнейшем значительным приростом добычи нефти.

9. Процесс расформирования нефтяной оторочки при истощении газоконденсатной шапки не характеризуется параллельным смещением занимаемого подвижной нефтью объема по отношению к его первоначальному положению. Эта особенность усугубляется при наличии в разрезе пласта прослоя-суперколлектора.

При этом размеры и форма области внедрения нефти и воды в газоконденсатную область, а также воды в нефтеносную область зависят от различных геолого-физических и технологических факторов, включая наличие и характеристики суперколлектора, а также структуру залежи.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рощина, Ирина Викторовна, Москва

1. Абдулмазитов Р.Г., Султанов A.C., Евдокимов A.M. Эффективность разработки месторождений ОАО «Татнефть» при нестационарном заводнении. // Нефтяное хозяйство, № 7, 2008, с. 58-59.

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

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

4. Андреева H.H. Анализ экономической эффективности проекта пробной эксплуатации мелкого нефтяного месторождения. // Нефтепромысловое дело, № 11, 2001, с. 37-39.

5. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов O.K., Донг Ч.Л., Исайчев В.В. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. // Нефтяное хозяйство, № 7, 1999, с. 18-21.

6. Артюхович В.К. Эффективность применения горизонтальныхскважин для разработки месторождений углеводородов. // Нефтепромысловое дело, № 3, 2002, с. 4-7.

7. Архипов C.B., Черемисин H.A., Климов A.A. Влияние характера распространения глин сангопайской свиты на разработку месторождений. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2003, с. 56-60.

8. Афанасьева A.B., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. М.-Л.: Недра, 1980, 225 с.

9. Базив В.Ф. Об отборе жидкости при разработке нефтяных месторождений с заводнением. // Нефтяное хозяйство, № 9. 2007, с. 116-121.

10. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин C.B., Семин E.H., Сургучев М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. 197 с.

11. Бакиров И.М. Особенности вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при регулярных системах заводнения. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2009, с. 33-35.

12. Блох С.С., Бродский А. Л., Иоффе О.П. и др. Физико-геологические особенности и проблемы разработки Талинского месторождения. // Нефтяное хозяйство, № 4, 1990, с. 46-50.

13. Боксерман A.A. Козловский Е. Увеличение отдачи нефтяных месторождений как стратегия оптимального воспроизводства нефтедобычи. // газета «Промышленные ведомости», № 11, 2005.

14. Боксерман A.A. Мищенко И.Т. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов. // Технологии ТЭК», №6, 2006, с. 47-52.

15. Боксерман A.A. Мищенко И.Т. Пути преодоления негативных тенденций развития НТК России. // Технологии ТЭК, №4, 2006, с.30-36.

16. Боксерман A.A. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2004, с. 34-38.

17. Большаков Ю.Я. Динамическое моделирование залежей нефти и газа: Курс лекций. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2003, 66 с.

18. Бояршин Е., Чоловский В., Рэкли С. Постоянно действующие геолого-технологические модели основа эффективного проектирования и управления процессами разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа. // Нефтяное хозяйство, № 9, 2004, с. 30-32.

19. Бриллиант JI.C., Козлова Т.Н, Шибеко И.Ю. К вопросу изучения структуры запасов нефти пластов ЮК 10-11 Талинской площади. / Сб. статей кол. авторов; Под общ. ред. Бриллианта JI.C. Тюмень:000 Печатный Дом «ЦЕССИЯ», 2008, с. 327-350.

20. Булаев В.В., Закиров С.Н., Рощин A.A. Основы секторного моделирования. // Газовая промышленность, № 5, 2007, с. 59-61.

21. Васильев В. В. Численное моделирование циклического заводнения коллектора с повышенной начальной водонасыщенностью. // Нефтяное хозяйство, № 7, 2009, с. 94-96.

22. Владимиров И.В., Горобец Е.А., Литвин В.В. и др. Особенности применения циклического заводнения на недонасыщенных нефтью коллекторах (на примере пластов ПК-13 Самотлорского месторождения). // Нефтепромысловое дело, № 10, 2008, с. 25-31.

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

24. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. -М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2002, 639 с.

25. Гапонова Л.М. Повышение эффективности разработки месторождений на основе мониторинга геолого-гидродинамических моделей. // Нефтяное хозяйство, № 12, 2006, с. 36-39.

26. Гарушев А.Р., Гарушев Э.А., Коновалов А.Е. К проблеме разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. // Нефтепромысловое дело, № 3, 2008, с. 4-10.

27. Гилязов Ш.Я., Газизов A.A., Газизов А.Ш. Совершенствование методов разработки заводнением месторождений с высоковязкими нефтями. // Нефтепромысловое дело, № 6, 2001, с. 4-7.

28. Гончарова В.Н. Метод построения карты эффективных мощностей толщин, выклинивающейся на бортах эрозионной долины. // Геология нефти и газа, № 1, 1994, с. 25-28.

29. Григорьева A.A. и др. Сложности разработки Талинского месторождения. //Нефтяное хозяйство, № 5-6, 1995, с. 36-38.

30. Губина А.И. Расчленение и корреляция осадочных толщ по геофизическим данным на основе фациально-циклического анализа. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2007, с. 32-36.

31. Денисов С.Б., Дьяконова Т.Ф. Генетическая природа отложений шеркалинской свиты Талинского месторождения. // Нефтяное хозяйство, №2, 2005, с. 5-9.

32. Дзюба В.И., Пелевин M.JI. Имитационное моделирование разработки Талинской площади Красноленинского месторождения. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2008, с. 70-73.

33. Дыбленок В.П., Евченко B.C., Солоницин С.Н. и др. Повышение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами с использованием физических методов в поле нестационарного заводнения. // Нефтяное хозяйство, № 4, 2005, с. 76-79.

34. Дьяконова Т.Ф. О разломной тектонике Талиннской площади и связи ее с нефтеносностью. // Геология нефти и газа, № 10, 1989, с. 2-28.

35. Жабрев В.П., Политыкина М.А., Участкин Ю.В. Суп ер коллекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения. // Геология нефти и газа, № 3, 1979, с. 20-28.

36. Жабрев В.П., Закиров С.Н., Политыкина М.А. Суперколлектора и их роль в управлении системой разработки месторождений. // Геология нефти и газа, № 8, 1986, с. 1-6

37. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений -М.: ОАО изд. «Недра», 1998, 365 с.

38. Жеребцов Е.П., Скворцов А.П., Буторин О.И., Владимиров И.В. Совершенствование технологий нестационарного отбора нефти и закачки воды. //Нефтепромысловое дело, № 11, 2000, с. 11-14.

39. Зайко А. Подземные горизонты. // Энергия промышленного роста, № 9, 2006, с. 44-47.

40. Закиров С.Н., Джафаров И.С., Басков В.Н. и др. Обоснование технологии доразработки месторождения с резко неоднородными коллекторами. -М.: Изд.дом «Грааль», 2001, 97 с.

41. Закиров С.Н., Закиров Э.С. Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2006, с. 34-41.

42. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. —М.: Недра, 2004, 520 с.

43. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. и др. Проблемы подсчета запасов, разработки и 3D компьютерного моделирования. // Нефтяное хозяйство, № 5, 2007, с. 66-68.

44. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Назревшие проблемы подсчета запасов, 3D компьютерного моделирования и разработки месторождений нефти и газа. // Нефтяное хозяйство, № 12, 2007, с. 32-35.

45. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др.: Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II. Ижевск, Изд. Институт компьютерных исследований, 2009, 484 с.

46. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Еще раз о концепции ЭПП (в порядке обсуждения). // Нефтяное хозяйство, № 5, 2009, с. 76-80.

47. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Последствия перехода на концепцию эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2008, с. 105-107.

48. Закиров С.Н., Мухаметзянов Р.Н., Джафаров И.С. и др. Вертикально-латеральное заводнение на завершающей стадии разработки. /Материалы отраслевого совещания «Разработка месторождений на завершающей стадии», Москва, ЦКР Роснедра, 6-7 декабря 2007г.

49. Закиров С.Н.: Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений М. : изд. Струна, 1998, 626 с.

50. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений.-Ижевск:Институт компьютерных исследований, 2006, 356 с.

51. Захарова Н.П., Алымова Т.И., Решетникова A.B., Малышев Г.А. Анализ результатов применения технологии нестационарного воздействия на Родниковом месторождении. // Нефтяное хозяйство, № 12, 2008, с. 58-62.

52. Злобин A.A. Влияние анизотропии пород и смачиваемости поверхности на остаточную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения. // Нефтеное хозяйство, № 4, 2009, с. 34-37.

53. Ибрагимов Н.Г., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения, продуктивных пластов и задачи их совершенствования М.: ВНИИОЭНГ, 2000, 111 с.

54. Индрупский И.М. Опережающее заводнение для залежей с низкопроницаемыми коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей. // Газовая промышленность, № 3, 2009, с. 29-33.

55. Карабалин У.С., Ибрашев К.Н., Ермеков М.М. О методах увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии заводнения месторождений. // Нефтепромысловое дело, № 10, 2008, с. 43-45.

56. Кашик A.C., Билибин С.И., Ахапкин М.Ю. Клепацкий А.Р. Оптимизация системы заводнения с технологией селективной изоляции и нейтрализации каналов быстрого транспорта воды. // Нефтяное хозяйство, №3, 2008, с. 36-38.

57. Кашик A.C., Лейбин Э.Л. Особенности нефтевытеснения из продуктивных отложений Шеркалинской свиты по материалам геолого-промыслового анализа. // Нефтяное хозяйство, № 4, 2003, с. 92-95.

58. Квеско Б.Б., Ледовская Т.И., Щемелинин Ю.А. К вопросу изучения структуры порового пространства пород-коллекторов как одного из определяющих факторов при вытеснении нефти водой, http://www.bvt-s.ru/useful/science/stat24/.

59. Келлер М.Б., Славкин B.C., Шик Н.С., Голованова М.П. Создание новой методологии необходимое условие для успешного освоения нефтяных ресурсов шеркалинской свиты. // Геология нефти и газа, № 6, 2001, с. 2-10.

60. Котова В.З., Моор H.A., Ширяева A.C. и др. Повышение достоверности оценки проницаемости терригенных коллекторов с помощью выделения фаций. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2009, с. 20-23.

61. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. — М. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 416 с.

62. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Шульев Ю.В., Билинчук A.B. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». // Нефтяное хозяйство, № 1, 2007, с. 5457.

63. Кузнецов В. Качать не перекачать. / Газета Столичные новости, № 20,2005.

64. Латыпов А.Р., Афанасьев И.С., Захаров В.П. Исмагилов Т.А. Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа. // Нефтяное хозяйство, № 11, 2007, с. 28-31.

65. Лашнева З.В., Яцканич Е.А. Красноленинский рифт и нефтеносность раннемезозойских терригенных осадков. // Электронная версия журнала «Вестник недропользователя ХМАО» (www.oilnews.ru), № 8, 2002.

66. Лебединец Н.П. Изучение и разработка месторождений с трещиноватыми коллекторами. Изд. Наука, 1997, 397 с.

67. Левчук М.А. Раннемезозойские палеореки запада Западной Сибири. / Сборник тезисов докладов на совещание «Осадочные бассейны: закономерности строения и эволюции, минерагения», Екатеринбугр, октябрь 2000 г.

68. Лисовский Н.Н., Лозин Е.В. Высокий коэффициент извлечения нефти результат интеллектуальной разработки нефтяного месторождения. // Нефтяное хозяйство, № 12, 2005, с. 38-41.

69. Лысенко В.Д. Специальный анализ разработки экспериментального участка Талинского месторождения. // Нефтепромысловое дело, № 7, 2008, с. 4-9.

70. Лысенко В.Д. Анализ состояния и рекомендации по улучшению разработки Талинского нефтяного месторождения. // Нефтепромысловое дело, № 8, 2001, с. 4-9.

71. Лысенко В.Д. Проблемы проектирования разработки зонально и послойно неоднородных нефтяных месторождений. // Нефтепромысловое дело, № 11, 2007, с. 15-18.

72. Лысенко В.Д. Технология разработки месторождения нефти и газа. // Нефтепромысловое дело, № 3, 2008, с. 10-13.

73. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. —1V1.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001, 562 с.

74. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр, 2005, 607 с.

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

76. Медведев А.Л., Хэндфлрд Р, Лопатин А.Ю. Новый нефтеперспективный объект — комплекс заполнения врезанных долин в продуктивных пластах викуловской свиты Каменного месторождения. // Нефтепромысловое дело, № 1, 2009, с. 4-20.

77. Медведев H.5L Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.-М.: ВНИИОЭНГ, 997, 336 с.

78. Медведский Р.И., Илиев Д-И. Опыт организации встречного заводнения при прорыве нагнетаемой воды. // Нефтепромысловое дело, № 10,2008, с. 32-35.

79. Медведский Р.И., Изотов A.A. Возможные причины снижения эффективности внутриконтурного заводнения. // Нефтяное хозяйство, № 3,2009, с. 59-61.

80. Медведский Р.И., Соколов B.C. Техногенные причины низкой выработки запасов нефти. http: //www.tmn.ru/ erip/rus/AbstractS с rus/TyumGNGU rus.html.

81. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Фильтрационные модели.-Ч. 2.-М.: ВНИИЩЭНГ, 2003, 162 с.

82. Миллионщиков Н.В., Слепцов Д.И. Об адекватности компьютерных геолого-технологических моделей. // Нефтяное хозяйство, №2, 2007, с. 60-61.

83. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермалаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами -М.:ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2005, 448 с.

84. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. —М .: Нефть и газ, 1996, 190 с.

85. Мосунов А.Ю., Кульчицкий Е.В. Результаты углубленного форсированного отбора жидкости в условиях значительной неоднородности коллекторов по проницаемости. // Нефтяное хозяйство, № 4, 2006, с. 49-51.

86. Муслимов Р.Х. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. // Нефтяное хозяйство, № 3, 2008, с. 30-34.

87. Муслимов Р.Х. Нанотехнологии в геологии и повышение эффективности освоения залежей с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами. // Нефтяное хозяйство, №1, 2009, с. 38-41.

88. Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супергиганского Ромашкинского нефтяного месторождения. // Геология нефти и газа, №1, 2007, с. 3-12.

89. Найденова O.A., Разумова Е.Р., Руднева Н.М. Особенности нефтеобразования и геохимические индикаторы формирования залежей в Красноленинском районе / Сб. научных тр. Отв. ред. Еременок H.A.

90. Индикаторы обстановок формирования залежей углеводородов. М: Наука, 1988, 94 с.

91. Нестеренко Н.Ю. Смачиваемость пор од-коллекторов пластовыми флюидами. // Геология нефти и газа, №5, 1995, с.26-35.

92. Ошмарин P.A., Дриллер A.B., Локоть A.B., Нигматулин P.P., Исламов P.A. Создание геологической модели для мониторинга разработки Ванкорского месторождения. // Нефтяное хозяйство, №8, 2010, с. 32-35.

93. Пантелеев A.C., Гришин Е.С., и др. Перспективы разведки и освоения подгазовой залежи нефти Оренбургского газоконденсатного месторождения. // Геология нефти и газа, №8, 1982, с. 18-20.

94. Пантелеев A.C., Гришин Е.С., Малиновский И.Н. Опыт промышленной эксплуатации и перспективы освоения нефтяных оторочек Оренбургского ГКМ. // Геология нефти и газа, №2, 1990, с. 9-13.

95. Петраков A.M., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л. и др. Об эффективности газового и водогазового воздействий на обводненный пласт ЮКю Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения. // Нефтяное хозяйство, №9, 2009, с. 90-93.

96. Пияков Г.Н. и др. К вопросу доразработки Талинской площади при давлении ниже давления насыщения. // Нефтяное хозяйство, №2, 1993, с. 27-29.

97. Попов С.Н. Газогидродинамическое моделирование и прогноз продуктивности новых скважин восточного участка АГКМ. // Нефть и газ, №6, 2005, с. 26-34.

98. Потрясов A.A. Изучение неоднородности пласта по геофизическим данным. // Электронная версия журнала «Вестник недропользователя ХМАО» (www.oilnews.ru), №7, 2007.

99. Радионов И.В. Проблемы применения передовых методов нефтеизвлечения в нефтегазодобывающей отрасли. // Нефтяное хозяйство, №4, 2003, с. 17-18.

100. Райкевич С.И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. М.ЮОО «ИРЦ Газпром», 2007, 247 с.

101. Распопов A.B., Воеводкин B.JI. Повышение эффективности научного сопровождения разработки месторождений ООО «Лукойл-Пермь» на основе современного гелого-гидродинамического моделирования. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2009, с. 66-68.

102. Рыбак В.К., Смагина Т.Н., Кунгуров A.A., Чухланцева Е.Р. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности базальных отложений в пределах Каменой площади Красноленинского месторождения. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2009, с. 12-16.

103. С заседания Центральной комиссии по разработке. // Нефтяное хозяйство, № 1,2006, с. 32-33.

104. Сагитов Д. К. Определение преимущественного направления фильтрации закачиваемых вод. // Нефтепромысловое дело, №4, 2008, с. 1114.

105. Сагитов Д.К. Вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти регулированием заводнения. // Нефтепромысловое дело,№5, 2008, с. 24-26.

106. Садыков М.Р., Павлов Н.Е., Печеркин М.Ф., Федоров K.M. Современные задачи научного обеспечения эффективной разработки нефтяных месторождений. //Нефтяное хозяйство, № 11, 2006, с. 28-31.

107. Сидоров C.B., Низаев Р.Х. Влияние геологической неоднородности на технические показатели разработки нефтяных месторождений.//Нефтяное хозяйство, .Ne 3, 2006, с. 42-45.

108. Сонич В.П., Черемисин H.A. Климов A.A. Афанасьев В.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения.//Нефтяное хозяйство, J4k83 2002, с. 31-33.

109. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. Гиматудинова Ш.К. -M.-JL: Недра, 1983, 463 с.

110. Судо P.M. Материалы конференции «Стандартизация и сертификация для повышения эффективности моделирования и разработки месторождений углеводородного сырья». // Вестник ЦКР Роснедра, №1, 2009, с. 15-16.

111. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Изд. Недра, 1985, 308 с.

112. Тагиров K.M., Нифантов 33.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. IVT.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003, 160 с.

113. Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Гумаров Н.Ф., Таипова В.А. О текущем состоянии и перспективе разработки нефтяных залежей НГДУ «Альметьевнефть». // Нефтепромысловое дело, № 5, 2007, с. 6-13.

114. Титов А.П. Состояние разработки пластов AB 13 и АВ2-3 Самоотлорского месторождения и стратегия их доразработки. // Нефтепромысловое дело, №10, 2007, с. 15-18.

115. Фадеев A.M., Зверев К.В. Федорцов В.В. Петрофизическая модель коллекторов тюменской свиты Усть-Тегусского месторождения. // Нефтяное хозяйство, №1, 2009, с. 16-19.

116. Халимов Э.М. Проект разработки: план действий или прогноз? // Нефтяное хозяйство, №4, 2008, с. 44-47.

117. Шаламов М.А. Особенности обоснования извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах с использованием пакетов гидродинамического моделирования. // Нефтяное хозяйство, № 12, 2004, с. 26-28.

118. Шелепов В.В. Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России. // Нефтяное хозяйство, № 4, 2003, с. 16-17.

119. АН Al-Dheithy, Ali Al-Suleimani A step change in field management of the matured water flood : Oman. / Paper SPE 112557 presentation at the North Africa technical conference and exhibition. Marrakech. Morocco, 2008, 12-14 march.

120. Anthony O. Uwaga, Kazeem A. Lawal. Concurrent gas-cap and oil-rim production: The Swing Gas Option. / Paper SPE 105985 presentation at the 30th Annual SPE International Technical Conference and Exhibition. Abuja. Nigeria, 2006, 1-2 august.

121. Claudio Cosmk, Oluwaseyi Fatoke. Challenges of gas development : Soki field oil rim reservoirs. / Paper SPE 88894 presentation at the 28-th Annual SPE International Technical Conference and Exhibition. Abuja. Nigeria, 2004, 2-4 august.

122. Dacun Li Comparative simulation study of water flood. / Paper SPE 88459 presentation at the SPE Asia Pacific oil and Gas Conference and exhibition. Perth. Australia, 2004,18-20 october.

123. Hutchins R.D., Dovan H.T., Sandiford B.B. Aqueous tracers for oilfield applications. / Paper SPE 21049 presentation at the international symposium on Oilfield Chemistry. Anaheim. California, 1991, 20-22 february.

124. Izgec B., Kabir C.S. Identification and charcterization of high-conductive layers in waterfloods. / Paper SPE 123930 at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orians, 2009, 4-7 october.

125. Kabir C.S., Agamini M.O. Targeting thin-oil rims in bottom- and edge-water-drive reservoirs. / SPE paper 88914 presentation at the SPE Nigeria Annual international Conference and Exhibition. Abuja. Nigeria, 2004, 2-4 august.

126. Recham R., Bencherif D. Analysis and synthesis of horizontal wells in Hassi R'mel oil rim, Algeria. / SPE paper 86924 presentation at SPE International Thermal Operation and Heavy oil symposium, California. U.S.A., 2004, 16-18 march.

127. Turta A.T., Singhal A.K., Goldman J., Zhao L. Toe-to-heel waterflooding. Part II : 3D laboratory-test results. / Paper SPE reservoir Evalution and Engineering, № 6, 2006, 202-208 p.

128. WU G., Reynolds TC., Markitell B. A field study of horizontal well design in reducing water coning. / Paper SPE 30016 presentation at the international Meeting Petroleum Engineering. Beijing.China. 1995, 14-17 Novamber.

129. Xia T.X., Greaves 1V1., Turta A.T. Injection well producer well combinations in Thai "Toe-to-Heel air injection. / SPE paper 75137 presentation at the SPE/DOE Improved oil recovery symposium. Tulsa. Oklahoma, 2002, 13-17 april.

130. Zhao L., Turta A. Toe-to-heel waterflooding: field scale numerical simulation study. / SPE paper 89380 presentation at the SPE/DOE Fourteenth symposium on Improved oil recovery. Tulsa. Oklahoma, U.S.A., 2004, 17-21 april.

Информация о работе

Рощина, Ирина Викторовна
кандидата технических наук
Москва, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы