Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации обводненных скважин

Повжик, Петр Петрович

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации обводненных скважин"

На правах рукописи УДК 622.276

ПОВЖИК ПЕТР ПЕТРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПУТЕМ РЕЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ

СКВАЖИН

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА, 2010

- 3 ИЮН 2010

004603418

Работа выполнена в Белорусском Научно-Исследовательском и Проектном Институте нефти (БелНИПИнефть) и на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент Зайцев В.М. Официальные оппоненты:

- доктор технических наук Малофеев Г.Е.

- кандидат технических наук Губанов В.Б.

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа

Российской Академии Наук

Защита состоится «11» июня 2010 года в 10.00 часов в конференц-зале на заседании диссертационного Совета Д.222.006.01 ВАК РФ при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова » по адресу: 127422, Москва, Дмитровский пр., д.10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть»

Автореферат разослан «6» мая 2010 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

диссертационного Совета, к.г.-м.н. с¡ЛмимгР М.М.Максимов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Современный уровень познания процессов, происходящих в пластах, подтверждает мысль о подвюкности остаточной нефти в залежи после ее разработки путем заводнения. Имеется достаточно оснований предполагать, что под действием естественных сил после заводнения пласта и полной останови! работы скважин происходит частичное восстановление начальной нефтенасыщенности в объеме залежи под действием гравитационного поля, капиллярных сил и др. Такой процесс во времени может оказаться достаточно длительным в зависимости от геолого-физических свойств объекта разработки. О том, что процессы гравитационной сегрегации нефти в выработанных залежах, продукция скважин которых обводнена на 98-100% происходят в реальности, свидетельствуют многочисленные факты замещения воды в простаивающих скважинах на нефть, и эти скважины, когда-то заполненные водой, полностью оказываются заполненными нефтью и включаются в эксплуатацию.

Такие примеры были отмечены на скважинах нефтяных месторождений Республики Беларусь, Российской Федерации и ряда других стран. Добывающие скважины, которые из-за полного обводнения были переведены в контрольный фонд, а спустя несколько лет вступали в работу с прежних интервалов перфорации и давали дополнительную добычу нефти.

Основной направленностью данной работы является геолого-промысловая, теоретическая и экспериментальная оценка действия сил, определяющих механизм перераспределения остаточной нефтенасыщенности в пласте в условиях отсутствия движения (фильтрации) флюидов в градиентном поле, создаваемый системой скважин. Важным аргументом в пользу такого порядка исследований является возможность не только познать механизм ее консолидации, но и определить наиболее целесообразные пути

ускорения действия благоприятных процессов и сил в пластах.

Исследования на истощенных залежах могут привести к результатам, имеющим непосредственно прикладной характер - возврат в приемлемые сроки с повторной разработкой на залежи, которые расположены в старых обустроенных и освоенных нефтедобывающих регионах.

Актуальность темы диссертационной работы определяется низкими значениями коэффициента нефтеизвлечения при разработке карбонатных коллекторов с заводнением и, соответственно, большими остаточными запасши нефти. Реэксплуатация обводнившихся скважин позволит, судя то имеющимся промысловым данным, существенно повысить извлекаемые запасы нефти на старых обустроенных площадях, что сулит высокую технико-экономическую эффективность и позволит увеличить профессиональную занятость населения в этих районах.

Цель работы

Обоснование возможности повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов в старых обустроенных районах нефтедобычи путем повторной эксплуатации скважин, длительное время остававшихся в бездействии по причине обводнения.

Объект исследования

Заводнённые карбонатные коллектора разрабатываемых нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований

1. Геолого-промысловый анализ эффективности реабилитации добывающих скважин после их остановки по причине предельной обводненности в Беларуси.

2. Комплексный анализ технико-экономической эффективности

реабилитации обводненных скважин Беларуси.

3. Визуальные лабораторные исследования процесса перераспределения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах на насыпных моделях пласта с применением фото и видеосъёмок. Выявление зависимости времени перераспределения нефтенасыщенности от фильтрационно-ёмкостных и физико-химических параметров пласта, нефти и воды.

4. Лабораторные исследования процесса вытеснения нефти водой на фильтрационной установке до полного обводнения нефтенасыщенного керна и после его выдержки при тсрмобарических условиях в отсутствии фильтрации.

5. Проведение математических экспериментов по изучению процессов изменения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах на основе постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) для пластовой и массивной залежей нефти.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовались:

- методы геолого-промыслового анализа разработки залежей;

- метод визуального лабораторного исследования керна с применением фото и видеосъёмки;

- метод фильтрационных исследований процесса вытеснения нефти водой на специальной установке;

- метод проведения математических экспериментов на основе постоянно действующей геолого-технологической модели объектов разработки.

Научная новизна

1. Способ разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации скважин, переведенных в бездействующий либо ликвидированный фонд, по причине предельного обводнения.

2. Экспериментально доказано, что коэффициент вытеснения нефти водой из керна для карбонатных коллекторов Беларуси увеличивается при возобновлении процесса вытеснения после выдержки керна в статическом состоянии.

3. Результаты исследований перераспределения водо- и нефтенасыщения насыпных моделей коллекторов путем визуальных лабораторных наблюдений с применением фото и видео съёмки.

4. Результаты математического моделирования процессов изменения нефтенасыщенности для обводненных карбонатных коллекторов.

Практическая значимость

Практическая значимость разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации бездействующих скважин заключается в том, что добывается нефть дополнительно к той, которая была получена в период первичной эксплуатации. Причем не требуется больших вложений, поскольку скважины расположены в старых обустроенных и освоенных нефтедобывающих регионах. Так, реэксплуатация только трех добывающих скважин месторождениях Беларуси в течение 2009 года позволила получить дополнительную прибыль от реализации нефти в размере 200 тыс. долларов США.

С расширением масштабов работ по реабилитации не только бездействующих, но и ликвидированных скважин (после восстановления) дополнительная прибыль может быть значительной. Повторная эксплуатация обводненных залежей в конечном итоге позволит увеличить коэффициенты

извлечения нефти.

Оптимизация длительности простоя скважин после обводнения в соответствие с различными геолого-физическими условиями и применение эффективных методов воздействия на коллектор позволит увеличить скорость перераспределения нефтенасыщенности в обводненных пластах, что приведет к повышению технико-экономической эффективности разработки.

Защищаемые положения

1. Результаты геолого-промысловых исследований эффективности реэксплуатащш скважин, выведенных из работы по причине обводнения.

2. Обоснование технологии реэксплуатации скважин посредством периодической «отдувки» уровня в скважине передвижной азотной компрессорной станцией.

3. Результаты фильтрационных экспериментальных исследований оценки степени влияния возобновления вытеснения нефти водой из нефтенасыщенного керна на коэффициент извлечения нефти.

4. Аналитические исследования перераспределения нефтенасыщенности в процессе проведения фильтрационных лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой через карбонатные коллектора при достижении 100% обводненности.

5. Результаты экспериментальных исследований процессов перераспределения водо - и нефтенасыщения в насыпных моделях карбонатных коллекторов с помощью фото и видео съёмок.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• Международной конференции «Проблемы нефтегазовой промышленности». - Киев, 2005 г.

• Конференции «Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси». - Гомель, 2007 г.

• Всероссийской молодёжной научной конференции "Трофимуковские чтения - 2008", - Новосибирск, 2008 г.

• Международной научной конференции "GeoPetrol—2008" - Краков, 2008 г.

• На семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. Москва, 2009 г.

Публикации

По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, из них 3 - в журнале «Нефть, газ и бизнес» (ВАК), 1 - в журнале «Оборудование и технологии. ВНИИОЭНГ», 1 - в журнале Oil & Gas Journal Russia, 6 - в тезисах научных конференций.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, вывода и заключения. Содержит 167 страниц компьютерного текста, включая 65 рисунков, 16 таблиц и библиографический список использованной литературы из 103 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. доценгу кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (РиЭНМ) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Зайцеву В.М. за ряд ценных идей, которые были использованы в работе и сотрудникам кафедры за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы, а также глубокую благодарность заведующему кафедрой РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина проф. Мищенко И.Т. Особую благодарность автор выражает руководству и сотрудникам института БелНИПИнефть: директору К.Т.Н. Демяненко H.A., зам. директора БелНИПИнефть по нефтепромысловой геологии разработке к.г.-м.н. Карташу Н.К., зам. директора по добыче нефти

Серебренникову A.B., зав. лабораторией ограничения водопритока Пирожкову В.В., зав. сектором НТИ Жогло Т.И., инженеру по моделированию Кудряшову A.A. и всем сотрудникам отдела разработки и мониторинга международных проектов за идеи, помощь, поддержку, проведение экспериментов, формирование работы и подготовке ее к защите. Автор также признателен генеральному директору РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» Ляхову A.A. за финансовую поддержку во время учебы в аспирантуре. Отдельно свою признательность первому учителю по разработке месторождений, который заложил фундамент научной мысли - к.г-м.н. Салажеву В.М.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели, задачи, новизна и практическая значимость работы.

В первой главе рассматривается состояние изученности проблемы остаточной нефтенасыщенности на основе анализа сложившихся к настоящему времени геолого-физических и гидродинамических представлений о структуре и свойствах остаточной нефти, изложенных в работах известных Российских ученых отраслевой науки Дмитриевского А.Н., Желтова Ю.В., Михайлова H.H., Сургучева М.Л., Ковалева А.Г. и др., а так же ряда зарубежных исследователей: Ф.Дульен, Anderson W.C., Chatzis I., Morrow N.R., Larson R.G, Lenormand R. и др.

Нефтенасыщение продуктивных пластов является одним из важнейших параметров, характеризующих промышленную ценность коллектора и определяющих эффективность систем разработки. Существующее до эксплуатации природное (начальное) состояние нефтенасыщенных коллекторов в процессе разработки изменяется и преобразуется в сложное по насыщенности состояние, на которое, помимо

геологической неоднородности и других природных факторов, большое влияние оказывают и технологические, такие как система разработки и условия вытеснения нефти. Подавляющее большинство нефтяных месторождений Беларуси и России разрабатывается с использованием заводнения. В процессе заводнения тип смачиваемости и поверхностные свойства коллекторов оказывают существенное влияние на характер распределения нефти и воды во внутрипоровом пространстве. В заводненном коллекторе формируется ос/паточное нефтенасыщение (ОНИ), обладающее особой структурой, свойствами и распределением в пласте. Нефтенасыщение разрабатываемого пласта представляется двумя классами: нефтенасыщение невыработанных участков коллектора (не охваченных процессом заводнения) и ОНИ заводненных пластов. В заводненных пластах выделяются несколько видов ОНИ: капиллярно-защемленное, адсорбированное, пленочное ОНН и ОНН тупиковых (непроточных) пор. Вместе они составляют остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. Изучение каждого из этих видов и всей структуры остаточного нефтенасьццения разрабатываемых пластов в целом необходимо в связи с проблемой информационного обеспечения и структуризации, оценки и прогноза ОНН в разрабатываемых пластах, а так же при адресном проектировании методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому, в первой главе анализируются известные механизмы образования различных видов ОНН.

Адсорбированная ОНН формируется преимущественно в гидрофобных участках коллектора. Свойства адсорбированной ОНН зависят от состава пластовой нефти, от термобарических условий в пластах, минерального состава пористой среды и состава пластовых вод. Полярные компоненты природных нефтей являются поверхностно-активными веществами и адсорбируются на внутрипоровой поверхности минерального скелета породы. Адсорбированная нефть, за счет действия поверхностных сил межмолекулярного взаимодействия, в свою очередь, удерживает на своей поверхности слой

пленочной нефти. ОНН тупиковых пор формируется в порах со сложным строением и в извилистых капиллярах, которые с гидродинамической точки зрения являются застойными (не проточными) зонами пустотного объема, и в них не возможен процесс вытеснения ни под действием гидродинамических, ни под действием капиллярных сил. В этих порах возможны лишь медленные массообменные процессы с проточными порами. По отдельности, два последних вида ОНН, существующими на сегодняшний день лабораторными методами выделить сложно, поэтому они определяются совместно. Капиллярно -защемленная ОНН представляет собой микроскопические капли нефти -глобулы, защемленные в расширениях порового пространства - порах, узлах пор. В процессе вытеснения нефти водой, под действием капиллярных сил, происходит защемление нефти в пористой среде. В зависимости и по мере снижения соотношения капиллярных и гидродинамических сил (ЛРк/ДРг), выделяется три режима образования ОНН. При капиллярном режиме нефть защемляется в крупных порах, при капиллярно-напорном режиме объемы защемленной нефти уменьшаются, а при автомодельном режиме вытеснения условия для защемления отсутствуют и остаточное нефтенасыщение соответствует минимальным значениям (рисунок 1).

Анализ информативности способов исследования и определения ОНН показывает, что некоторые из описанных видов ОНН определяются экспериментами на керне в лабораторных условиях. В настоящее время не получено количественных связей между выделенными видами ОНН и свойствами пласта, что не позволяет априори количественно оценить содержание этих видов, дать структуру и распределение ОНН в пласте. Как показывают многие исследователи, в общем случае зависимости ОНН от фильтрационных и микроструктурных свойств породы отсутствуют. Это связано с тем, что разные виды ОНН образовываются при разных режимах вытеснения. В то же время, для капиллярного и автомодельного режимов такие связи должны существовать (рисунок 2).

В работе проведено качественное исследование информативности различных методов определения ОНН по критериям оценки выделенных видов ОНН.

□та

а) АРк »АЕг

б) АЬг = Лй

ш

Е)ЛРК<АРГ

Рисунок 1. Схема капиллярного защемления нефти в отдельной поре—а)

и б), а затем ее вытеснения при перепаде давления—в). АРк/АРг— соотношение капиллярных и гидродинамических сил. Стрелкалт показано направление вытеснения

на

Рисунок 2. Зависимость коэффициентов ОН (К°я) от соотношения капиллярных и напорных сил (АРк/АРг)'1 при трех режимах вытеснения нефти водой. Пкр1 и Пкр2—критические значения градиента гидродинамического давления Анализ литературных источников и лабораторных исследований

показал, что только при комплексном использовании результатов

исследований остаточной нефтенасьпценности, включающих как оценку

величин ОНН, так и идентификацию режимов ее образования, можно

получить наиболее полное представление о структуре и распределении

остаточной нефти в техногенно измененном пласте.

Во второй главе проведен геолого-промысловый анализ текущего состояния добывающих скважин Припятского прогиба Республики Беларусь находящихся в бездействии, контрольном или ликвидированном фонде из-за обводнения добываемой продукции. В результате данного анализа выявлены признаки активности простаивающих скважин, выражающееся в нефте-газо проявлениях на устье скважин (рисунок 3-4), изменении плотности жидкости по стволу скважины (таблица 1), росте буферного давления (рисунок 5), что, в свою очередь способствовало возобновлению эксплуатации старых бездействующих скважин.

Рисунок 3- Скв. 75 Золотухинского и скв. 99 Речицкого месторождений

Рисунок 4 - Скв. 130 Южно-Сосновского и скв. 33 Вишанского

месторождений

Изменение плотности жидкости в простаивающих скважинах

№ п/п № скважины ЬЬзвание МЗСТОрОВДеНИЯ .Дата остановки скважины Дэга ввсда скважины в эксплуатацию Шлдаяъ жцдкостив скважине в начале ее остановки, кг/м3 Плотность жцщюетив скважине перед вводом ее в экспл^атацдо, кгАб

1 135 Березинское 01.11.99 05.05.06 1150 834

2 53 Вечицкюе 01.07.02 01.07.06 1090 760

3 8 даровсюэе 01.03.00 24.11.06 1150 836

4 77 В.-Первомайсиое 01.04.03 21.03.07 1147 525

5 58 Вишанское 01.08.03 08.06.07 1135 845

6 91 Золотухина«« 01.10.04 20.06.07 1120 856

7 17 С.-Притокское 01.09.98 21.06.07 1100 852

8 15 Дубровское 01.01.02 23.06.07 1060 837

9 1 Палеское 01.08.03 11.11.07 1050 856

10 126 ЮСосновское 01.1202 18.01.08 1200 955

11 84 Залочухинское 01.09.04 05.0208 1080 763

12 61 Осташюэвичскэе 01.10.01 08.09.08 1200 897

ДОрсвосемпфшдаю

о®. IS

Южно-Сосноеское ыесторсждение скв. 126

I"

Рисунок 5 - График изменения буферного давления за время остановки

обводненных скважин

На рисунке 6-8 представлены данные реабилитации добывающих скважин после их длительной остановки на месторождениях Беларуси, России и других стран. При анализе геолого-промыслового материала, применительно к карбонатным коллекторам нефтяных залежей, выяснилось, что подход к бездействующим скважинам, спустя некоторое время простоя, дает положительный результат в виде дополнительной добычи нефти. Это происходит за счет процесса капиллярно-гравитационной сегрегации, важнейшего из естественных процессов перераспределения остаточных запасов нефти и воды, что и позволяет получать положительный результат при запуске скважин в повторную эксплуатацию.

Диаграмма добычи нефти

34 Речицкая 79 Осташковичская

О Первичная добыча О Вторичная добыча

Рисунок 6 - Диаграмма добычи нефти по скважинам Беларуси

Малышевское Карлинское Буруновское

□ Первичная добыча □ Вторичная добыча

Рисунок 7 - Диаграмма добычи нефти по месторождениям России

GG101 GG95 GG76

Q Первичная добыча п Вторичная добыча

Рисунок 8 - Диаграмма добычи нефти по скважинам месторождения Guara Este (Южная Америка, бассейн р.Ориноко)

В целом можно отметить, что добыча нефти после повторного запуска скважин (залежей) в эксплуатацию составляет 20-40% от добычи нефти за период первичной эксплуатации.

Проведена оценка технико-экономической эффективности реабилитации скважин в Беларуси. Предложенный способ и научное обоснование технологии реэксплуатации скважин посредством периодической «отдувки» уровня жидкости в скважине передвижной азотной компрессорной станцией себя вполне оправдал. При определенных условиях на рынке и налоговом окружении он может приносить экономическую выгоду. Так, за 2009 год эксплуатация только лишь трех добывающих скважин позволила получить дополнительной прибыли порядка 200 тыс. долларов США.

В третьей главе представлена технология проведения визуальных лабораторных исследований процессов перераспределения нефтенасьпцения с применением фото и видео съемок, а также лабораторные исследования процесса вытеснения нефти водой на фильтрационной установке. Исследования проводились на насыпных моделях и на образцах керна в лаборатории физики пласта Белорусского научно-исследовательского и проектного института нефти «БелНИПИнефть».

Исследования на образцах керна проходили на фильтрационной установке УИПК-АКМ "Керн", согласно ОСТ 39-195-86 и ОСТ 39-235-89, исследования на насыпных моделях - в стандартных условиях в стеклянных мерных сосудах с визуализацией (фото, видео) происходящих процессов.

В результате проведения опытов на насыпных моделях пласта, выявлено, что во всех цилиндрах, произошло перераспределение нефте-водонасьнценности (рисунок 9 и 10). Другими словами за счет гравитационных сил из-за разности плотностей нефти и воды произошло перемещение нефти из нижней части стеклянного цилиндра в верхнюю часть, которая до этого была насыщена водой. Время перераспределения насыщенности (замещение воды нефтью) зависит от величины фракции, т.е. от фильтрационно-емкостных свойств коллектора, плотности нефти, вязкости нефти, плотности пластовой воды и угла наклона цилиндра (пласта). Все результаты опытов представлены в таблице 2.

Дня изучения процесса смачивания молотого карбонатного керна водой и нефтью в гравитационном поле, проведено 4 лабораторные эксперимента по определению типа смачиваемости. Выполненные эксперименты по определению смачиваемости молотого карбонатного керна белорусских месторождений, позволяют говорить, что он относится к смешенному типу смачиваемости, способному насыщаться как пластовой водой, так и нефтью.

Рисунок 9 - Результаты проведения эксперимента №3

Рисунок 10 - Результаты проведения эксперимента №4

Исходные параметры насыпных моделей н результаты экспериментов

ГЬролвцы Ед ИМ Закрасит Ж Эютрызтг Оютр&пп Ш Загрыж №1 Закрвшг Эшщмш

Нтсрфрвд»! ьм 01-025 01-025 025Д5 025-05 025-05 025415

ГЬрилотъ % 32 32 40 40 40 40

ГТюпвяь 1вфп1 иЛ? 787 827 810 827 861 827

йпшлыефш ьПЛ: 1.4 23.3 9.1 23.3 57.3 233

Пгнютьвдм ы/м3 1195 1195 1195 1195 1195 1195

Впыэяькда ьПЛ; 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9

Угапшпвшпитра ПВД 90 90 90 90 ЙО 63

Вр»ягцхрм1рз!егпа{ ШСЫЦШХП1 суг &1 83 7.5 7.9 121 10.9

Осросп. гЕрератрздзния [ПСЫтППСШ ХЙВД 658 481 535 5.06 332 3.68

При проведении исследований по вытеснению нефти водой на фильтрационной установке в обязательном порядке фиксировалось давление начала фильтрации нефти и объём безводной нефти. В последующем замеры производились через каждый час.

Затем вытеснение временно прекращалось, модель оставалась в статическом состоянии в условиях отсутствия движения (фильтрации) флюидов в градиентном поле и выдерживалась на протяжешш 2 суток при термобарических условиях.

После возобновления процесса вытеснения и полного обводнения выходящей жидкости по количеству дополнительно извлечённой из модели пласта нефти рассчитывался прирост коэффициента вытеснения. Кроме того, параллельно вытеснению проводились исследования по установлению зависимостей фазовых проницаемостей от водонасыщенности коллектора.

Всего было проведено два эксперимента на двух моделях, исходные параметры и результаты лабораторных исследований представлены в таблице 3.

Исходные параметры и результаты лабораторных исследовании

№ п/п Параметры Единицы измерения МОДЕЛЬ №1 МОДЕЛЬ №2

1 Тип коллектора - карбонатный карбонатный

2 Площадь пласта см2 6.97 7.112

3 Температура исследования °С 58 38

4 Пористость открытая Д-ед 0.0819 0.1349

5 Начальная нефтенасыщенность д.ед 0.891 0.759

6 Проницаемость *10'3мкм2 17.56 12.16

7 Вязкость нефти мПас 3.013 13.3

8 Вязкость воды мПас 0.712 0.712

9 Коэфициент вытеснения за безводный период % 38.5 21.7

10 Коэффициент вытеснения конечный % 41.2 39.9

И Время выдержки керна при термобарических условиях сут 2 2

13 Конечное значения коэффициента вытеснения % 45.1 41.8

14 Прирост коэффициента вытеснения % 3.9 1.9

МОДЕЛЬ № 1.

Ново-Давыдовское месторождение, межсолевые карбонатные отложения

Моделирование процесса вытеснения производилось с использованием естественных образцов горных пород, представленных доломитистыми известняками межсолевых отложений. Условия проведения исследования были следующие: температура - 58° С; открытая пористость - 8,19%; начальная нефтенасыщенность - 89,1%; проницаемость - 17,56-10'3 мкм2; вязкость нефти в пластовых условиях - 3,013 мПа-с.

Коэффициент вытеснения за безводный период составил 38,5%,

конечный - 41,2%. После выдержки модели в течение двух суток при термобарических условиях и дальнейшем вытеснении прирост коэффициента составил 3,9%, конечное значение КБЬГГ - 45,1%. Обводнённость выходящей из модели жидкости резко достигает 95-98% и в дальнейшем возрастает до 100%. После выдержки модели пласта и повторном возобновленшг вытеснения, сначала происходит снижение обводненности до 89%, после чего обводнённость стабилизируется на уровне 97-99 и в дальнейшем выходит на значение 100% (рисунок 11).

Остаточная нефтенасыщенность модели пласта после вытеснения нефти пластовой водой первый раз составила 52,4%, а после выдержки модели и повторной прокачки - 48,9%.

Рисунок 11 - Параметры вытеснения нефти водой для условий межсолевой залежи Ново-Давыдовского месторождения (МОДЕЛЬ №1)

МОДЕЛЬ № 2.

Котелышковское месторождение, воронежская карбонатная

залежь

Моделирование процесса вытеснения производилось с использованием естественных образцов горных пород, представленных доломитистыми известняками воронежского подсолевого горизонта. Условия проведения исследования были следующие: температура - 38° С; открытая пористость -13,49%; начальная нефтенасьпценность - 75,9%; проницаемость - 12,1610"3 мкм2; вязкость нефти в пластовых условиях - 13,3 мПа-с.

Коэффициент вытеснения за безводный период составил 21,7%, конечный - 39,9%. После выдержки модели в течение двух суток при термобарических условиях и дальнейшем вытеснении прирост коэффициента вытеснения составил 1,9%, конечное значение Квьгг - 41,8%.

Обводнённость выходящей из модели жидкости увеличивается мгновенно до 95-98%. Величина её в дальнейшем колеблется по причине достаточно высокой разности в вязкостях вытесняемого и нагнетаемого агента в этом диапазоне, и в конечном итоге возрастает до 100%. После выдержки модели пласта и повторном возобновлении вытеснения, сначала происходит снижение обводненности до 96% и в дальнейшем - полное обводнение (рисунок 12).

Остаточная нефтенасьпценность модели пласта после вытеснения нефти пластовой водой первый раз составила 45,6%, а после выдержки модели и повторной прокачки - 44,1%.

Ом«отмыь* «бми Л «Л

^~я»ф4и1*<«ита= песней ияд ^^(оэфф<1|1вктнефта1асыца«1ам,двд

Рисунок' 12 - Параметры вытеснения нефтн водой для условий воронежской залежи Котелышковского месторождения (МОДЕЛЬ №2)

Таким образом, можно констатировать тот факт, что после полного обводнения в условиях отсутствия фильтрации происходит перераспределение нефте- и водонасыщенности, что позволяет после возобновления вытеснеши получить прирост конечного значения коэффициента вытеснения нефти, значение которого в большей степени зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора и от разности плотности и вязкости вытесняемого и вытесняющего агентов.

Важность знания данных о фазовых проницаемостях пластовых флюидов для проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений не вызывает сомнений. Поэтому в третьей главе также выполнены экспериментальные исследования по установлению зависимостей фазовых проницаемостей от водонасыщенности коллектора для моделей №1 и №2 (рисунок 13-14).

Рисунок 13 - Коэффициент фазовой проницаемости воды и нефти для условий межсолевой залежи Ново-Давыдовского месторождения

(МОДЕЛЬ №1)

»1 £ К\

4 к 1 А 1 к / \ * 1 к 7\

А А __^ * \ " ■ • * * 4 «^^^ » • ' * ' к * * Ч/ ■ ' • • к ь

* \" ■ 1 --

31 «4 _ « 5, 59

Вчявиаеынмимгь, %

Юн

Рисунок 14 - Коэффициент фазовой проницаемости воды и нефти для условий воронежской залежи Котелышковского месторождения

(МОДЕЛЬ №2)

Анализируя полученные результаты для модели №1 (рисунок 13), можно отметить, что после прорыва воды наблюдается резкий скачок фазовой проницаемости коллектора для воды. Она достигает значений 0,38-0,41-Ю'3 мкм2 и примерно на порядок превышает фазовую проницаемость для нефти. Возобновление вытеснения после выдержки модели при термобарических услов1их в течение двух суток приводит к значительному снижению фазовой проницаемости для воды и росту фазовой проницаемости для нефти на непродолжительный период. В дальнейшем при продолжении вытеснения наблюдается скачок фазовой проницаемости для воды до 0,8-10~3 мкм2 и практически полное прекращение фильтрации по нефти. При водонасыщенности коллектора около 52% фазовая проницаемость для нефти близка к нулю.

Анализируя полученные результаты для модели №2 (рисунок 14), можно отметить, что прорыв воды произошел практически через час после начала вытеснения и поведение фазовой проницаемости по воде характеризовалось скачкообразно, что объясняется большой разностью в вязкостях вытесняемого и вытесняющего агентов (вязкость нефти - 13,3 мПа с, вязкость закачиваемой воды - 0,7 мПа-с). В целом можно отметить, что фазовая проницаемость по воде находилась в пределах 0,016-0,017-10"3 мкм2 при водонасыщенности коллектора, не превышающего 54%. При дальнейшем росте водонасыщщености произошло резкое увеличение фазовой проницаемости по воде до 0,026-Ю"3 мкм2, что примерно на порядок превысило фазовую проницаемость для нефти, а иногда и вовсе прекращалась фильтрация нефти. Возобновление вытеснения после выдержки модели при термобарических условиях в течение двух суток приводит к снижению фазовой проницаемости для воды и росту фазовой проницаемости для нефти на непродолжительный период. В дальнейшем при продолжешш вытеснения наблюдается резкий скачок фазовой проницаемости для воды до 0,03-10"3 мкм2 и практически полное прекращение фильтрации по нефти. При

водонасыщенности коллектора около 57% фазовая проницаемость для нефти близка к нулю.

Таким образом, теоретические данные, геолого-промысловые факты, а также экспериментальные исследования на карбонатном керне, подтверждают мысль о подвижности остаточной нефти в обводненных пластах, и как казалось бы на первый взглвд, неперспективный возврат с повторной разработкой к старым и заброшенным скважинам и месторождениям, может привести к весьма положительным результатам. Выдержка керна в статическом состоянии на фильтрационной установке способствовала увеличению коэффициента вытеснения, уменьшению остаточного нефтенасыщения и увеличению фазовой проницаемости для нефти

Кроме того, в третьей главе сформулированы основные направления, по которым следует развивать изыскание способов стимулирования консолидации остаточных запасов нефти. Воздействие на остаточную нефть растворителями и теплоносителями, электрическим током и вибросейсмическим воздействием на поздней стадии разработки, сделав при этом выдержку во времени и спустя время возобновив эксплуатацию залежи, может привести к ускорению времени и скорости перераспределен нефте - и водонасыщенности и привести к извлечению остаточной нефти и к увеличению, соответственно, коэффициента извлечения нефти.

В четвертой главе представлен механизм перераспределения остаточных запасов нефти, приведены теоретические расчеты времени сегрегации в зависимости от мощности пласта и вязкости нефти. Приведенные расчеты показывают, что в сравнительно благоприятных условиях, когда толщина пласта не более 25 м, а вязкость нефти не более 50 сП, процесс сегрегации по толщине происходит за время не превышающие 10-15 лет.

Результаты проведенных расчетов с использованием математических моделей (Eclipse-100) подтверждают факт перераспределения

нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах спустя определенное время нахождения скважин в бездействии в условиях отсутствия движения (фильтрации) флюидов в градиентном поле, создаваемый системой скважин. Данные расчеты так же свидетельствуют о потенциальных возможностях повторной разработки нефтяных залежей в приемлемые сроки, при этом добыча нефти за период вторичной разработки может достигать 40% первоначальной добычи, что подтверждается и фактическим материалом.

Результаты математического моделирования с использование программного продукта ЕсНр&е-100 показывают, что активность гравитационной сегрегации наблюдается в первые годы остановки залежи (5 -10 лет), а в дальнейшем изменение средней нефтенасыщенности пласта происходит более медленными темпами (рисунок 15-16). Степень обводненности добывающих скважин вводимых в повторную эксплуатацию, и как следствие, величина добычи нефти за период вторичной разработки находятся в зависимости от параметров пластовой нефти и воды, а также от фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов (таблица 4-5).

Годы с начала остановки залехм Рисунок 15 - График зависимости нефтенасыщенности от времени остановки для условий пластовой залежи нефти

27

80

79

78

77

£ 76

? 75

л

о

2 74

£

73

72 Р

71

70

о о о о о о о о о ¡6

~0~

6 8 10 12 14 Годы с начала остановки залежи

16

18

20

Рисунок 16 - График зависимости псфтенасыщенности от времени остановки для условий массивной залежи нефти

Таблица 4

Результаты моделирования вторичной разработки пластовой залежи нефти

Характеристика варианта Накопленная добыча нефти за I период, м3 Накопленная добыча нефти за 1+Н 3 период, м Соотношение накопленной добычи нефти за II период к I периоду, %

плотность нефти, кг/м3: 700 43173 60458 40.0

800 43174 60686 40.6

900 43197 60935 41.1

плотность зак.воды, кг/м : 1210 43174 60686 40.6

1100 45955 62665 36.4

1000 48550 64167 32.2

соотношение рн/рв, ед: 0.58 43197 60458 40.0

0.72 45955 62665 36.4

0.9 48600 64300 32.3

прошщаемость пласта, мкм : 0.048 43174 60686 40.6

0.24 44625 58690 31.5

0.48 45496 53720 18.1

соотношение цн/цв, ед: 1.06 43174 60686 40.6

2.66 35322 52616 49.0

5.32 28664.5 44152 54.0

Таблица 5

Результаты моделирования вторичной разработки массивной

залежи нефти

Характеристика варианта Накопленная добыча нефти за I период, м3 Накопленная добыча нефти за 1+П период, м3 Соотношение накопленной добычи нефти за II период к I периоду, %

плотность нефти, кг/м3: 800 117750 162850 38.3

850 114230 158500 38.8

900 110710 153850 39.0

плотность зак.воды, кг/м3: 1210 117750 162850 38.3

1100 122270 167900 37.3

1000 127690 168500 32.0

соотношение рн/рв, ед: 0.58 117750 162850 38.3

0.72 118850 163200 37.3

0.9 121400 162000 33.4

проницаемость пласта, мкм2: 0.035 117750 162850 38.3

0.175 322800 431000 33.5

0.35 473000 583000 23.3

соотношение (ш/цв, ед: 9.58 117750 162850 38.3

23.96 12280 17800 45.0

47.92 7500 10500 40.0

Проведено математическое моделирование методов увеличения скорости и времени перераспределения нефтенасыщенностн в обводненных карбонатных пластах. Результаты моделирования показывают, что воздействие на остаточную нефть растворителями на поздней стадии разработки, сделав при этом выдержку во времени и спустя время возобновив эксплуатацию залежи, приводят к ускорению времени и скорости перераспределен нефте- и водонасьпценности, что, в свою очередь, приводит к извлечению остаточной нефти и к увеличению, соответственно, коэффициента извлечения нефти.

Основные выводы и результаты работы:

1. Выполнен анализ опыта повторной эксплуатащш длительно простаивающих скважин после их обводнения, который показывает, что

добыча нефти за время реэксплуатации составляет 20-30% от добычи нефти за период первичной эксплуатации.

2. Обобщены существующие представления, по литературным данным, о структуре и свойствах природного нефтенасыщения продуктивных пластов, а также о механизме формирования остаточной нефти. Она является условно подвижной и при определенных физико-технологических условиях может быть доизвлечена из пласта.

3. Выполнен геолого-промысловый анализ активности простаивающих скважин Беларуси, выражающейся в нефте-газопроявлениях на устьях скважин, изменении плотности жидкости по стволу скважин, росте буферного давления, что, в свою очередь, служило основанием для возобновления эксплуатации старых бездействующих скважин.

4. Обоснование технологии повторной эксплуатации обводненных скважин посредством периодической «отдувки» уровня с помощью передвижной азотной компрессорной станцией. Так, за 2009 год, за счет реэксплуатации только трех скважин месторождений Беларуси дополнительная прибыль составила 200 тыс. долларов США.

5. Визуальные исследования на насыпных моделях пласта выявили факт перераспределения нефте-водонасьпценности в коллекторах смешенного типа смачиваемости. Время перераспределения насыщенности (замещение воды нефтью) зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора, плотности нефти, вязкости нефти, плотности пластовой воды и угла наклона цилиндра (пласта).

6. Возобновление вытеснения нефти водой из промытого керна привело к увеличению коэффициента вытеснения, уменьшению остаточного нефтенасыщения и увеличению фазовой проницаемости для нефти. Так, при проведешш фильтрационных исследований на модели №1 (карбонатные коллектора Ново-Давыдовского месторождения) прирост коэффициента вытеснения составил 3.9 %, причем в момент возобновления вытеснения

обводненность резко снижается со 100% до 80%, остаточная нефтенасыщенность снизилась на 3,5%.

7. Результаты проведенных расчетов с использованием математических моделей подтверждают факт перераспределения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах после нахождения скважин в бездействии. Активность гравитационной сегрегации наблюдается в первые годы приостановления разработки залежи (5-10 лет), а в дальнейшем изменение средней нефтенасыщенности пласта происходит более медленными темпами.

8. Анализ существующих методов воздействия, показывает, что имеется возможность оптимизации длительности простоя скважин после обводнения в соответствие с различными геолого-физическими условиями. Применение эффективных методов воздействия на коллектор (вибросейсмическое, электрическим током, закачка растворителей) позволит увеличить скорость перераспределения нефтенасыщенности в обводненных пластах, что приведет к повышению технико-экономической эффективности разработки залежей нефти.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Повжик П.П. Переформирование нефтяных залежей в карбонатных коллекторах Припятского прогиба за счет гравитационной сегрегации // Проблемы нефтегазовой промышленности: сборник научн. тр. - Вып. 2. -Киев, 2005. -С. 187-191.

2. Повжик П.П. Влияние гравитационной сегрегации на процесс переформироваши нефтяных залежей в карбонатных коллекторах Припятского прогиба // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сборник научн. тр. - Гомель: ЧУП «ЦНТУ «Развитие», 2007. - С. 123-130.

3. Повжик П.П. Особенности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами в Припятском прогибе И Проблемы нефтегазовой промышленности: сборник научн. тр. - Вып. 5. - Киев, 2007. - С. 276-281.

4. Повжик П.П. Вторичная разработка нефтяных месторозвдений II Материалы Всероссийской молодёжной научной конференции "Трофимуковскпе чтения - 2008"(5-12 октября 2008 г.). - Том 1. -Новосибирск, 2008.-С. 195-197.

5. Демяненко H.A., Повжик П.П., Белоножко А.И. Особенности обводнения залежей нефти в карбонатных коллекторах Беларуси // Материалы международной научно-технической конференции «Geopetrol 2008» (Закопаны, 15-18 сентября 2008 г.). - Краков, 2008. - С. 753-759.

6. Демяненко H.A. и др. Опыт освоения трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах Припятского прогиба / H.A. Демяненко, Н.К. Карташ, В.П. Чайка, В.Г. Пысенков, П.П. Повжик, А.И. Белоножко // Материалы международной научно-технической конференции «Geopetrol -2008» (Закопаны, 15-18 сентября 2008 г.). - Краков, 2008. - С. 769-778.

7. Повжик П.П. Вторичная разработка законсервированных месторождений дает существенный прирост нефтедобычи // Oil Gas Journal

Russia, 2009. - № 5(29). - С. 59-63.

8. Повжик П.П. Вторичная разработка - как один из основных способов повышения коэффициента извлечения нефти // Нефть, газ и бизнес, 2009. - № 7-8. - С. 79- 82.

9. Повжик П.П. Гидродинамическое моделирование процессов переформирования нефтяных залежей в карбонатных коллекторах // Нефть, газ и бизнес, 2009. - № 11. - С. 74-78.

10. Повжик П.П. Физическое моделирование процессов переформирования остаточной нефтенасьпценносги в обводненных карбонатных коллекторах // Нефть, газ и бизнес, 2009.- № 12. - С. 78- 81.

11. Повжик П.П., Кудряшов А.А. Вторичная разработка - как один из основных способов повышения коэффициента извлечения нефти II Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - М.:ВНИИОЭНГ, 2009.- №6,- С.61-64.

Соискатель

П.П. Повжик

Подписано в печать «4» мая 2010 г.

Заказ №175.

Формат 60*841/16

Бумага офсетная.

Тираж 100 экз.

Усл.п.л. 1,75.

Отпечатано 246022, Республика Беларусь, г.Гомель, ул.Артиллерийская, 8. Белорусский Научно-Исследовательский и Проектный Институт нефти.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Повжик, Петр Петрович

ВВЕДЕНИЕ

ОГЛАВЛЕНИЕ

ГЛАВА 1. ИЗУЧЕННОСТЬ ПРОБЛЕМЫ ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ И ПОСЛЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ.

1.1. Структура и свойства остаточной нефти в пласте и механизм ее образования.

1.1.1. Начальное нефтенасыщение продуктивных пластов.

1.1.2. Нефтенасыщение разрабатываемых пластов (текущее нефтенасыщение).

1.1.3. Структура и свойства остаточного нефтенасыщения.

1.1.4. Распределениеостаточнойнефтивпромытыхпластах.

1.2. Методы оценки остаточной нефтенасыщенности заводнённых пластов.

1.3 Состояние разработки нефтяных залежей и месторождений Беларуси.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАБИЛИТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПОСЛЕ ИХ ДЛИТЕЛЬНОЙ ОСТАНОВКИ ПО ПРИЧИНЕ ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТИ.

2.1. Геолого-промысловые данные о проявлениях активности простаивающих скважин.

2.2. Данные реабилитации добывающих скважин после их длительной остановки на месторождениях Беларуси, России и других стран.

2.3. Технико-экономическая эффективность реабилитации скважин.

2.4. Техника и технология реабилитации скважин Беларуси.

ГЛАВА 3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ ОБРАЗЦОВ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД.

3.1. Технология проведения лабораторных исследований.

3.2. Технология проведения опытов на визуальных моделях.

3.3. Технология проведения опытов на фильтрационной установке.

3.3.1. Лабораторные исследования по определению коэффициента вытеснения.

3.3.2. Лабораторные исследования по определению фазовых проницаемостей.

3.4. Возможные методы и технологии воздействия на обводненные карбонатные пласты.

ГЛАВА 4. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ В КАРБОНАТНОМ ПЛАСТЕ.

4.1. Механизм перераспределения остаточных запасов нефти.

4.2. Математическое моделирование процессов изменения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах.

4.2.1. Определение зависимости средневзвешенной нефтенасыщенности от характеристик пласта и физико-химических параметров пластовой нефти и воды для пластовой залежи.

4.2.2. Определение зависимости средневзвешенной нефтенасыщенности от характеристик пласта и физико-химических параметров пластовой нефти и воды для массивной залежи.

4.3. Математическое моделирование методов увеличивающих скорость перераспределения нефтенасыщенности обводненных карбонатных пластов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации обводненных скважин"

Актуальность работы

Современный уровень познания процессов, происходящих в пластах, подтверждает мысль о подвижности остаточной нефти в залежи после ее разработки путем заводнения. Имеется достаточно оснований предполагать, что под действием естественных сил после заводнения пласта и полной остановки работы скважин происходит частичное восстановление начальной нефтенасыщенности в объеме залежи под действием гравитационного поля, капиллярных сил и др. Такой процесс во времени может оказаться достаточно длительным в зависимости от геолого-физических свойств объекта разработки. О том, что процессы гравитационной сегрегации нефти в выработанных залежах, продукция скважин которых обводнена на 98-100% происходят в реальности, свидетельствуют многочисленные факты замещения воды в простаивающих скважинах на нефть, и эти скважины, когда-то заполненные водой, полностью оказываются заполненными нефтью и включаются в эксплуатацию.

Такие примеры были отмечены на скважинах нефтяных месторождений Республики Беларусь, Российской Федерации и ряда других стран. Добывающие скважины, которые из-за полного обводнения были переведены в контрольный фонд, а спустя несколько лет вступали в работу с прежних интервалов перфорации и давали дополнительную добычу нефти.

Основной направленностью данной работы является геолого-промысловая, теоретическая и экспериментальная оценка действия сил, определяющих механизм перераспределения остаточной нефтенасыщенности в пласте в условиях отсутствия движения (фильтрации) флюидов в градиентном поле, создаваемый системой скважин. Важным аргументом в пользу такого порядка исследований является возможность не только познать механизм ее консолидации, но и определить наиболее целесообразные пути ускорения действия благоприятных процессов и сил в пластах.

Исследования на истощенных залежах могут привести к результатам, имеющим непосредственно прикладной характер - возврат в приемлемые сроки с повторной разработкой на залежи, которые расположены в старых обустроенных и освоенных нефтедобывающих регионах.

Актуальность темы диссертационной работы определяется низкими значениями коэффициента нефтеизвлечения при разработке карбонатных коллекторов с заводнением и, соответственно, большими остаточными запасами нефти. Реэксплуатация обводнившихся скважин позволит, судя по имеющимся промысловым данным, существенно повысить извлекаемые запасы нефти на старых обустроенных площадях, что сулит высокую технико-экономическую эффективность и позволит увеличить профессиональную занятость населения в этих районах.

Цель работы

Обоснование возможности повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов в старых обустроенных районах нефтедобычи путем повторной эксплуатации скважин, длительное время остававшихся в бездействии по причине обводнения.

Объект исследования

Заводнённые карбонатные коллектора разрабатываемых нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований

1. Геолого-промысловый анализ эффективности реабилитации добывающих скважин после их остановки по причине предельной обводненности в Беларуси.

2. Комплексный анализ технико-экономической эффективности реабилитации обводненных скважин Беларуси.

3. Визуальные лабораторные исследования процесса перераспределения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах на насыпных моделях пласта с применением фото и видеосъёмок. Выявление зависимости времени перераспределения нефтенасыщенности от фильтрационно-ёмкостных и физико-химических параметров пласта, нефти и воды.

4. Лабораторные исследования процесса вытеснения нефти водой на фильтрационной установке до полного обводнения нефтенасыщенного керна и после его выдержки при термобарических условиях в отсутствии фильтрации.

5. Проведение математических экспериментов по изучению процессов изменения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах на основе постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) для пластовой и массивной залежей нефти.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовались:

- методы геолого-промыслового анализа разработки залежей;

- метод визуального лабораторного исследования керна с применением фото и видеосъёмки;

- метод фильтрационных исследований процесса вытеснения нефти водой на специальной установке;

- метод проведения математических экспериментов на основе постоянно действующей геолого-технологической модели объектов разработки.

Научная новизна

1. Способ разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации скважин, переведенных в бездействующий либо ликвидированный фонд, по причине предельного обводнения.

2. Экспериментально доказано, что коэффициент вытеснения нефти водой из керна для карбонатных коллекторов Беларуси увеличивается при возобновлении процесса вытеснения после выдержки керна в статическом состоянии.

3. Результаты исследований перераспределения водо - и нефтенасыщения насыпных моделей коллекторов путем визуальных лабораторных наблюдений с применением фото и видео съёмки.

4. Результаты математического моделирования процессов изменения нефтенасыщенности для обводненных карбонатных коллекторов.

Практическая значимость

Практическая значимость разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации бездействующих скважин заключается в том, что добывается нефть дополнительно к той, которая была получена в период первичной эксплуатации. Причем не требуется больших вложений, поскольку скважины расположены в старых обустроенных и освоенных нефтедобывающих регионах. Так, реэксплуатация только трех добывающих скважин месторождениях Беларуси в течение 2009 года позволила получить дополнительную прибыль от реализации нефти в размере 200 тыс. долларов США.

С расширением масштабов работ по реабилитации не только бездействующих, но и ликвидированных скважин (после восстановления) дополнительная прибыль может быть значительной. Повторная эксплуатация обводненных залежей в конечном итоге позволит увеличить коэффициенты извлечения нефти.

Оптимизация длительности простоя скважин после обводнения в соответствие с различными геолого-физическими условиями и применение эффективных методов воздействия на коллектор позволит увеличить скорость перераспределения нефтенасыщенности в обводненных пластах, что приведет к повышению технико-экономической эффективности разработки.

Защищаемые положения

1. Результаты геолого-промысловых исследований эффективности реэксплуатации скважин, выведенных из работы по причине обводнения.

2. Обоснование технологии реэксплуатации скважин посредством периодической «отдувки» уровня в скважине передвижной азотной компрессорной станцией.

3. Результаты фильтрационных экспериментальных исследований оценки степени влияния возобновления вытеснения нефти водой из нефтенасыщенного керна на коэффициент извлечения нефти.

4. Аналитические исследования перераспределения нефтенасыщенности в процессе проведения фильтрационных лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой через карбонатные коллектора при достижении 100% обводненности.

5. Результаты экспериментальных исследований процессов перераспределения водо - и нефтенасыщения в насыпных моделях карбонатных коллекторов с помощью фото и видео съёмок.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• Международной конференции «Проблемы нефтегазовой промышленности». - Киев, 2005 г.

• Конференции «Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси». - Гомель, 2007 г.

• Всероссийской молодёжной научной конференции «Трофимуковские чтения - 2008» - Новосибирск, 2008 г.

• Международной научной конференции «Geopetrol - 2008». -Краков, 2008 г.

• На семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М, Губкина. Москва, 2009 г.

Публикации

По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, из них 3 - в журнале «Нефть, газ и бизнес» (ВАК), 1 - в журнале «Оборудование и технологии. ВНИИОЭНГ», 1 - в журнале Oil & Gas Journal Russia, б - в тезисах научных конференций.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, вывода и заключения. Содержит 167 страниц компьютерного текста, включая 65 рисунков, 16 таблиц и библиографический список использованной литературы из 103 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Повжик, Петр Петрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Выполнен анализ опыта повторной эксплуатации длительно простаивающих скважин после их обводнения, который показывает, что добыча нефти за время реэксплуатации составляет 20-30% от добычи нефти за период первичной эксплуатации.

2. Обобщены существующие представления, по литературным данным, о структуре и свойствах природного нефтенасыщения продуктивных пластов, а также о механизме формирования остаточной нефти. Она является условно подвижной и при определенных физико-технологических условиях может быть доизвлечена из пласта.

3. Выполнен геолого-промысловый анализ активности простаивающих скважин Беларуси, выражающейся в нефте-газопроявлениях на устьях скважин, изменении плотности жидкости по стволу скважин, росте буферного давления, что, в свою очередь, служило основанием для возобновления эксплуатации старых бездействующих скважин.

4. Обоснование технологии повторной эксплуатации обводненных скважин посредством периодической «отдувки» уровня с помощью передвижной азотной компрессорной станцией. Так, за 2009 год, за счет реэксплуатации только трех скважин месторождений Беларуси дополнительная прибыль составила 200 тыс. долларов США.

5. Визуальные исследования на насыпных моделях пласта выявили факт перераспределения нефте-водонасыщенности в коллекторах смешенного типа смачиваемости. Время перераспределения насыщенности (замещение воды нефтью) зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора, плотности нефти, вязкости нефти, плотности пластовой воды и угла наклона цилиндра (пласта).

6. Возобновление вытеснения нефти водой из промытого керна привело к увеличению коэффициента вытеснения, уменьшению остаточного нефтенасыщения и увеличению фазовой проницаемости для нефти. Так, при проведении фильтрационных исследований на модели №1 (карбонатные коллектора Ново-Давыдовского месторождения) прирост коэффициента вытеснения составил 3.9 %, причем в момент возобновления вытеснения обводненность резко снижается со 100% до 80%, остаточная нефтенасыщенность снизилась на 3,5%.

7. Результаты проведенных расчетов с использованием математических моделей подтверждают факт перераспределения нефтенасыщенности в обводненных карбонатных коллекторах после нахождения скважин в бездействии. Активность гравитационной сегрегации наблюдается в первые годы приостановления разработки залежи (5-10 лет), а в дальнейшем изменение средней нефтенасыщенности пласта происходит более медленными темпами.

8. Анализ существующих методов воздействия, показывает, что имеется возможность оптимизации длительности простоя скважин после обводнения в соответствие с различными геолого-физическими условиями. Применение эффективных методов воздействия на коллектор (вибросейсмическое, электрическим током, закачка растворителей) позволит увеличить скорость перераспределения нефтенасыщенности в обводненных пластах, что приведет к повышению технико-экономической эффективности разработки залежей нефти

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Повжик, Петр Петрович, Москва

1. Абдулмазитов Р.Г. и др. Особенности моделирования разработки карбонатных отложений залежей 302-303 Ромашкинского месторождения / Р.Г. Абдулмазитов , А.В. Насыбуллин , Р.З. Сатаров, Г.Ф. Кандаурова // Нефтяное хозяйство, 2005. №7.- С. 50-51.

2. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. — JI.: Химия, 1981.

3. Абрамов В.Н., Ковалев А.Г., Фролов А.И. Экспериментальные исследования фильтрации нефти Узеньского месторождения на образцах естественной породы // Нефтяное хозяйство, 1967. №8. - С. 61-64.

4. Ахмадуллин Ф.Ф. и др. Моделирование изменения ФЕС коллектора в процессе заводнения / Ф.Ф. Ахмадуллин, Р.Г. Сарваретдинов, P.M. Хафизов, С.П. Папухин // Нефтепромысловое дело, 2008. №7. - С. 23-28.

5. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Яковлев А.В. Влияние системы разработки нефтяных месторождений в основной период на процессы, протекающие на поздней стадии разработки // Вестник ЦКР, 2008. №2. - С. 6-13.

6. Балакин В.В., Губанов В.Б., Соболев К.А. Экспериментальные исследования эффективности довытеснения нефти раствором биополимера (продукт БП-92) в зависимости от свойств нефти // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - №8. - С. 29-32.

7. Баренблатт Г. И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. -М.: Недра, 1984. 211с.

8. Бочаров М.В., Палий А.О. Анализ влияния динамического изменения фильтрацинно-емкостных свойств продуктивных пластов на показатели разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело, 2007. №10. - С. 13-15.

9. Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. -М.: Недра, 1978. 211 с.

10. Волков A.M., Полавский Н.Н. и др. Влияние вертикальной миграции фшоидов на формирование залежей нефти и газа // Труды ЗапСибНИГНИ. -М.: Недра. Вып. 8. - 1968.

11. Гиматудинов Ш.К, А.И.Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982.

12. Давыдова А.В., Булавина О.В., Урманчеева Т.А. Применение трехмерной математической модели для оценки текущей нефтенасыщенности //Нефтяное хозяйство, 1998. №4. - С. 39-41.

13. Дебрандт Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. -М.: Недра, 1972. 288 с.

14. Джемесюк А.В., Михайлов Н.Н. Гидродинамические модели распределения остаточной нефти в пласте. Механика жидкости газа. — Известия РАН, 2000. №3.

15. Дзюба В.И. Гидродинамическое моделирование разработки месторождений углеводородов. Проблемы и перспективы // Нефтяное хозяйство, 2007. №10. - С. 78-81.

16. Дияшев Р.Н., Екименко В.А., Муравцев А.А. и др. Создание и применение ПДГТМ для совершенствования разработки // Нефтяное хозяйство, 2004. №10. - С. 68-73.

17. Еременко Н. А., Желтов Ю. В., Рыжик В. М. и др. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - №10.

18. Желтов М.Ю., Виноградова А.А., Будилин М.Н. Опыт применения гидродинамического моделирования при разработке месторождений ОАО «Газпромнефть» // Нефтяное хозяйство, 2007. №12. - С. 46-48.

19. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998. - 365 с.

20. Зайцев В.М. и др. Лабораторные исследования вытеснения сырой нефти водой и анализ разработки ХШ горизонта Узеньского месторождения / В.М. Зайцев, Л.А.Магадова, В.Б. Губанов, М.М. Кожабергенов. М.: Нефть,газ и бизнес, 2006. №5. - С. 64-68.

21. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра. - 2004.

22. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефи. М.: Недра, 1991.-384 с.

23. Керим-заде B.C., Немченко Т.А., Демин С.З. Геологическое моделирование продуктивных пластов месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и находящихся на поздней стадии разработки //Нефтяное хозяйство, 2002. №2. - С. 31-34.

24. Ковалева О.В., Калерии Н.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту Ci Мухановского месторождения // Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Повольжья и Западного Казахстана.- Куйбышев, 1988. С. 99-112.

25. Костюченко С.В. Математическое моделирование полей давлений в нефтяных резервуарах с произвольными системами скважин различных профилей // Нефтяное хозяйство, 2000. №10. - С. 70-71.

26. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра,1987.

27. Кузнецов O.JI. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтяные пласты. М.: Мир, 2001. - 260 с.

28. Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990. - 269 с.

29. Курбский Г.П., Романов Г.В., Абушаева В.В. О влиянии вторичных методов добычи нефти на ее состав // Высокомолекулярные соединения добычи нефти: Тез. докл. Всесоюз. совещания. Томск, 1985. - С. 193-194.

30. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях // Нефтяное хозяйство, 2005. №10. - С. 44-48.

31. Лисовский Н.Н. и др. Совершенствование разработки нефтяных месторождений в четвертой стадии / Н.Н. Лисовский, М.М. Иванова, В.Ф. Бизиев, В.М. Малюгин //Вестник ЦКР, 2008. №1. - С. 9-11.

32. Лозин Е.В., Леви В.Б. Результаты геологического и гидродинамического моделирования переформирования нефтяных месторождений после первичной разработки // Нефтяное хозяйство, 2005. -№10. С. 40-42.

33. Макарова Е.С., Саркисов Г.Г. Основные этапы трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов // Нефтяное хозяйство, 2001. № 7. - С. 31-33.

34. Мандрик И.Э., Гузеев В.В., Сыртланов В.Р. О направлениях совершенствования технологий создания и использования геолого-гидродинамических моделей при проектировании и мониторинге разработки месторождений ОАО «Лукойл» //Вестник ЦКР, 2008. №4. - С. 8-21.

35. Мархасин И.Л. Физико-техническая механика нефтяного пласта. -М.: Недра, 1977.-214 с.

36. Мирзаджанзаде А.Х. и др. О нелинейной фильтрации нефти в слоистых пластах // Нефтяное хозяйство, 1972. №1. - С. 44-48.

37. Михайлов Н.Н. Изменение физико-химических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987.

38. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. -М.: Недра, 1992.

39. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. -М.: Недра, 1996.

40. Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В. Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности: Сб. Технология и техника методов повышения нефтеконденсатоотдачи пластов. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, М.: 1987. - С. 66-72.

41. Михайлов Н.Н, Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону // ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.

42. Михайлов Н.Н. и др. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности / Н.Н. Михайлов, Т.Н. Кольчицкая, А.В. Джемесюк, Н.А. Семенова. -М.: Наука, 1993. 173 с.

43. Михайлов Н.Н. и др. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов / Н.Н. Михайлов, А.В. Джемесюк, Т.Н. Кольчицкая, Н.А. Семенова // ОИ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

44. Михайлов Н.Н. Доразработка заводненных пластов на основе исследования структуры и подвижности остаточной нефти // Вестник ЦКР, 2008. №2. - С. 33-37.

45. Михайлов Н.Н., Новикова О.Н. Методические аспекты структуризации остаточной нефтенасыщенности в техногенно измененных пластах // Нефтегазопромысловый инжиниринг, 2005. № 4. - С. 22-27.

46. Михайлов Н.Н., Новикова О.Н. Научные основы структуризации остаточной нефти в техногенно измененных пластах: Фундаментальныепроблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России. М.: РАН, 2006.

47. Муравьев И.М., Гиматудинов Ш.К., Николаев В.А. Влияние скорости вытеснения нефти водой на нефтеотдачу // Труды МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. -М: Недра, 1964. В. 48. - С. 3-13.

48. Муслимов Р.Х. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в поздней стадии // Вестник ЦКР, 2008. №1. - С. 12-18.

49. Мухаметзянов Р.Н., Фахретдинов Р.Н., Стрижнев К.В. и др. Аспекты применения геолого-гидродинамического моделирования для проектирования и мониторинга геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство, 2007. №10. - С. 86-89.

50. Насыбуллин А.В. и др. Технология построения ПДГТМ НМ Татарстана // Нефтяное хозяйство, 2003. №8. - С. 75-79.

51. Новикова О. Н. Критерии структуризации остаточной нефти в пластах высокой неоднородности коллектора // Тезисы докладов молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель 2002». - М.: Учебная полиграфия МГУ им М. В. Ломоносова, 2002. - 40 с.

52. Новикова О.Н. Критерии изучения структуры остаточной нефти на Талинском месторождении // Геология нефти и газа, 2002. №5. - С. 47 - 52.

53. ОСТ 39-161-83. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих пород. М.: МНП. - 1983. -19 с. (справочный).

54. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. М.: МНП, 1986. -17с. (справочный).

55. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.:МНП, 1989.35 с. (справочный).

56. Рахимкулов И.Ф. и др. Лабораторные и опытно-промышленные исследования по применению загустителей воды с целью увеличения нефтеотдачи // Труды УФНИИ. Вып. 24. - Уфа, 1968. - С. 302 - 310.

57. Салихов И.М. и др. Проблемы и принципы построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 2004. №7. - С. 23-26.

58. Свалов A.M. Эффекты локального влияния трещин на фильтрационные процессы в продуктивных пластах // Нефтяное хозяйство, 2007. №5. . с. 62-65.

59. Севастьянова К.К., Павлов В.А. Применение метода материального баланса для прогнозирования темпов добычи пластовых флюидов и падения пластового давления для карбонатных трещиноватых коллекторов // Нефтяное хозяйство, 2007 №11. - С. 49-51.

60. Семенова Н.А., Сечина Л.С. Роль микроструктурной смачиваемости в изменении фильтрационных свойств продуктивных пластов // Вестник ЦКР, 2008. №2. - С. 44-49.

61. Сидоров С.В., Низаев Р.Х. Влияние геологической неоднородности на технологические показатели разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 2006. №3. - С. 42-45.

62. Степанов С.В., Ефимов П.А. Влияние переходной зоны и скорости вытеснения на динамику обводнения скважины // Нефтяное хозяйство, 2006. №7. - С. 84-86.

63. Степанов С.В. Численное исследование влияния капиллярного давления и сжимаемости на динамику обводненности скважины // Нефтяное хозяйство, 2008. №8. - С. 72-74.

64. Строганов JI.B., Скоробогатов В.А. Газы и нефти ранней генерации западной Сибири. М.: Недра, 2004.

65. Сургучев M.JI., Горбунов Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. -М.: Недра, 1991.

66. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.

67. Сургучев M.JI, Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефтяное хозяйство. 1988. №9. -С. 31-36.

68. Сургучев M.JI., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. - 347 с.

69. Сургучев M.JI., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические процессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984. - 350 с.

70. Сыртланов В.Р., Денисова Н.И., Хисматуллина Ф.С. Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки // Нефтяное хозяйство, 2007. №5. - С. 70-74.

71. Сыртланов В.Р., Майсюк Д.М., Лебедева Ю.В. Опыт применения гидродинамического моделирования при мониторинге разработки месторождений // Нефтяное хозяйство, 2008. №2. - С. 54-57.

72. Телков А.П., Грачева С.К., Каширина К.О. Обоснование модели макро- и микротрещиноватопористого пласта для сеноманнеокомских отложений месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело, 2008. №5. - С. 11-15.

73. Титов В.И., Жданов С.А. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторождений //Нефтяное хозяйство, 1988. №8. - С. 26-28.

74. Тостолыткин И.П., Коршунова Г.Г., Мухарлямова Н.В. Мониторинг разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры //Нефтяное хозяйство, 2007. №10.- С. 73-76.

75. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. -М.: Недра, 1979.

76. Фридман Г.Б. и др. Применение композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов // Материалы конференции (Ноябрьск, 1-4 декабря 1997 г.). М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - С. 287-299.

77. Халимов Э.М. и др. Вторичная разработка нефтяных месторождений / Э.М. Халимов, Е.В. Лозин, Н.Н. Лисовский, Г.Х. Габитов. СПб.: Недра, 2006. - 362 с.

78. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. - 306 с.

79. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра, 1976.-295 с.

80. Хисамов Р.С. и др. Построение и применение постоянно действующей геолого-технологической модели для длительно разрабатываемого месторождения / Р.С. Хисамов, Р.Н. Дияшев, В.В. Смыков, В.И. Полушкин // Нефтяное хозяйство, 2005. №3. - С. 72-75.

81. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М. и др. Разработка нефтяных месторождений. Том I. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

82. Хисамутдинов Н.И, Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - 184 с.

83. Черемисин Н.А., Климов А.А., Ефимов ПА. Оптимизация технологий заводнения нефтяных залежей на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство, 2006. №4. - С. 41-43.

84. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой // Тр. ин-та ВНИИ. М., 1958. - Вып. 12. -С. 331 -360.

85. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. JI.: Гостоптехиздат, 1963.

86. Юсупов P.M., Хисамов Р.Б., Лиходедов В.П. и др. Обеспечение точности параметров для подсчета запасов с применением трехмерной модели месторождения // Нефтяное хозяйство, 2000. №2. - С. 37-39.

87. B.Weinhardt, Z.Heinemann. Laboratory Investigation of Residual Phase Distribution in Consolidated Sandstones // Аса Geod.et Montanist. Hung., -1985. -Vol.14. P. 365-393.

88. Gild D. Reservoir engineer suggest working with capillary forces // Drill Bit, 1981. IV, Vol. 30, №4. - P. 95, 97-98.

89. I.Chatzis, M.S.Kuntamukkula, N.S.Morrow. Effect of Capillary Number on the Microstructure of Residual Oil in Strongly Water-Wet Sand-stones // SPE Reservoir Eng., 1988. Vol.3.N3. - P. 902-912.

90. I. Chatzis, N.S. Morrow. Correlation of Capillary Number Relationships for Sandstones // SPEJ, 1984. P. 55-62.

91. J.J.Rathmel, P.H.Braun, T.K.Perkins. Reservoir Waterflood Residual Oil Saturation from Laboratory Tests // JPT.February, 1973. P. 175-185.

92. T.F.Moore, R.L. Slobod. The Effecf of Viscosity and Capillarity on the Displacement of Oil by Water // Prod. Monthly, 1956. P. 20-30.