Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Колбикова, Валентина Викторовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти"

На правах рукописи

КОЛБИКОВА ВАЛЕНТИНА ВИКТОРОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ (на примере Гремихинского и Старогрозненского месторождений)

Специальность: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар 2004

Работа выполнена в Российском научно-исследовательском и проектном институте по термическим методам добычи нефти (ОАО «РосНИПИтермнефть»)

доктор технических наук, профессор

Гарушев Александр Рубенович

доктор технических наук Малофеев Гурий Евдокимович

кандидат технических наук, доцент

Стрижов Иван Николаевич

Ведущая организация: ОАО «ВНИИнефть», г. Москва

Защита состоится «/#> декабря 2004 года в часов на заседании диссертационного совета КМ 222. 015. 01 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при ОАО «РосНИПИтермнефть» по адресу: 350063, Краснодар, ул. Мира, 36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «РосНИПИтермнефть»

Автореферат разослан « ноября 2004 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ю.И. Сташок

6СМ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти является весьма важной проблемой уже на ближайшую перспективу и это, прежде всего, обусловлено изменением структуры ресурсной базы РФ в сторону увеличения доли запасов тяжелых высоковязких нефтей и глубокозалегающих углеводородов. Большая роль при этом будет отводиться созданию и совершенствованию тепловых технологий, контролю и регулированию процессов выработки запасов нефти, ограничению неэффективного притока вод водонапорного бассейна.

Перспективы широкого применения тепловых технологий связаны с созданием нетрадиционных технологий, физическая сущность которых отличается не только высокой технологической эффективностью, но и ресурсо- и энергосбережением с существенным расширением геологических критериев их применимости.

Для глубокозалегающих залежей нефти с любой геологической характеристикой важной проблемой является совершенствование методов контроля и регулирования процессов расхода пластобой энергии, обеспечение высоких темпов добычи нефти при благоприятных режимах фильтрации и ограничение темпов роста обводненности добываемой продукции.

Цель работы. Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на основе совершенствования и промышленного внедрения ресурсо- и энергосберегающих технологических процессов теплового воздействия на пласт, совершенствование методов анализа и контроля за разработкой месторождений.

Основные задачи исследований. На примере разработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения:

1. Обоснование теплофизической и гидродинамической сущности новых нетрадиционных тепловых технологий с анализом результатов их промышленного внедрения.

2. Совершенствование методических подходов контроля за выработкой запасов нефти и состоянием эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин на базе построения карты разработки.

3. Обоснование методических решений контроля за обводнением добывающих скважин с количественным разделением попутно добываемой воды на агент воздействия и природную пластовую воду.

РОС. ЙАЦ" "»АЛЬНА*

Бе , Л • СКА

( . м-ург

На примере разработки аптекой залежи нефти нижнего мела Огарогрозненского месторождения:

1. Обоснование методического решения контроля за динамикой изменения пластового давления с учетом высокого этажа нефтеносности.

2. Обоснование методического подхода интерпретации индикаторных диаграмм гидродинамических исследований скважин при установившихся отборах, вскрывающих коллекторы сложной неоднородной структуры по пористости и проницаемости.

Научная новизна.

1. Теоретически обосновано (с проведением термогидродинамических исследований процессов вытеснения нефти теплоносителем из неоднородных пластовых систем) и экспериментально подтверждено, что теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП), в основе которого лежит принцип циклической закачки теплоносителя и холодной воды в фонд добывающих и нагнетательных скважин, как единого технологического процесса, позволяет получить высокий охват (близкий к 100%) коллекторов тепловым воздействием и вытеснением элемента разработки.

2. Научно обоснованы и на практике апробированы карты разработки нового типа, принципиально отличные от существующих карт. Карты учитывают плотность распределения запасов нефти по площади залежи и основные параметры геологической характеристики объекта разработки и дают четкое графическое изображение состояния дренирования запасов нефти скважинами, нагнетания агента в пласт, показатели балансирования отбора закачкой и др.

3. Предложен новый принцип интерпретации нелинейных индикаторных диаграмм я = А7\Р) гидродинамических исследований скважин при установившихся отборах, вскрывающих коллекторы сложной неоднородной структуры по пористости и проницаемости, позволяющий оценивать фильтрационные характеристики сложнопостороенных неоднородных коллекторов.

4. Научно обоснован методический подход контроля за динамикой пластового давления в залежах, отличающихся высоким этажом нефтеносности. Замерные значения пластового давления по скважинам рекомендуется приводить как минимум к трем абсолютным отметкам - начального положения ВНК, середины этажа нефтеносности и к прикровельной части залежи, для оценки динамики энергетической характеристики объекта разработки.

5. Разработана номограмма оценки количественной принадлежности попутно добываемой воды к водам агента воздействия или водам природного водонапорного бассейна.

Практическое значение исследований и их реализация.

Основные положения диссертационной работы использовались при проектировании и разработке Гремихинского, Старогрозненского и ряда других нефтяных месторождений Краснодарского края и Западной Сибири. В Удмуртии при разработке Гремихинского месторождения руководствовались составленными и утвержденными региональными Руководящими документами и инструкциями по режимам применения тепловых технологий и оценки их технологической эффективности. Разработан, защищен патентом (в соавторстве) и внедрен на Гремихинском месторождении технологический процесс теплоцикпического воздействия на пласт (ТЦВП).

Апробации работы. Основные положения диссертационной работы докладывались: на технических Советах нефтедобывающих объединений Удмуртии, Краснодарского края, Западной Сибири и Чеченской Республики, на Европейских симпозиумах в Москве (1993 г.), Вене (1995 г.), Казани (2003 г.), на Международных научно-практических конференциях в п. Шепси (1997 г.) , г. Томске (2000 г.), г. Анапе (2001, 2003 г. г.).

Физическая сущность новых тепловых технологий и результаты их промышленного применения и методические положения к вопросам контроля за разработкой нефтяных месторождений публиковались в отраслевой периодической печаги.

Публикации. Основные положения исследований диссертационной работы публиковались в зарубежной печати (доклады на Европейских симпозиумах) - 3 доклада, доклады и статьи в отраслевой периодической печати - 17 статей, в том числе один патент на изобретение в соавторстве.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, заключения и библиографического списка. Общий объем работы - 149 страниц текста, включая 54 рисунка, 20 таблиц и библиографический список из 88 литературных источников.

Всесторонние консультации при обсуждении результатов работы автор получал от видных ученых и производственников нефтяной отрасли: д.т.н. Кудинова В.И., д.т.н. Басниева К.С., д.т.н. Жданова С.А., д.т.н. Боксермана A.A., д.г-м.н. Ивановой М.М., д.т.н. Гарушева А.Р., к.т.н. Колбикова B.C., к.т.н. Богомольного Е.И., д.т.н. Варгумяна Г.Т., к.т.н. Джалапова К.Э., к.т.н. Соловьевой В.Н., к.г-м.н. Бичкевского А.Д., Дацика М.И., Малюгина В.М., Ихаева Б.А. и многих других. Всем специалистам автор выражает свою глубокую благодарность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана возросшая значимость месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в общей ресурсной базе углеводородов Российской Федерации и в связи с этим обоснована актуальность рассмотренных вопросов в диссертационной работе. Сформулированы цель и основные задачи проведенных исследований, а также рассмотрены основные научные и практические достижения в области разработки нефтяных месторождений.

В первом разделе изложены основные геологические черты залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Приведен краткий обзор особенностей геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Обоснованы критерии основных геологических параметров залежей, которые относят их запасы нефти к категории трудноизвлекаемых. Критерии охватывают такие параметры, как: глубины залегания, структурные особенности залежей, нефтегазоносность структур, коллекторские свойства нефтевмещающих пород, физико-химические свойства нефти и особенно ее вязкости в пластовых условиях. Определенная роль отводится месторождениям, продуктивные отложения которых размещены в труднодоступных местах - в акваториях моря или в районах со сложными топоклиматическими условиями. Классифицируются залежи с определенными технологическими и экономическими факторами, влияющими на их разработку.

Разведкой, изучением и научно-обоснованной разработкой месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти занимались многие отечественные и зарубежные ученые и практики. Большой вклад в решение рассматриваемой проблемы внесли: И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Б.Т. Баишев, Н.К. Байбаков, A.A. Боксерман, В.А. Брагин, И.М. Губкин, А.Р. Гарушев, Р.Н. Дияшев, В.А. Иванов, М.М. Иванова, С.А. Жданов, Ю.П. Желтов, С.Т. Короткое, А.П. Крылов, В.И. Кудинов, H.H. Лисовский, Г.Е. Малофеев, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, J1.M. Рузин, M.JI. Сургучев, К.А. Оганов, С.А. Оруджев, Э.Б. Чекапюк, А.Б. Шейнман, В.Н. Щелкачев и многие другие. Из числа зарубежных ученых следует выделить Морриса Маскета, Сильвена Дж. Пирсона, М. Пратса, Дж. Амикса, Д. Басса, Р. Уайтинга.

Были открыты и введены в промышленную разработку месторождения Северного Кавказа (Зыбза-Глубокий Яр, Павлова Гора, Новодмитриевское, Старогрозненское), Казахстана (Каражанбас), Коми (Ярегское, Усинское), Урало-Поволжья (Ромашкинское, Нурлатское, Северо-Тавельское, Гремихинское), Сахалина (Эхаби, Катангли),

Западной Сибири (Северо-Комсомольское) и др. нефтяных провинций РФ и СНГ.

В СССР тепловые методы применялись на 42 объектах, при этом добыча нефти на этих объектах достигала 3,9 млн.т. в год. Охват балансовых запасов нефти тепловым процессом составлял около 180,0 млн.т., в том числе с закачкой теплоносителя 140,0 млн.т.

При решении технологических проблем разработки месторождений большое внимание уделялось циклическим методам заводнения нефтяных пластов и тепловым методам воздействия на нефтесодержащие пласты.

Многолетний опыт разработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения показал, что подобный объект является уникально сложным, сочетающим целый ряд характеристик, осложняющих эффективную выработку запасов нефти. Главными из этих характеристик являются: многопластовый разрез порово-трещинных карбонатных нефтенасыщенных коллекторов, чередующихся с плотными пластами, рисунок 1, высокая неодно-

Гремихинское нефтяное месторождение Геологический профиль пласта А-4 башкирского яруса

шя:

Условные обозначс

Нефюнасьпцснный плае! [1 "1 Плотные породы |ИМ Водонасыщеиный пласт

Рисунок 1 - Геологический профильный разрез

родность пластов-коллекторов по проницаемости, наличие разновязкостных нсфтей в пластовых условиях (от 130 до 223 мПа.с) и особые условия залегания нефтеносных пластов, подпираемых подошвенными водами водонапорного бассейна. Водонефтяной контакт

залежи нефти и подошвенного водонапорного бассейна имеет зонально-прерывистый характер с окнами гидродинамической сообщаемое™.

Совершенно очевидно, что высокоэффективная разработка такого объекта требует особого технологического подхода и постоянного контроля за выработкой запасов нефти из пластов многопластового разреза, оперативного совершенствования технологических процессов воздействия на нефтяные пласты и условий их вскрытия в добывающих и нагнетательных скважинах.

Залежь нефти аптских отложений нижнего мела Старогрозненского месторождения относится к уникальным глубоко залегающим нефтяным объектам, отличающихся сложно-неоднородной структурой нефтенасыщенных терригенных коллекторов. Главными чертами геологической характеристики залежи являются:

узковытянутое структурное строение (33,Ох 4,0 км); высокий этаж нефтеносности (1030 м) с круто падающими пластами (50-70°), рисунок 2;

- большая глубина залегания (5100 м);

Старогрозненское месторождение Геологический разрез аптского горизонта

[ 712 | Номер скважины Ь- 1 Переслаивание песчаников,

алевролитов и глин Норовый коллектор }-4430] Глубина кровли гори-инна

Рисунок 2 - Геологический профильный разрез

- сложный тип терригенного коллектора, представленного мелкозернистым песчаником и алевролитами с глинистым переслаиванием, микро-каверно-трещинной структуры с низкой пористостью (0,66%) и большой толщиной (156 м) и поровый (ш=13,2%, Ьэф =10 м);

разные площади распространения нефтенасыщенных коллекторов с вторичной пустотностью (9142 га) и поровых (5300 га);

- аномально высокое начальное пластовое давление (68,4 МПа) и температура пласта (+153°С).

Контроль и регулирование выработки запасов нефти такой залежи при применении различных систем разработки требует систематического уточнения фильтрационной характеристики продуктивных отложений, в том числе и методами гидродинамических исследований скважин и пластов.

Рассмагриваемые залежи нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти обладают целым рядом отличительных геологических черт и технологических подходов их разработки. Но при этом характерным является то, что выработка запасов нефти осуществляется при высоких температурных режимах. На залежи нефти Гремихинского месторождения термодинамический режим вытеснения нефти осуществляется путем искусственного воздействия на пласт теплоносителем, а на Старогрозненском - обеспечен естественными природными условиями.

Второй раздел посвящен технологическим процессам разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти и вопросам контроля за процессами разработки залежей и состоянием выработки их запасов.

Залежи повышенной вязкости и высоковязкой нефти - к такому типу залежей относится залежь нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения.

Система разработки этой залежи включала применение различных нетрадиционных тепловых технологий воздействия на пласт и условий вскрытия продуктивных пластов вертикальными, наклонно-направленными, горизонтальными скважинами и скважинами с боковыми горизонтальными стволами.

Основная физическая сущность нетрадиционных технологий:

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) - циклический попеременный ввод в пласт теплоносителя и холодной воды в строго расчетных пропорциях. При этом формируются волновые тепловые процессы в границах создания так называемой

«эффективной температуры» (Т,ф). За Тэф принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя, которые не компенсируются технологическим приростом добычи нефти. Для кавдой конкретной залежи нефти существует своя «эффективная температура».

Важное преимущество импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт заключается в энерго- и ресурсосбережении. Такой эффект достигается за счет ограничения объемов вводимого в пласт теплоносителя и уровнем прогрева пласта до заданной «эффективной температуры». Кроме того, в период режимного формирования импульсов закачки холодной воды в данную группу нагнетательных скважин, теплогенерирующие установки используются для закачки теплоносителя на других участках (элементах теплового воздействия) залежи. Таким образом, ускоряется рассредоточение ввода тепла в объект разработки, а следовательно возрастает темп охвата пласта тепловым воздействием.

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами (ИДТВ/ПЛ - является модификацией ИДТВ и обеспечивает существенное увеличение выработки запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов.

Применение технологии ИДТВ(П) весьма эффективно в высоконеоднородных по пористости и проницаемости объектах разработки.

При ИДТВ/П/ на этапах нагнетания холодной воды осуществляются кратковременные остановки (паузы) процесса нагнетания.

В технологии теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) -создан и внедрен единый технологический процесс комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Такой подход теплового воздействия на пласт принципиально отличает технологию ТЦВП от известных традиционных технологий. ТЦВП применимо при площадных системах размещения нагнетательных и добывающих скважин. В технологии ТЦВП, кроме центральной нагнетательной скважины, в охвате пласта вытеснением участвуют и добывающие скважины, расположенные по периметру элемента, которые в каждом цикле теплового воздействия попеременно используются в качестве нагнетательных или добывающих, рисунок 3. Этим достигается охват вытеснением из "целиков", что приводит в конечном итоге почти к 100-процентному

тепловому и гидродинамическому охвату элемента залежи воздействием и обеспечивает значительное увеличение текущей и конечной нефтеотдачи пласта.

Л, В, С, I) - этапы циклического теплового всилсйствня на п.

4 и I) - отбор продукции иг добывающих скважин (1-6) и

закачка геплоноси I сля в НС; В и С - циклическим закачка теплоносителя (2, 4, 6 и I, 3, 5) и отбор продукции (1, 3, 5 и 2, 4, 6) т добывающих скважин.

Рисунок 3 - Схема теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП)

Технология «Укрупненного элемента» («УЭ»") является аналогом метода ТЦВП, но в новой схеме размещения скважин элемента теплового воздействия - обращенного 13-точечного элемента, рисунок 4. В условиях залежи нефти пласта А4 Гремихинского месторождения сформированы элементы с центральной нагнетательной скважиной, шестью добывающими скважинами вписанного кольца и шестью нагнетательными скважинами внешнего кольца. Нагнетательные скважины внешнего кольца переводятся в фонд добывающих, но с циклическим режимом закачки теплоносителя и отбора продукции.

Режимы нагнетания теплоносителя и отбора продукции рассчитываются по аналогии с технологическим процессом ТЦВП.

Важно подчеркнуть, что каждая последующая новая технология, созданная на базе разработки Гремихинского месторождения, сохраняет лучшие показатели промышленно освоенных предыдущих технологий и прибавляет свои собственные достоинства в таких существенных

направлениях как: повышение конечного нефтеизвлечения, ресурсо- и энергосбережения. Кроме того, открывается возможность решения ряда технических проблем по эффективному использованию пробуренного фонда паронагнетательных и добывающих скважин.

I - центральная нагнетательная скважина, 2-7 - добывающиескважины внутреннего кольца, 8 -13 - лобыпаюшне-на! метательные скважины внешне! о кольц (работают в циклическом режиме "отбора -закачки"). Рисунок 4 - Схема «Укрупненного элемента» («УЭ») теплового воздействия на пласт Глубокопогруженные залежи нефти, представленные сложной структурой неоднородных коллекторов - к такому типу относится нижнемеловая залежь нефти аптских отложений Старогрозненского месторождения.

Текущая разработка залежи ведется с использованием только запаса естественной упругой энергии пластовых систем и насыщающих жидкостей. В перспективе для получения высоких показателей нефтеизвлечения потребуется поддержание пластового давления методами заводнения. При применении методов заводнения преимущество должно отдаваться только с законтурно-приконтурным расположением нагнетательных скважин. Важными технологическими аспектами здесь также будут являться: определенные условия вскрытия пласта фондом добывающих скважин, осуществление циклического режима нагнетания воды в пласт с недопущением форсированных процессов воздействия. Модельно-анагнггические исследования, проведенные в ОАО «РосНИПИтермнефть» (с участием автора), показывают, что при применении отмеченных технологий конечный КИН может достигать достаточно высоких значений (до 0,60 - 0,65).

При уточнении коллекторской характеристики сложно-построенных продуктивных отложений и контроле за выработкой запасов нефти большое внимание должно уделяться гидродинамическим исследованиям скважин при установившихся отборах. Анализ результатов проведенных исследований скважин за историю разработки залежи показал необходимость уточнения методического подхода интерпретации индикаторных зависимостей вида qH = f (ДР).

Автором предложен новый принцип интерпретации индикаторных диаграмм, где раскрывается сущность структурной характеристики разнотипных коллекторов (трещинных и поровых) с индивидуальной оценкой их фильтрационных параметров и состояния выработки запасов нефти.

Анализом закономерностей поведения индикаторных зависимостей при установившихся притоках нефти установлено, что:

- закономерности поведения индикаторных зависимостей по всем скважинам не отвечают стандартным формам - прямолинейной зависимости q„ = f (АР) с сохранением постоянной продуктивности скважин (qH /АР = Const.) во всем диапазоне замеренных АР;

характер положения замерных точек индикаторных зависимостей, также не может быть отнесен к нелинейному виду, связанному только с явлением упругой деформации трещин трещиноватого коллектора при снижении забойного давления;

- замерные точки, как правило, располагаются на прямолинейных участках, имеющих различные углы наклона;

- индикаторные зависимости большинства скважин делятся на две области установившегося притока нефти: 1-я область охватывает пределы относительно малых депрессий на пласт (единицы и десятки кг/см ), что характеризует сравнительно высокую продуктивность; 2-я область -область больших значений депрессий (десятки и сотни кг/см2) с существенно меньшими показателями по продуктивности;

- первая и вторая области индикаторных диаграмм являются факторами дренирования коллекторов различной петрофизической структуры - трещинной и поровой;

- во всех рассмотренных случаях промысловых исследований забойное давление на всех режимах отработки скважин существенно превышало давление насыщения нефти газом.

Количественно продуктивности скважин в двух отмеченных областях определяются как:

1-я область (область малых депрессий) -

?1=ЧЬ,^АР„ (1)

2-й область (область повышенных депрессий) -

Ъ - \Ч„г- Чик|| / |ЛР2- АР*.], (2)

где: , - соответственно дебит при АР2 (2-я область) и конечный дебит 1-й области ( в точке пересечения индикаторных линий) при ДРК).

Гидропроводность пластов призабойной зоны скважин при принятых константах Старо грозненского месторождения составляет: КЬ/щ, [ мкм2хсм/мПа.с] = 55,731 7? 1,2 [ т/сут/кг/см2]. (3)

Анализ индикаторных диаграмм, снятых по фонду добывающих скважин, позволяет получать оценку одной из ценнейших информаций о состоянии выработки запасов нефти из коллекторов, обладающих различной текстурной характеристикой и проницаемостью.

Порядок оценки состояния дренирования запасов нефти из коллекторов различной структуры (трещиноватой и матричной) каждой добывающей скважиной, работающей при заданном режиме (депрессии), может быть осуществлен путем учета долей дебита каждой области в общем дебите скважины.

Контроль за разработкой залежей нефти и состоянием выработки запасов нефти:

На базе использования «Карты разработки», которая является широко используемым документом в научно-исследовательских работах и промысловой практике при ведении контроля за разработкой нефтяных месторождений. При проектировании и авторском надзоре за разработкой нефтяных месторождений Краснодарского края, Удмуртской и Чеченской республик автором усовершенствован и применен на практике новый тип карты разработки, позволяющий более глубоко решать проблемы регулирования процессов разработки месторождений.

Методика построения «Карты разработки» основана на общем для любого месторождения базисном принципе, в основе которого лежит плотность распределения запасов нефти по площади анализируемого объекта разработки, и на связи с его реальной геологической характеристикой.

Единый рекомендуемый подход построения «Карт разработки» открывает широкую возможность более детального контроля за состоянием выработки запасов нефти, обводнением продуктивных пластов, оценки эффективности проводимых геолого-технических мероприятий по скважинам, получении наглядной картины достигнутого уровня баланса отбора и закачки и, что весьма важно, позволяет вести сравнительный анализ состояния разработки различных залежей нефти.

Рекомендуется строить два вида карт разработки, отнесенных к заданной дате разработки залежи:

1 -й вид - карта разработки, отражающая отборы нефти и жидкости по скважинам с показом состояния обводненности добываемой продукции и состояние выработки запасов нефти;

2-й вид - карта разработки, отражающая показатели (по скважинам) нагнетания агента в пласт и отбора жидкости (приведенного к пластовым условиям) для анализа процессов распределения объемов воздействия на пласт и балансирования закачки и отбора.

Расчет графических показателей по скважинам сводится к следующему:

1-й вид карты разработки: геологической основой для построения этого вида карт разработки являются карты изопахит, принятые при подсчете запасов нефти.

На карты наносятся:

а) суммарные показатели добычи нефти,

б) суммарные показатели добычи жидкости,

в) схематично изображается обводненность добываемой продукции в накопленном (суммарном) и текущем объемах и текущий дебит скважины по нефти и жидкости.

Суммарные показатели добычи нефти и жидкости по скважинам отражаются не в абсолютных значениях, а отнесенные к эффективной нефтенасыщенной толщине объекта разработки в проекции положения забоя данной скважины (независимо от величины охвата вскрытием).

Суммарный отбор нефти по скважинам приводится к пластовым условиям и к 1 м эффективных нефтенасыщенных толщин и наносится на карты-основы в виде окружностей. Площади окружностей, соответствующие удельному суммарному отбору нефти по скважинам, определяются расчетным путем по формуле, аналогичной объемному методу подсчета запасов нефти:

4 2

Р„ - к К2 = 104 М2-, (4)

Ьэф т р„ у» 1Слер

где: Р„ - площадь окружности, пропорциональная суммарной добычи нефти (ЕРи, т) по данной скважине, м2; М - масштаб карты-основы, на которой ведется построение

карты разработки, Ь,ф- эффективная нефтенасыщенная толщина объекта разработки в

положении проекции забоя данной скважины, м; р„ - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3; ш, у„, К,1ер - коэффициенты, соответственно, пористости, начальной нефтенасыщенности и пересчетный коэффициент, принятые при подсчете запасов нефти.

Формула (4) дает представление о распределении состояния дренирования залежи нефти по отношению к начальным балансовым запасам нефти. На ранней стадии разработки более удобно использовать карты разработки, отнесенные к утвержденным извлекаемым запасам нефти. Для построения такой «карты разработки» достаточно в знаменатель ф.(4) ввести утвержденный ГКЗ (или ЦКЗ) коэффициент конечного нефтеизвлечения.

Суммарный отбор жидкости по скважинам, также приводится к пластовым условиям и к 1 м эффективных нефгенасыщенных толщин и наносится на карты-основы в виде окружностей.

Нанесенные на каргу-основу расчетные значения Б,, и дают общую качественную картину распределения удельных (на I м эффективной толщины) суммарных отборов по скважинам нефти и жидкости. Количественные их значения определяются по графикам зависимости Я = Г (ХД, и ЕС*)- Графики рассчитываются по выше приведенным формулам, где Ь,ф принимается равной 1 метру. Значения и 1Х>Ж задаются в пределах реально достигнутых на данной залежи.

Определение абсолютных значений отбора нефти и жидкости осуществляется путем последующего учета величины эффективной нефгенасыщенной толщины, вскрытой каждой скважиной.

2-й вид карты разработки: геологической основой для построения этого вида «карт разработки» используются карты изобар с фондом добывающих и нагнетательных скважин. На карты разработки 2-го вида наносятся следующие графические показатели:

■ по добывающим скважинам:

а) показатели удельного суммарного отбора жидкости, приведенные к пластовым условиям, с отражением степени текущей обводненности. Текущая обводненность показывается в соответствующем цвете (вода пластовая или агента закачки);

б) если в добывающую скважину закачивался или закачивается в настоящее время агент, то этот показатель также должен отражаться;

■ по нагнетательным скважинам:

а) показатели удельной суммарной закачки агента в пласт (если в скважину производилась закачка различных агентов, к примеру, теплоносителя и холодной воды, то это может быть также отражено в процентном выражении);

б) показатели приемистости нагнетательных скважин.

Площади окружностей, соответствующие удельной суммарной

закачке агента по скважинам, определяются расчетным путем по формуле, аналогичной отбору воды.

Карты учитывают плотность распределения запасов нефти по площади залежи и основные параметры геологической характеристики

объекта разработки и дают четкое графическое изображение состояния дренирования запасов нефти скважинами, нагнетания агента в пласт, показатели балансирования отбора закачкой и др.

Контроль за обводнением добывающих скважин Систематический контроль за обводнением добывающих скважин является важным элементом при анализе применяемых систем разработки на любой залежи. На базе анализа показателей обводнения скважин в совокупности с расходом пластовой энергии оцениваются эффективность применяемых методов воздействия и состояния выработки запасов нефти.

На базе контроля за обводнением скважин на примере разработки Гремихинского месторождения установлена необходимость индивидуального учета притока к скважинам агента воздействия и природной пластовой воды. Для этого автором разработана специальная номограмма, рисунок 5, позволяющая осуществлять дифференцированную оценку добываемой попутной воды скважинами.

Содержание воды в добываемой продукции скважин (по замерам), <|н, т/сут

О 1,050 1,100 1,15 1,18

Плотное! ь попутно добываемой воды скважинами (по гамерям), (Ли3

Рисунок 5 - Номограмма количественной оценки доли агента в попутно добываемой воде скважинами

Порядок дифференцированного разделения попутно добываемой воды по скважинам с помощью диаграммы осуществляется следующим образом:

• по промысловым данным определяется содержание попутно добываемой воды в скважине (т/сут.),

• лабораторно устанавливается плотность пробы добытой воды (г/см3),

• по величине плотности на диаграмме определяется долевое содержание агента в добываемой воде (в %),

• количественное определение агента в добываемой воде устанавливается путем отсчета на номограмме.

Таким образом, устанавливается индивидуально один из важнейших показателей эффективности применяемых методов воздействия и вторжения в залежь пластовой воды водонапорных бассейнов.

Контроль за динамикой изменения пластового давления. При разработке залежей нефти с использованием запаса естественной пластовой упругой энергии весьма важно вести контроль за текущим пластовым давлением в объеме дренируемого пласта или системы пластов. Для залежей с высоким этажом нефтеносности рекомендуется вести контроль за состоянием текущего пластового давления с приведением замерных показателей по скважинам к трем плоскостям: к абсолютным отметкам начального положения ВНК, середины этажа нефтеносности и прикровельной части структуры продуктивных отложений в пределе сосредоточения интервалов перфорации скважин. Только такой подход контроля позволит получить точную картину распределения текущего пластового давления в объеме разрабатываемого объекта.

В третьем разделе приведены результаты промышленной реализации технологических процессов выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

Опыт разработки Гремихинского месторождения с применением тепловых технологий.

Июль, 1981 год - дата ввода залежи нефти пласта А4 башкирского яруса в промышленную разработку, 1983 г. - начало создания и промышленного внедрения технологий нагнетания теплоносителя в пласт.

Масштабы внедрения тепловых технологий на Гремихинском месторождении за последние 10 лет показаны на рисунке 6.

Из 605 действующих добывающих скважин - 583 (96,4%) входят в зоны реагирования на процессы теплового воздействия. Годовая добыча

Гремихинское месторождение

СХГМА шидминя МПОДОИ 1 ГЦ ЮНОГО ВО ЩКЙГГНИЯ ИЛ ||ЛЛ< I Л-4 ЬАШК'ШЧ к"01 О ЯРУСА

о сквчжипм чо1.ы|]\1о|цш-

Рисунок 6 - Схема внедрения методов теплового воздействия

нефти за счет нагнетания агента в пласт (за счет тепловых и гидродинамических процессов) достигла 100% от общей добычи по залежи и накопленная составляет около 10,0 млн.т. или около 70,0% от общей суммарной добычи.

Текущий уровень выработки запасов нефти в целом из объекта достиг 24% от начальных балансовых и 60% от утвержденных извлекаемых. На рисунке 7 приведена полная динамика расчетных и фактических показателей выработки запасов нефти при различных режимах дренирования продуктивных пластов башкирских отложений Гремихинского месторождения.

Анализ технологических данных показывает, что на начало 2002 года общая годовая добыча нефти (за 2001 г.) составляет 569,8 тыс. т., из которой за счет нагнетания агента в пласт добыто 543,4 тыс. т (95,4%) и за счег использования естественной энергии - 26,4 тыс.т (4,6%).

1200

(í 1000 - ■

800

600

400

200

~г

шшшшшшш

1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 Годы разработки

■ Добыча нефти по залежи А-4, тыс.т. Добыча нефти тепл. возд-я, тыс.т.

Добыча нефтм ЕР, тыс.т. —•"■Добыча нефти ГД пласта, тыс.т.

Добыча нефти общая от возд-н, т. г. О КИН А-4, %

-А- КИНТМ, % X КИИ ЕР %

КИН ГД % -в-КИП от воздейств., %

Рисунок 7- Выработка запасов нефти при различных режимах разработки залежи нефти пласта Д4 Гремихинского месторождения

Текущий уровень выработки балансовых запасов нефти достиг 24%, в том числе за счег применения тепловых технологий - более 16%.

Основные выводы технико-экономического анализа показателей разработки залежи:

- среднегодовая себестоимость 1 т товарной продукции равна 1068,1 рублей, то есть находится на рентабельном уровне разработки не только месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, но и стандартных месторождений с маловязкими нефтями;

- себестоимость 1 тонны товарной продукции в долларах CUJA (при курсе ЦБ РФ 31,6 руб/$) составляет около 35,0 $. Таким образом, текущая с/с добычи нефти на Гремихинском месторождении, разработка которого ведется с промышленным развитием тепловых технологий, соответствует примерно стоимости 1 барреля нефти на международном рынке;

- расходы по тепловому воздействию на пласт составляют от общих расходов на добычу нефти всего лишь 19,4% при стоимости закачки 1 т теплоносителя 57,6 руб и холодной воды - 19,8 руб;

- в целом разработка Гремихинского месторождения ведется с применением высокоэффективных тепловых процессов, позволяющих получать как высокий технологический эффект, так и высокорентабельные экономические показатели.

Опыт разработки и эволюция изучения аптекой залежи нефти Старогрозненского месторождения.

Залежь введена в разработку в 1973 году. По состоянию на 01.01.2004 г. на залежи пробурено 18 скважин:

- глубины бурения - 4600 - 5100 м;

- конструкция скважин - многоколонная, эксплуатационная колонна 168мм;

- вскрытие продуктивных пластов осуществлено кумулятивной перфорацией в отдельных случаях используются сетки-фильтры и редко -открытые стволы;

- схема размещения скважин - рядная с расстояниями между скважинами в рядах - 1000x1750 м;

- плотность сетки - 413,9 га/скв.;

- начальные запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину: балансовые - 2312,2 тыс.т и утвержденные извлекаемые - 877,6 тыс.т.;

- остаточные извлекаемые запасы нефти (на 01.01.04 г.), приходящиеся на 1 скважину - 204,170 тыс.т.

Разработка залежи осуществляется без применения методов воздействия на продуктивные пласты с использованием только запаса естественной упругой энергии собственно залежи нефти.

Динамика изменения основных показателей за историю разработки залежи приведена на рисунке 8.

Годы разработки

-*-<2н, тыс.г. -*- <Эж, тыс.т. * Потери нефти, гыс.т.

Ов, тыс.г. -*•- Обводненность,% -* Рпл.(-4200м), МПа

N.406. скв., ют ' Рпл.(-5085м), МПа х Рпл(-4570м), МПа

Рисунок 8 - Основные показатели истории разработки нижнемеловой

залежи нефти аптских отложений Старогрозненского месторождения

При наращивании фонда добывающих скважин (до 1 7 скв.) годовая добыча нефти была доведена до 503,7 тыс.т (1980 г.), что составляло темп отбора от утвержденных извлекаемых запасов нефти 3,2% и средний дебит одной добывающей скважины - 141 т/сут. Вся история отличается практически безводной добычей нефти (не более 2,5%).

По состоянию на 01.01.2004 г. в эксплуатацию восстановлены 15 скважин со средним дебитом по нефти 95,0 - 100,0 т/сут. Годовой (за 2003 г.) темп отбора нефти составил 494,3 тыс.т и суммарная добыча нефти - 12941,3 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,311 и степень выработки извлекаемых запасов нефти - 81,9 %.

Анализ основных технологических показателей за историю разработки залежи показал на высокую эффективность процесса выработки запасов нефти даже без применения методов искусственного воздействия на продуктивные пласты.

За 30-летний период истории разработки месторождения пластовое давление снизилось от начального 68,4 до 41,8 МПа (на 26,6 МПа). Таким образом, средний темп падения пластового давления за историю разработки составлял 0,858 МПа/шд, при этом средний удельный отбор нефти равен 487,0 тыс.т/МПа.

Запас текущего пластового давления над давлением насыщения нефти газом составляет 7,6 МПа (расход пластовой упругой энергии составляет 68% от полного запаса собственно залежи нефти). При использовании этого запаса может быть отобрано более 4,5 млн.т нефти с превышением утвержденного 1ШН на 2%.

Комплексный анализ технологических показателей окончательно устанавливает, что для достижения утвержденного конечного коэффициента нефтеотдачи (0,38) исключается необходимость применения искусственных методов по поддержанию пластового давления.

Применение методов увеличения нефтеотдачи, в том числе и заводнение нефтенасыщенных пластов, может быть связано только с обеспечением поддержания пластового давления и, как следствие, получением более высоких КИН и темпов добычи нефти.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

На основании обобщения результатов научных публикаций, анализа опытно-промышленных и промышленных работ на месторождениях разработаны научно-обоснованные технологические решения эффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Основное внимание уделено объектам с высоковязкой нефтью и глубокозапегающим объектам со сложной неоднородной

структурой коллекторов на примере Гремихинского и Старогрозненского месторождений:

1. Усовершенствованы технологические процессы теплового воздействия на пласт, обладающие высокой технологической эффективностью, ресурсо- и энергосбережением и обоснованы теплофизическая и теплогидродинамическая сущности технологий: ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП и «Укрупненного элемента» с анализом многолетнего их промышленного апробирования на Гремихинском месторождении.

2. Обоснован новый методический подход интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин при установившихся режимах дренирования, вскрывающих структурно сложные неоднородные по пористости и проницаемости коллекторы. Методика позволяет определять не только фильтрационные свойства коллекторов, но и оценивать степень выработки запасов нефти из пластов с различной структурной характеристикой коллекторов.

3. Обоснован единый подход построения «Карт разработки», открывающий широкую возможность более детального контроля за состоянием выработки запасов нефти, анализа обводнения продуктивных пластов, оценки эффективности проводимых геолого-технических мероприятий по скважинам, получении наглядной картины достигнутого уровня баланса отбора и закачки. Рекомендуемая карта позволяет вести сравнительный анализ состояния разработки различных залежей нефти. Карты учитывают плотность распределения запасов нефти по площади залежи и ее основные геологические параметры, вошедшие базой при подсчете запасов нефти, дают четкое графическое изображение состояния дренирования запасов нефти скважинами, нагнетания агента в пласт, показатели балансирования отбора закачкой и др.

4. Анализ состояния обводнения добывающих скважин, позволил оценить количественную принадлежность попутно добываемой воды - к водам агента воздействия или водам природного водонапорного бассейна. Для оперативного решения такой задачи разработана и рекомендуется для применения специальная графическая номограмма.

5. Дан анализ динамики изменения пластового давления за историю разработки залежей нефти, отличающихся высоким этажом нефтеносности. Для таких залежей важно вести индивидуальный контроль за состоянием изменения давления на водонефтяном контакте, на отметке середины этажа нефтеносности (или плоскости, делящей начальные запасы нефти пополам) и в прикровельной части продуктивных отложений.

6. Научно обоснованы и прошли экспертизу в ЦКР Минэнерго РФ с положительными заключениями тепловые технологии воздействия на залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ИДТВ, ИДТВ(/П/), ТЦВП и УЭ) и методы контроля за выработкой запасов нефти, обводнением добывающих скважин и динамикой пластового давления за историю разработки залежей с высоким этажом нефтеносности.

7. Все методические разработки и технологические решения, приведенные в диссертации, использованы при составлении проектов разработки нефтяных месторождений и авторском надзоре за состоянием их разработки (Гремихинское, Старогрозненское, Северо-Нефтяное, Чатылькинское и др.). Все разработки одобрены научно-техническими советами ОАО «РосНИПИтермнефть» и производственными объединениями: Удмуртнефть, Грознефтегаз, Краснодарнефтегаз, Пурнефтегаз и др.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ:

1. Исследование гидротермодинамичес- ких процессов при различных технологиях нагнетания теплоносителя в пласт/ В.ИКудинов, В.В.Колбикова и др. // Нефтепромысловое дело. - 1993.- №8. -С.9-12.

2. Промышленное развитие высокоэффективных технологий теплового воздействия на Гремихинском месторождении Удмуртии / В.И.Кудинов, В.В.Колбикова и др. //Нефтепромысловое дело. -1993.-№10. - С.7-12.

3. Elaboration and industrial development of thermal drive technological processes for oil deposits with complicated geological structures / Kudinov V.I., Kolbikov V.S., Kolbikova V.V.// VII European Symposium on Improved Oil Recovery 2729 October 1993, Moscow, Russia. P.307-317.

4. Application of Horizontal-Branched Wells in Complicated Geological Conditions / Datsik M.I., Kolbikov V.S., Kolbikova V.V.// Eighth European Symposium on Improved Oil Recovery. I5-I7may, 1995, Vienna, Austria.-P.l 63-172.

5. New Cyclic Technology for Thermal Treatment of Complicated Formations / Kudinov V.I., Zubov N.V., Kolbikova V.V.// Eighth European Symposium on Improved Oil Recovery, i 5-17 may, 1995, Vienna, Austria.-P.282-290.

6. Пути дальнейшего совершенствования разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти/ В.И.Кудинов, Е.И.Богомольный, В.В.Колбикова и др. // Материалы межрегиональной научно-практической конференции. Ижевск. - 1995. -С.27-35.

7. Новые технологические процессы разработки залежей высоковязких нефтей / В.И.Кудинов, Е.И.Богомольный, В.В.Колбикова, и др. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 1-й Междунар. конф., п.Шепси, 16-20 июня 1997г.-Краснодар, 1999.-С.100-116.

8. Методические основы детального изучения объекта разработки и процесса выработки запасов нефти / В.В.Колбикова, М.И.Дацик, Г.Б.Брахин и др. // Доклад на Отделении нефти и газа РАЕН, Москва, октябрь 1999г. - 54 с.

9. Проблемы изучения и разработки месторождений высоковязких нефтей / В.И.Кудинов, В.М.Малюгин, В.В.Колбикова и др. // Химия нефти и газа Материалы IV Международной конференции, Томск, 2000. - С. 492-501.

10 Основные принципы изучения состояния разработки месторождений на поздней стадии эксплуатации и пути эффективной их доразработки / С.С.Чабанов, С.В.Коротков, В.В,Колбикова и др. // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб.докп. 3-й Междунар. конф., г.Анапа. - 24-28 сентября 2001г. - Краснодар, 2002. - С. 162-178.

11. Геолого-геофизические и гидродинамические методы детального изучения нефтяных и газовых месторождений для решения проблем их разработки / К.С.Басниев, Г.Б.Брахин, В.В.Колбикова и др. // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб.докл. 3-й Междунар. конф., г.Анапа. - 24-28 сентября 2001 г. - Краснодар, 2002. - С. 234-244.

12. Промышленные результаты и перспективы выработки запасов нефти на Гремихинском месторождении /В.И.Кудинов, В.М.Малюгин, В.В.Колбикова и др. // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб.докл. 3-й Междунар. конф., г Анапа. - 24-28 сентября 2001 г. - Краснодар, 2002. - С. 3441.

13. Методы контроля за распределением остаточных запасов нефти на месторождениях в поздней стадии эксплуатации/ В.С.Колбиков, Г.Б.Брахин В.В.Колбикова и др. // Повышение нефтеотдачи пластов: Сб. докл. 12-го Европейского симпозиума, г.Казань. - 8-10 сентября 2003г. - С. 471-476.

14 Перспективы разработки нижнемеловой залежи нефти Старогрозненского месторождения/ В.В.Колбикова , В.С.Колбиков ,А.Р. Гарушев , Б.А.Ихаев // ОАО НК «Роснефть»// Сб. научн. тр. за 2003г. - М.,2004. - С.201 -212

15. Некоторые особенности изучения и опыта разработки глубокопогружен-ных залежей нефти Чечни /В.В.Колбикова //Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб.докл. 4-й Междунар. конф., г.Анапа, 27 сент.- 3 окт. 2003г.- Краснодар,2004,- С.322-332.

16. Эталонный объект РФ с применением тепловых технологий разработки / В.И.Кудинов, В.М. Малюгин, В.В,Колбикова и др. // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб.докл. 4-й Междунар. конф., г.Анапа, 27 сент.- 3 окт. 2003г.- Краснодар,2004.-С.55-69.

17. Проектные решения опытно-промышленной разработки новых месторождений ОАО«Пурнефтегаз» /В.С.Колбиков, В.В.КолбиковаУ/Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 4-й Междунар. конф., г.Анапа, 27 сент.- 3 окт. 2003г.- Краснодар,2004.-С.383-396.

18. Модельные исследования эффективности охвата заводнением глинисто песчаных коллекторов Чатылькинского месторождения Западной Сибири /В.М.Мочульский, В.В.Колбикова// Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб.докл. 4-й Междунар. конф., г.Анапа, 27 сент,- 3 окт. 2003г.- Краснодар,2004.-С.-512-518.

19 Проект разработки нижнемеловой залежи нефти Старогрозненского месторождения/ В.С.Колбиков, В.В.Колбикова// Бюллетень Центральной комиссии по разработке месторождений горючих полезных ископаемых: Выпуск 3, Москва, 2004 - С.37-58. ПАТЕНТ:

20.Патент 2083810 Российская Федерация, Е 21 В 43/24. Способ извлечения вязкой нефти из залежи /В.И.Кудинов, М.И.Дацик, В.М.Малюгин, В.В.Колбикова и др; заявитель и патентообладатель АООТ «Удмуртнефть» -№95107351; заявл.06.05.95; опубл. 10.07.97, Бюл.№19. - 17с.

КО Л БИ КОВ А Валентина Викторовна

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 01.11.2004. Формат 60х84|/16. Бумага Буйо Сору. Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1,39. Тираж 100 экз. Заказ № 4140.

Отпечатано в типографии ООО «Просвещение-ЮГ» с оригинал-макета заказчика, г Краснодар, ул Селезнева Тел /факс. 35-96-79

РНБ Русский фонд

2006-4

5079

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Колбикова, Валентина Викторовна

Глава 1. ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЧЕРТЫ ЗАЛЕЖЕЙ

С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ.

1.1. Залежи повышенной и высоковязкой нефти на примере Гремихинского месторождения).

1.2. Глубокопогруженные залежи нефти со сложной структурой коллекторов (на примере Старогрозненского месторождения).

Глава 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ РАЗРАБОТКИ

ЗАЛЕЖЕЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ.

2.1. Залежи повышенной и высоковязкой нефти.

2.1.1. Теплогидродинамический механизм вытеснения нефти повышенной вязкости теплоносителями.

2.1.2. Эволюции совершенствования технологий теплового воздействия на пласт.

2.1.3. Физическая сущность нетрадиционных ресурсо- и энергосберегающих тепловых технологий.

2.2. Глубокопогруженные залежи нефти со сложной структурой коллекторов.

2.2.1. Некоторые особенности геологического изучения залежей и оценки фильтрационной характеристики коллекторов.

2.2.2. Основные принципы разработки глубокопогруженных залежей нефти.

2.3. Контроль за разработкой залежей нефти и состоянием выработки запасов нефти.

2.3.1. Общие принципы контроля.

2.3.2. Контроль на базе использования «Карты разработки» нового типа.

2.3.3. К вопросу контроля за обводнением добывающих скважин.

Глава 3. ПРОМЫШЛЕННАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

3.1. Гремихинское месторождение

3.1.1. Схема разбуривания залежи и состояние вскрытия продуктивных пластов

3.1.2. Динамика развития тепловых технологий на месторождении.

3.1.3. Общие показатели истории разработки залежи.

3.1.4. Анализ состояния обводнения добывающих скважин.

3.1.5. Эффективность применяемой системы разработки.

3.2. Старогрозненское месторождение

3.2.1. Эволюции изучения геологического строения месторождения.

3.2.2. Опыт разработки аптекой залежи нефти Старогрозненского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти"

Сырьевая база углеводородов стран всего мира, в том числе и России, была, есть и продолжает оставаться важным потенциалом для их технического прогресса и экономического развития в целом.

Известно, что мировые запасы нефти на начало нынешнего века оцениваются в 160 млрд. т. Если сохранить достигнутый темп добычи нефти в мире, равный порядка 5,0 млрд. тонн в год, то становится совершенно очевидной сравнительно быстрая их исчерпаемость в обозримом будущем.

Прирост запасов углеводородов уже в ближайшей перспективе будет связан не только с проведением разведочных работ, но, в большей степени с совершенствованием технологических процессов разработки месторождений, обеспечивающих увеличение степени выработки запасов и, таким образом, наращивание извлекаемых запасов нефти на разрабатываемых месторождениях. При этом достигается не только технологическое, но и экономическое преимущество, поскольку приращение ресурсной базы осуществляется в уже промышленно освоенных регионах. Результативность такого подхода подчеркивается Министерством энергетики, Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений и всей научной и производственной общественностью.

В этой связи представляет определенный интерес ознакомление с фактическими и ожидаемыми прогнозными показателями развития нефтедобывающей отрасли Российской Федерации. В статье Гордеева О.Г. «Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности» (НХ, №1, 2003 г.) приведены ожидаемые прогнозные показатели, обоснованные Минэнерго, см. рис.1 и рис.2. Оценивается, что по 2006 г. будет происходить рост годовой добычи нефти с последующей стабилизацией по 2013 г. на уровне 500 млн. т. при этом за счет новых технологий к 2015 году должно быть добыто порядка 810 млн. т. нефти. В приведенном прогнозе учитывается качественное ухудшение сырьевой базы нефтедобывающих регионов РФ, то есть продолжение относительного наращивания объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

На сегодня в России сырьевые ресурсы высоковязкой нефти уже превышают 51 % в балансе общих разведанных запасов. Ввод в промышленную разработку таких месторождений, безусловно, будет требовать больших инвестиционных вложений и самое главное применение нетрадиционных технологий их разработки, базовыми из которых будут являться тепловые технологии. И это совершенно очевидно, так как ближайшая перспектива будет связана с необходимостью активного вовлечения в промышленную разработку возрастающих ресурсов высоковязкой нефти. f г mm mmmtm.

Показатели,

МЛН.Т 600 f -•-2 *3

400

200

461

301

348

3.2

445

5.3

21.0*

508

6.2

31.2*

Показатели, млрд. долл.

492

8.8 44.1*

445

9.7 48.3*

1991г. 1996г. 2001 г. 2005г. 2010г. 2015г. 2020г.

I.» ■ .<1 ■ » ■ > . .ч.,. . . .т. мл». ■ . .

1 - Объем добычи с газовым конденсатом

2 - Потребность в инвестициях по годам

3 - Потребность в инвестициях за пятилетие

Рисунок ] - Основные показатели развития нефтедобывающей отрасли

600

500

400

300

200

100

Уровень добычи, млн.

До 2007 г. рост

1986 г. 1990 г. 1995 г. 2000 г. л» добыча при ценах 14 US D/барр. ш нераспределенный фонд месторождений на 01.01.02 г. приращенные после 2001 г. запасы

2005 г.

ВАРИАНТ I '

ВАРИАНТ II '

2010 г. 2015 г. 2020 г. ш добыча при ценах 22 US D/барр. ш нераспределенный фонд месторождений на 01.01.02 г. приращенные после 2001 г. запасы

Рисунок 2 - Добыча нефти с нестабильным газовым конденсатом по Российской Федерации I 7

Исходя из сложившихся текущих условий накопления определенной ресурсной базы - месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и практики развития нефтедобывающего комплекса РФ, выделяются две категории ресурсов углеводородов, требующих развития совершенно различных подходов по вводу их в промышленную разработку: первая - категория месторождений, связанная с геологическими факторами их строения, коллекторскими свойствами нефтевмещающих пластов, физико-химическими свойствами пластовых флюидов и режимно-энергетическими характеристиками, вторая - с труднодоступными топоклиматическими условиями, требующими больших инвестиционных вложений на промышленное освоение районов размещения нефтяных месторождений.

Так, например, к первой категории месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти можно отнести: Зыбза-Глубокий Яр Краснодарского края, Гремихинское Удмуртской Республики, Старогрозненское Чеченской Республики, Ярегское и Усинское Республики Коми и др. Ко второй категории - группы месторождений Западной Сибири (Русское, Северо-Комсомольское и др.) и ряда месторождений ОАО «Северная нефть».

На территории Удмуртии, по данным ОАО «Удмуртнефть» [40], разведано и принято на баланс более 60% месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Геология этих месторождений характеризуется многопластовыми системами продуктивных и плотных пластов, карбонатным типом коллекторов с двойной порово-трещинной структурой с высокой послойной и зональной неоднородностью, сложным характером контактирования нефтесодержащих пластов с водонапорными бассейнами, нефть месторождений имеет повышенную и высокую вязкость.

По данным ОАО «Северная нефть» на лицензионной территории нефтяной компании «Роснефть» расположены 12 нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами более 60 млн. тонн нефти. По состоянию на 01.01.2003 г. в промышленной разработке находятся семь месторождений. Все месторождения по своим геологическим характеристикам также относятся к объектам с трудноизвлекаемыми запасам нефти (карбонатные сильно расчлененные коллекторы, насыщенные преимущественно нефтью с повышенной вязкостью) большая часть месторождений размешены преимущественно за полярным кругом в суровых топоклиматических условиях - территории их более, чем на 60% покрыты болотами, температура воздуха в зимний период снижается до -55°С. С 1993 г. (с момента образования АОО «Северная нефть») и по настоящее время разработка месторождений ведется с частичным применения методов нагнетания воды в пласты при весьма низких текущих коэффициентах нефтеизвлечения.

Совершенно очевидно, что первая категория месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти требует, прежде всего, создания нетрадиционных технологических процессов разработки месторождений, отличающихся высокой эффективностью применения в данных геологических условиях, тогда как вторая - более обуславливается экономическими факторами - в народно-хозяйственной потребности углеводородного сырья в данный момент времени.

Краткий обзор истории развития научных основ процессов разработки нефтяных месторождений.

Известно, что история развития способов добычи нефти в районах еще дореволюционной России таких, как: Апшеронский п/о, Грузия, Северный Кавказ, Ухтинский район и некоторые другие исчисляется столетиями, тогда как теория и научно обоснованная практика разработки нефтяных месторождений стали развиваться сравнительно недавно - начиная с 50-х годов прошлого столетия [28, 34, 37, 47, 51, 52, 62, 63, 64, 74, 75, 79, 82, 83 и др.].

Неоценимо большой вклад в развитие теоретических основ разработки нефтяных месторождений внесли из числа отечественных ученых: И.М. Губкин - основатель первого в СССР Государственного научно-исследовательского (ГНИИ) и учебного (Горная Академия) институтов, JI.C. Лейбензон, классические труды которого в области подземной гидродинамики легли в основу создания научно-обоснованных систем разработки нефтяных месторождений, А.ГТ. Крылов, И.М. Муравьев, М.М. Глоговский-создатели первой монографии по научно-обоснованным системам разработки нефтяных месторождений, В.Н. Щелкачев - впервые раскрыл научные основы теории неустановившейся фильтрации флюидов в пористых средах и дал четкое научное определение упругому режиму пластовых систем. И.А. Чарный и Г.Б. Пыхачев создали классический труд по подземной гидравлике, Ш.К. Гиматудинов и А.И. Ширковский привели в своей монографии [27] основные научные данные по физике нефтяного и газового пластов, физико-механическим и тепловым свойствам пород-коллекторов нефти и газа. Изложили теоретические основы применения новых методов повышения нефтеизвлечения. Из числа зарубежных ученых - М. Маскет детально рассмотрел физические основы добычи нефти и течение однородных жидкостей в пористой среде (1949 г.), С.Д. Пирсон («Учение о нефтяном пласте») и Дж. Амикс, Д. Басс и Р. Уайтмиг («Физика нефтяного пласта», 1962 г.).

Большой научный вклад в проектирование систем разработки нефтяных месторождений, методов контроля и регулирования внесли: Б.Т. Баишев, Ю.П. Борисов, Г.Г. Вахитов, В.Е. Гавура, И.С. Ерофеев, Ю.П. Желтов, С.А. Жданов, М.М. Иванова,

A.П. Крылов, Н.Н. Лисовский, В.Д. Лысенко, Р.Х. Муслимов, Э.Д. Мухарский, С.А. Оруджев, Б.Ф. Сазонов, М.М. Сатаров, С.А. Султанов, М.Л. Сургучев, И.П. Чоловский,

B.Н. Щелкачев и многие другие.

Важную роль в научном обосновании и промышленном развитии методов повышения нефтеизвлечения сыграли ученые и практики отечественной нефтяной отрасли: И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев.

A.Т. Горбунов, М.И. Дацик, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, B.C. Колбиков, С.Т. Короткое,

B.И. Кудинов, В.М. Малюгин, Р.Х. Муслимов, К.А. Оганов, Л.М. Рузин, Э.Б. Чекалюк и ДР

Известно, что за последние 20-30 лет из всех известных тепловых, химических, газовых и гидродинамических методов воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения нефтеизвлечения из недр в мировой и отечественной практике разработки месторождений наибольшее развитие получили тепловые методы. Убедительное подтверждение этому приведено в докладе: «Развитие технологий увеличения нефтеотдачи пластов» на 1-й Международной конференции [56]. Указано, что в 2000 г. в США промышленно освоены: 86 проектов тепловых методов (в т. ч. закачки теплоносителя - 80), 63 проекта нагнетания СОг со смешивающимся вытеснением нефти и 10 проектов химических методов. Добыча нефти за счет методов составила 43,4 млн.т., в том числе за счет тепловых около 56% и около 44% - от закачки СОг- Такая же картина наблюдается и по другим странам мира с превалирующим развитием тепловых методов.

Теоретическим и экспериментальным исследованиям теплового воздействия на пласт и процессам неизотермической фильтрации нефти в пластовых средах посвящены работы [1, 3, 7, 19, 20, 22, 32, 33, 35, 44, 49, 53, 54, 55, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 81, 82 и др.]. Исследованиям подвергались неизотермические процессы, протекающие в пластовых средах, при принципиально различных по физической и термогидродинамической сущности технологиях воздействия. При нагнетании высокотемпературного теплоносителя (пара или горячей воды) с поверхности и при создании очага горения в призабойной зоне нагнетательной скважины с последующим перемещением фронта горения по нефтенасыщенному пласту.

Большой вклад в области теоретических исследований вложили отечественные ученые: И.Д. Амелин, А.А. Боксерман, Н.В. Зубов, В.А. Кочешков, Г.Е. Малофеев, Н.Н. Непримеров, К.А. Оганов, Н.Л. Раковский, Л.И. Рубинштейн, А.Г. Тарасов, Э.Б. Чекалюк и др.

В основе всех теоретических исследований лежали теории многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом фазовых переходов и внутрипластовых физико-химических реакций. При тепловом воздействии на пласт происходит одновременное наложение положительных эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия. Изменение природного теплового режима пласта существенно изменяет его фильтрационные характеристики: увеличение подвижности нефти за счет уменьшения ее вязкости и структурно-механических свойств, повышение капиллярной пропитки низкопроницаемых разностей коллекторов и как следствие увеличение коэффициентов вытеснения и охвата воздействием и конечного нефтеизвлечения.

Успешной реализации научных достижений в практике разработки месторождений высоковязкой нефти посвящены работы [4, 5, 6, 8, 10, 13, 15, 16, 17, 18, 25,26, 30,31,39,40,45 и др.].

Большой вклад в области промышленного внедрения и совершенствования тепловых технологий вложили отечественные ученые и практики: И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, Н.К. Байбаков, А.Д. Бичкевский, Е.И. Богомольный, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, М.И. Дацик, Р.Н. Дияшев, В.А. Иванов, B.C. Колбиков, В.И. Кудинов, В.М. Малюгин, К.А. Оганов, J1.M. Рузин, Э.Б. Чекалюк, и др.

В области совершенствования технологий нагнетания теплоносителя особое место занимают достижения, связанные с переходом от систематической закачки теплоносителя в пласт к созданию тепловой оторочки с последующим проталкиванием ее холодной водой (создатели технологии Чекалюк Э.Б. и Оганов К.А.), переход от систематической закачки теплоносителя и холодной воды в пласт к импульсно-дозированным процессам воздействия (Кудинов В.И., Колбиков B.C., Зубов Н.В., Малюгин В.М.) и введение в основу тепловых технологических процессов понятия «Эффективная температура» (Колбиков B.C., Кудинов В.И.).

В области совершенствования технологий внутрипластового горения - создание модификаций влажного и сверхвлажного внутрипластового горения (Боксерман А.А., Амелин И.Д.).

Цель диссертационной работы - повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на основе совершенствования и промышленного внедрения ресурсо- и энергосберегающих технологических процессов теплового воздействия на пласт, совершенствование методов анализа и контроля за разработкой нефтяных месторождений. В качестве примера выделяются объекты с высоковязкой нефтью и глубокопогруженные залежи нефти, представленные сложным структурно-неоднородным строением нефтесодержащих коллекторов.

В диссертационной работе раскрывается физическая сущность целого ряда созданных в РФ и промышленно апробированных на Гремихинском нефтяном месторождении (Удмуртская Республика) нетрадиционных тепловых технологий, отличающихся не только высокой технологической эффективностью, но и ресурсо- и энергосбережением. Проанализированы некоторые особенности изучения фильтрационной характеристики сложных коллекторов и состояния разработки глубокопогруженной залежи нефти аптских отложений нижнего мела Старогрозненского месторождения.

Задачи, решаемые исследованиями диссертации:

На примере разработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения:

На примере разработки аптекой залежи нефти нижнего мела Старогрозненского месторождения:

Научная новизна:

1. Теоретически обосновано (с проведением термогидроди- намических исследований процессов вытеснения нефти теплоносителем из неоднородных пластовых систем) и экспериментально подтверждено, что теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП), в основе которого лежит принцип циклической закачки теплоносителя и холодной воды в фонд добывающих и нагнетательных скважин, как единого технологического процесса, позволяет получить высокий охват (близкий к 100%) коллекторов тепловым воздействием и вытеснением элемента разработки.

3. Предложен новый принцип интерпретации нелинейных индикаторных диаграмм типа q = f(AP) гидродинамических исследований скважин при установившихся отборах, вскрывающих коллекторы сложной неоднородной структуры по пористости и проницаемости, позволяющий оценивать фильтрационные характеристики сложнопостороенных неоднородных коллекторов.

Практическое значение исследований и их реализация в промышленности: основные положения диссертационной работы использовались при проектировании систем разработки залежей нефти с внедрением тепловых технологий повышения нефтеизвлечения и при контроле за выработкой запасов нефти на Гремихинском, Старогрозненском и ряде других нефтяных месторождений Краснодарского края и Западной Сибири;

- внедрение рекомендаций диссертационной работы по регулированию режимов теплового воздействия и контролю за выработкой запасов нефти на Гремихинском месторождении позволили получить достаточно высокую гидродинамическую и технико-экономическую эффективности;

- рассмотренные тепловые технологии носят прямой прикладной характер для широкого круга месторождений высоковязкой нефти с учетом соответствующих геологических критериев,

- «Карты разработки» нового типа, отражающие состояние распределения выработки запасов нефти по площади месторождения, динамику обводнения фонда добывающих скважин и состояние балансирования отбора и закачки агента в пласт являются важными документами контроля за разработкой любого нефтяного месторождения.

Основные положения разделов диссертационной работы докладывались на технических Советах промышленных предприятий - нефтедобывающих объединений Удмуртии, Краснодарского края, Западной Сибири, Чеченской Республики и др., на Европейских симпозиумах в Москве (1993.г.), Вене (1995 г.), Казани (2003 г.), на Международных научно-практических конференциях в п. Шепси (1997 г.) Краснодарского края, Томске (2000 г.), г. Анапе (2001, 2003 г.г.) Краснодарского края.

Основные фрагменты исследований диссертационной работы публиковались в отраслевой периодической печати (17 статей) и в зарубежной печати (труды Европейских симпозиумов - 3 доклада), защищен один патент на изобретение в соавторстве.

При выполнении диссертационной работы неоценимую помощь оказывал научный руководитель доктор технических наук Александр Рубенович Гарушев, за что автор выражает ему свою глубокую признательность и благодарность. Всесторонние консультации автор получал от видных ученых и производственников нефтяной отрасли: д.т.н. Кудинова В.И., д.т.н. Басниева К.С., д.т.н. Жданова С.А., д.т.н. Боксермана А.А., д.г-м.н. Ивановой М.М., к.т.н. Колбикова B.C., к.т.н. Богомольного Е.И., д.т.н. Вартумяна Г.Т., к.т.н. Джалалова К.Э., к.т.н. Соловьевой В.Н., к.г-м.н Бичкевского А.Д., Дацика М.И., Малюгина В.М., Ихаева Б.А. и многих других. Результаты консультативных обсуждений проблемных вопросов разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти существенно повлияли на содержание диссертации. Всем специалистам автор выражает свою глубокую благодарность.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Колбикова, Валентина Викторовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании обобщения результатов научных публикаций, анализа опытно-промышленных и промышленных работ на месторождениях разработаны научно-обоснованные технологические решения эффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Основное внимание уделено объектам с высоковязкой нефтью и глубокозалегающим объектам со сложной неоднородной структурой коллекторов на примере Гремихинского и Старогрозненского месторождений:

4. Анализ состояния обводнения добывающих скважин, позволил оценить количественную принадлежность попутно добываемой воды - к водам агента воздействия или водам природного водонапорного бассейна Дня оперативного решения такой задачи разработана и рекомендуется для применения специальная графическая номограмма

7. Все методические разработки и технологические решения, приведенные в диссертации, использованы при составлении проектов разработки нефтяных месторождений и авторском надзоре за состоянием их разработки (Гремихинское, Старогрозненское, СевероНефтяное, Чатылькинское и др.). Все разработки одобрены научно-техническими советами ОАО «РосНИПИтермнефть» и производственными объединениями: Удмуртнефть, Грознефтегаз, Краснодарнефтегаз, Пурнефтегаз и др.

Все отмеченные выше результаты исследований составляют научную новизну диссертационной работы.

Полученные результаты исследовательских работ публиковались в отечественной и зарубежной научно-технической печати и докладывались на научно-практических отраслевых конференциях РФ и на международных симпозиумах.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Колбикова, Валентина Викторовна, Краснодар

1. Аббасов А.А. Влияние состава нефтей на полноту вытеснения их горячим агентом./ Аббасов А.А., Касимов Ш.А, Таиров Н.Д. // Нефтяное хозяйство. 1996. - №1. - С.55-56.

2. Авдонин Н.А. Исследование влияния закачки холодной и горячей воды на температурный режим месторождения Узень./ Авдонин Н.А., Буйкис А.Я., Орлов B.C. / Труды./ ВНИИ. 1967. - Вып. 50: Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. - С.253-266.

3. АлишаевМ.Г. Об эффективности теплопроводности пористой среды, насыщенной однородной жидкостью.// Нефтяное хозяйство. 1983. - №5. - С.35-36.

4. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение. М.: Недра, 1980. -230 с.

5. Амелин И.Д. Осуществление процесса внутрипластового горения на месторождении Павлова Гора./ Амелин И.Д., Сергеев А.И., Гейхман Г.М. // ВНИИОЭНГ. 1972. - 65 с.

6. Аметов И.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей./ Аметов И.М., Байликов Ю.Н.,

7. Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. М.: Недра, 1985. - 205 с.

8. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическимиметодами. М.: Недра, 1995.- 314 с.

9. Антониади Д.Г. Настольная книга по термическим методам добыч нефти./ Антониади

10. Аржанов Ф.Г. Термические методы воздействия на нефтяные пласты: Справочное пособие./ Аржанов Ф.Г., Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г., Бекух И.И.1. М.: Недра, 1995.-192 с.

11. Баишев Б.Т. Функция распределения проницаемости и учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяных месторождений.// Труды / ВНИИ. 1960.-Вып.ХХУШ: Разработка нефтяных залежей и гидродинамика пласта. - С. 39-66.

12. Байбаков Н.К. Термоинтенсификация добычи нефти./ Байбаков Н.К., Брагин В.А., Толстой И.В. М.: Недра, 1971.- 280 с.

13. Байбаков Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений./ Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. М.: Недра, 1988.- 343 с.

14. Байбаков Н.К. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом./ Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-181 с.

15. Боксерман А.А. Основные направления развития технологий тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.// Термические методы повышения нефтеотдачи пластов.: сб. науч. тр. / Межотраслевой науч.-тех. комплекс Нефтеотдача. М.: Наука, 1990.-С. 25-35.

16. Боксерман А.А. Геолого-физические критерии выбора объектов для применения тепловых методов разработки нефтяных месторождений./ Боксерман А.А., Додонова И.А., Раковский Н.Л. // Геология нефти и газа. 1976. - №10.- С. 21-27.

17. Боксерман А.А. Разработка нефтяных месторождений путем нагнетания в пласт пара./ Боксерман А.А., Кузьмина М.В.// Разработка нефтяных и газовых месторождений. Итоги науки и техники. Серия Горное дело. М.: 1968. С. 5-77.

18. Боксерман А.А. Закономерность вытеснения нефти паром в сочетании с заводнением в слоисто-неоднородных пластах./ Боксерман А.А., Оноприенко А.В. // Нефтяное хозяйство. 1983. - №7. С. 32-35.

19. Боксерман А.А. Расчеты процесса вытеснения нефти горячей водой из пористой среды./ Боксерман А.А., Шалимов Б.В., Якуба С.И.// ВНИИОЭНГ. -1971. С

20. Борисов Ю.П. Интерпретация кривых гидродинамического исследования продуктивных пластов в случае их неоднородности по площади.// Труды./ ВНИИ. -1959.- Вып.Х1Х: Разработка нефтяных месторождений и подземная гидродинамика. С. 146-151.

21. Бурже Ж, Термические методы повышения нефтеотдачи пластов./ Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. М.: Недра, 1989. - 422 с.

22. Волков И.А. К вопросу об упругом режиме фильтрации в трещиновато-пористой среде.// Сборник научных трудов./ Ленинградский инженерно-строительный институт. -Л.,1964. С.87-98.

23. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений.- М.: Недра, 1995.-494 с.

24. Гарушев А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоко вязких нефтей./ ВНИИОЭНГ. Серия добыча. 1973.- 88 с.

25. Гарушев А.Р. Кубань колыбель нефтяной и газовой промышленности России./ Краснодар: Сов. Кубань, 1999. - 368 с.

26. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта./ Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. М.: недра, 1982. - 311 с.

27. Губкин И.М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975.- 384 е.

28. Джавадян А.А. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации./ Джавадян А.А., Гавура В.Е.// Нефтяное хозяйство. 1993. - №10. С. 6-13.

29. Джавадян А.А. Научно-технический прогресс в нефтяной промышленности России./ Джавадян А.А., Гавура В.Е.// Проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса. М., 1994. С.31-39.

30. Дубов В.И. Некоторые особенности добычи нефти с применении тепловых методов. Дубов В.И., Жданов С.А., Хомутов В.И.// ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1970 - Вып. 17.- С.39-43.

31. Дубов В.И. Особенности вытеснения нефти оторочкой пара. /Дубов В.И., Кочешков В.А., Лисицын В.М.// Нефтяное хозяйство. 1972.- №9. - С. 39-43.

32. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1956. -363 с.

33. Кочешков В.А. Исследование влияния различных факторов на процесс вытеснения нефти теплоносителями./ Кочешков В.А., Хомутов В.И., Лисицын В.М.// Научно-технический сборник по добыче нефти./ ВНИИ. -1971. Вып.41. -С. 99-108.

34. Кочешков В.А. О коэффициенте вытеснения нефти повышенной вязкости горячей водой./ Кочешков В.А., Тарасов А.Г. // Нефтепромысловое дело. 1976. - №8. - С. 4345.

35. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений./ Крылов А.П., Глоговский М.М., Муравьев И.М. Л.:Гостоптехиздат, 1948. 416 с.

36. Кристиа Н. Подземная гидравлика: перевод с румынского./ Бан Акош; ред. В.П. Пихатовский.- М.: Гостоптехиздат, 1962. 491 с.

37. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ, 1996. - 283 с.

38. Кудинов В.И. Пути дальнейшего совершенствования разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти./ Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Колбиков B.C., Волкова В.В.// Материалы межрегиональной научно-практической конференции. -Ижевск, 1995. С.57-63.

39. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов./ Кудинов В.И., Сучков Б.М.- М.: Недра, 1994. 233 с.

40. Кудинов В.И. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах./ Кудинов В.И., Желтов Ю.В., Малофеев Г.Е. М.: Нефть и газ, 1997.-256 с.

41. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов добычи нефти.- США, Хьюстон, 1998.- 287 с.

42. Кудинов В.И. Исследование гидротермодинамических процессов при различных технологиях нагнетания теплоносителя в пласт./ Кудинов В.И., Колбиков B.C., Волкова В.В. // Нефтепромысловое дело. 1993. - №8. С. 9-12.

43. Кудинов В.И. Промышленное развитие высокоэффективных технологий теплового воздействия на Гремихинском месторождении Удмуртии./ Кудинов В.И., Колбиков B.C., Волкова В.В. // Нефтепромысловое дело. 1993. - №10. - С. 7-12.

44. Курочкина Н.П. Нефть Удмуртии. Ижевск, 2001.- 125 с.

45. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1965.-488 с.

46. Майдебор В.Н. Особенности исследования залежей нефти в мощных трещиноватых коллекторах. // Нефтепромысловое дело. 1959. - №3.- С. 50-55.

47. Малофеев Г.Е. Потери тепла в кровле и подошве при закачке в пласт горячей воды.// Нефть и газ. 1959. - №5. - С. 37-43.

48. Мамуна В.Н. Вязкость нефти в пластовых условиях.// Труды./ ВНИИ. -1956. -Вып. VIII.

49. Маскет М. Физические основы добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953.- 608 с.

50. Мирчинк М.Ф. Нефтепромысловая геология. М.: Гостоптехиздат, 1946.-360 с.

51. Муслимов Р.Х. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана. Муслимов Р.Х., Мусин К.М., Мусин М.М. Казань: Новое знание, 2000. - 226 с.

52. Непримеров Н.Н. Особенности теплового поля нефтяного месторождения./ Непримеров Н.Н., Пудовкин М.А., Марков А.И. Казань, 1968.

53. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М.: Недра, 1967. -204 с.

54. Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей./ Сборник докладов 3-й Международной конференции.// Анапа, Краснодарский край, 24-28 сентября 2001. Краснодар: Советская Кубань. 2002. - 414 с.

55. Патент № 2084618 Российская Федерация, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Кудинов В.И., Дацик М.И., Колбиков B.C. и др.; заявитель и патентообладатель АО «Удмуртнефть» 96101064; заявл. 29.01.96; опубл. 20.07.97, Бюл. № 20. -11 с.

56. Патент № 1365779 Российская Федерация, Способ разработки залежи высоковязкой нефти / Кудинов В.И., Колбиков B.C. и др.; заявитель и патентообладатель Кудинов В.И. № 4005203; заявл. 10.11.85; опубл. 18.05.93.

57. Патент № 2153066 Российская Федерация, Способ разработки высоковязкой нефти / Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Колбиков B.C. и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Удмуртнефть» 99122646; заявл.28.10.99; опубл.20.07.2000, Бюл.№20.-14с.

58. Патент № 2067165 Российская Федерация, Е 21 В 43/20, 43/24. Способ разработки нефтяного месторождения / Кудинов В.И., Колбиков B.C. и др.; заявитель и патентообладатель АООТ «Удмуртнефть» № 92013770; заявл. 23.12.92; опубл. 27.09.96, Бюл. № 27.-19 с.

59. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиздат, 1956. - 331 с.

60. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 569 с.

61. Пудовкин М.А. Приближенные формулы для определения элементов термозаводнения (при внутриконтурном заводнении). / ВНИИОЭНГ. -М. 1967.

62. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. -М.: Гостоптехиздат, 1961. 387 с.

63. Раковский H.J1. Методика определения потерь тепла в нагнетательных скважинах при закачке в пласт теплоносителя.// Труды./ ВНИИ. 1970.- Вып. 55: Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта.- 240 с.

64. Раковский H.J1. Определение коэффициента охвата по площади при вытеснении нефти из пласта теплоносителями./ Раковский H.JL, Тарасов А.Г.// Труды./ ВНИИ. 1973. -Вып. 45: Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. - 180 с.

65. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра, 1972. - 210 с.

66. Рубинштейн Л.И. Расчеты неизотермической нефтеотдачи многослойных пластов. / Рубинштейн Л.И., Авдонин Н.А., Белоглазов К.С., Буйкис А.А.// Труды./ ВЦ. 1970. -Вып.4. - 190 с.

67. Справочная книга по добыче нефти.- М.: Недра, 1974.- 704 с.

68. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968. - 301 с.

69. Сургучев М.Л. Эффективность современных методов разработки нефтяных залежей.-Куйбышев, 1962. 92 с.

70. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта./ Материалы Всесоюзного совещания, г. Москва, 8-10 апреля 1969 г. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.-324 с.

71. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость нефтяных коллекторов. М.: Гостоптехиздат, 1946.

72. Уголев B.C. Термические методы в добыче нефти./ Уголев B.C., Мусинов В.И. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 107 с.

73. Чекалюк Э.Б. Тепловые методы повышения нефтеотдачи нефтяных залежей./ Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. Киев, Наукова думка, 1979. - 208 с.

74. Чекалюк Э.Б. Способ тепловой обработки нефтяного пласта./ Чекалюк Э.Б., Оганов К.А., Снарский А.Н. // Авторское свидетельство,и№330243 с приоритетом от 11.06.53.

75. Чернов Б.С. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов./ Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. М.: Гостоптехиздат, 1960.

76. Хисамов Р.С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием./ Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - 290 с.

77. Шейнман А.Б. Потери тепла в стволе скважины при нагнетании в пласт горячей воды./ Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. М.: Недра, 1964.

78. Шейнман А.Б. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти./ Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. М.: Недра, 1969. -256 с.

79. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме.- М.: Гостоптехиздат, 1959.-467 с.

80. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. / Часть 1,1995.-586 с.

81. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. / Часть 2, 1995.-493 с.

82. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика./ Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. -М.: Гостоптехиздат, 1949. 726 с.

83. Kudinov V.I. New Cyclic Technology for Thermal Treatment of Complicated Formations.

Информация о работе

Колбикова, Валентина Викторовна
кандидата технических наук
Краснодар, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы