Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах на основе гидродинамического моделирования

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах на основе гидродинамического моделирования"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

на правах рукописи УДК 622.276.6

00345047В МАСЛЕННИКОВА ЛЮБОВЬ ВАДИМОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

3 О о::т 2::з

Москва - 2008

003450476

Диссертационная работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина

Научный руководитель:

Кандидат технических наук, доцент Т.Б. Бравичева Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор А.И. Ермолаев

Кандидат технических наук Н.Д. Кузьмичев

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН

Защита состоится « ¿г»MJ4U 200¿/г. ъ^Ь часов ауд. т на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разосла!

Ученый секретарь

Диссертационного Совета, _ _

д.т.н., проф. <.-<-0-Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность

Значительная доля запасов углеводородов сосредоточена в нефтяных оторочках нефтегазовых месторождений, которые составляют около трети от общих запасов. Среди них существенная доля приходится на карбонатные коллектора, причем значительная часть балансовых запасов углеводородов может содержаться в низкопроницаемых норовых блоках матрицы (Ардалинское, Белокаменное, Тенгизское, Варандейское, Торавейское, Верхнечонское, Юрубчено-Тохомское, Арчинское, Оренбургское и др. месторождения). Это необходимо учитывать при гидродинамическом моделировании с целью принятия технологических решений.

Опыт разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах свидетельствует, что в ряде случаев как при упруго-газо-водонапорном режиме разработки, так и при поддержании пластового давления по стандартным схемам регулирования процесса заводнения, выработка поровых блоков реализуется не в полной мере, что приводит к низким коэффициентам извлечения нефти (порядка 25 %).

Карбонатные коллектора имеют исключительно сложные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), которые не поддаются уверенному изучению геофизическими и лабораторными методами. Вместе с тем, во многих случаях при гидродинамических расчетах используют эквивалентную поровую модель, фильтрационно-емкостные свойства которой осредняются по пустотному пространству, вследствие чего недостаточно полно учитывается степень реализации фильтрационных процессов, в первую очередь, обмен флюидами между низкопроницаемой матрицей и трещинами. Попытка учета особенностей ФЕС осуществляется при использовании модели двойной пористости/проницаемости, в которой, несмотря на упрощение реальной модели пласта, возможно более полно учесть механизмы выработки обоих сред (трещин и поровых блоков).

На сегодняшний день выбор модели производится по величине комплексного параметра - безразмерное время запаздывания скорости перераспределения давления в средах, который позволяет учесть не все фильтрационно-емкостные н физические свойства системы, существенные при гидродинамических расчетах. Это приводит к недостаточно полному учету комплексного влияния гидродинамических, капиллярных, гравитационных и деформационных сил. Промысловый опыт разработки показывает, что при значениях указанного параметра, соответствующих поровой модели, фактическая динамика разработки характеризует особенности коллектора с двумя видами пустот. В результате, принятые технологические решения при расчетах по поровой модели приводят к низким фактическим коэффициентам извлечения нефти. Кроме того, при расчетах на полномасштабных моделях (большие гидродинамические ячейки) не представляется возможным оценить влияние деформационных процессов, а также изменения газонасыщенности пластов при разработке нефтяных оторочек.

Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на выявление закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на текущие и конечные технологические показатели разработки при гидродинамическом моделировании для повышения эффективности разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах.

Цель работы

Разработка методических основ исследования закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на показатели разработки при гидродинамическом моделировании с целью увеличения степени реализации механизмов фильтрации при проектировании и регулировании разработки карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками.

Основные задачи исследований

1. Анализ опыта разработки карбонатных коллекторов на естественных водо-газонапорных режимах и при заводнении.

2. Обобщение лабораторных и промысловых методов изучения фильтрационно-емкостных свойств и механизмов извлечения нефти карбонатного коллектора, определяющих расчет показателей разработки при гидродинамическом моделировании порово-трещинного коллектора.

3. Разработка методики воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин.

4. Исследование степени реализации механизмов фильтрации в карбонатных коллекторах на основе гидродинамического моделирования для обоснования технологии разработки нефтяных оторочек при заводнении.

5. Выявление закономерностей влияния фильтрационно-емкостных параметров и физических свойств системы пласт-флюид на текущие и конечные технологические показатели разработки с целью повышения эффективности разработки нефтяных оторочек.

6. Обоснование рациональных режимов работы скважин с учетом комплексного влияния физических процессов, протекающих при разработке нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах.

7. Разработка рекомендаций по повышению эффективности разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах с использованием горизонтальных скважин (ГС).

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на результатах обобщения теоретических, экспериментальных и промысловых исследований особенностей фильтрационных процессов в карбонатных коллекторах, использовании современных методов

математического моделирования процессов фильтрации жидкостей, методах математической теории эксперимента.

Научная новизна

На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты.

1. Выявлены закономерности влияния проницаемости и пористости системы трещин и матрицы, зависимостей проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления, анизотропии проницаемости, капиллярного давления поровых блоков в системе нефть-вода, как существенных при гидродинамических расчетах, на текущие к конечные технологические показатели разработки, обусловленные степенью реализации механизмов выработки. При этом показано, что основное влияние оказывают проницаемость и пористость системы трещин и матрицы. Так, для высокопроницаемой подгазовой зоны при жестко-водонапорном режиме с пористостью матрицы 10 % изменение проницаемости матрицы с МО'3 до 5*10'3 мкм2 приводит к увеличению КИН на 5 % (с 21,5 до 26,4 %).

2. Получены количественные закономерности влияния гидродинамических градиентов на обмен флюидами между низкопроницаемой матрицей и трещинами; причем снижение гидродинамических градиентов во всех случаях приводит к активизации обмена. Так, показано, что в случае высокопроницаемой подгазовой зоны (пласт Рифей Юрубчено-Тохомское месторождение) при ограничении на приемистость, равном 35 % от отбора жидкости, КИН может быть увеличен в 1,4 раза.

3. Обоснованы границы использования эквивалентной поровой модели и модели двойной пористости карбонатного коллектора с низкопроницаемой матрицей для различных технологий разработки, основанные на выявленных закономерностях. При этом показано, что при разработке подгазовой зоны модель порового коллектора недостаточно полно учитывает комплекс процессов, в т.ч. изменение насыщенностей фазами, что приводит к завышению отрицательного влияния конусообразования. При отсутствии гидродинамической связи между газовой и нефтяной частью в интервале проницаемости карбонатного коллектора от 40М0"3 до 15*10'3 мкм2 для прогнозирования конечных КИН возможно использование обеих моделей карбонатного пласта.

Связь диссертационной работы с плановыми исследованиями

Работа выполнялась в рамках научно-исследовательских работ, выполняемых на кафедрах «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» и «Разработки и эксплуатации газовых месторождений» Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина по темам: «Создание методического обеспечения применения современных технологий повышения эффективности и эксплуатации морских месторождений

РФ», «Методика выбора рациональных вариантов разработки нефтяных оторочек газоконденсатных залежей».

Степень достоверности результатов проведенных исследований

Достоверность результатов проведенных исследований основывается на:

1) обобщении теоретических и экспериментальных исследований особенностей процессов фильтрации в карбонатных коллекторах;

2) результатах математического эксперимента при гидродинамическом моделировании, полученных при наиболее полном учете физических процессов, протекающих при разработке нефтяных оторочек карбонатных коллекторов;

3) результатах адаптации гидродинамических моделей как по истории разработки, так и при воспроизведении данных гидродинамических исследований скважин с достаточной сходимостью расчетных параметров.

Практическая значимость

Разработанные научно-методические основы исследования закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на показатели разработки при гидродинамическом моделировании карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками могут быть использованы при проектировании и управлении разработкой.

Разработана методика воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин. При этом показано, что основными адаптационными параметрами являются трещинные ФЕС, в т. ч. зависимость проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления. Даны оценки параметров зависимостей трещинной проницаемости от эффективного давления, которые могут быть использованы при прогнозировании показателей разработки нефтяной оторочки пласта Рифей.

Получены рекомендации по регулированию разработки для различных типов карбонатного пласта Рифей Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения, основанные на снижении гидродинамических градиентов, направленных на активизацию обмена между низкопроницаемой матрицей и трещинами.

Разработаны рекомендации по повышению эффективности разработки подгазовых зон с использованием ГС (профиль, длина, степень вскрытия продуктивного пласта, режимы работы скважин), которые могут быть использованы для условий, близких к низкопроницаемым областям пласта Рифей.

Апробация работ

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 6-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, Россия, 2005г; 7-й Всероссийской научно-

технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2007г; Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», Москва, 2007г; научном семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации

По материалам работы опубликованы 2 статьи и 3 тезиса докладов на всероссийских научных конференциях.

Структура и объем работ

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы.

Диссертация выполнена на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Автор выражает искреннюю благодарность за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы своему научному руководителю Бравичевой Т.Б. Свою признательность автор выражает проф. Мищенко И.Т., проф. Ермолаеву А.И., проф. Михайлову H.H., проф. Палий А.О., Трегубову МП., Орлову И.Р., а также коллективу кафедры РиЭНМ за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки работы.

Содержание работы

Во введении приводится общая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи исследования. Охарактеризована научная новизна и основные защищаемые положения.

Первая глава содержит описание особенностей геологического строения и геолого-физическую характеристику карбонатных коллекторов; анализ опыта разработки карбонатных коллекторов; обобщение лабораторных и промысловых методов изучения фильтрационно-емкостных свойств карбонатного коллектора. Проведено обобщение особенностей фильтрации и механизмов извлечения запасов нефти в трещинных карбонатных коллекторах с учетом энергетического состояния залежи на основе лабораторных и промысловых данных. Исследованы основные подходы к моделированию карбонатного коллектора. Поставлены задачи исследования и обоснована цель диссертации.

Исследованиям фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах посвящены труды большого количества ученых, среди них можно выделить: Р.Г. Абдулмазитова, К.Б. Аширова, Г.И. Баренблатта, Г.Г. Вахитова, В.Д. Викторина, A.B. Гавуры, Т.Д. Голф-Рахта, Р.Г. Гапеева, А .Т. Горбунова, Р.Н. Дияшева, С.О. Денка, В.М. Ентова, 10.П. Желтова, С.Н. Закирова, P.P. Ибатуллина, В.И. Колганова, И.Н. Кочиной, H.A. Лыкова, В.Д. Лысенко, В.Н. Майдебора, Р.Х. Муслимова, Ю.М. Молоковича, Е.С. Ромма, В.М. Рыжика, М.Л. Сургучева, Г.И. Теодоровича

Р.Т. Фазлыева, P.C. Хисамова, Н.И. Хисамутдинова, A.B. Черницкого, В.Н. Щелкачева, K.N. Coats, Van Everdingen A.F., Hurst W., Katz D.L., Mattax C.C..

В работах Г.И. Баренблатта, Ю.П. Желтова, И.Н. Кочиной был введен параметр обмена (расхода) между матрицей и трещинами, зависящий от следующих параметров: разности давлений в блоках и трещинах; размера и проницаемости блоков; вязкости жидкости и ее плотности; коэффициента, характеризующего геометрию среды (предполагается, что имеет место квазистационарный переток из матрицы в трещину). Дальнейшее уточнение обмена флюидами связано с учетом проницаемости трещин, относительной проницаемости и объемного коэффициента фильтрующейся фазы.

Исследованы современные подходы, используемые при гидродинамическом моделировании карбонатных коллекторов.

Стандартный подход при гидродинамическом моделировании предполагает построение осредненной по поровому пространству модели карбонатного коллектора. Вторичная емкость модулируется увеличением коэффициента эффективной сжимаемости. Адаптация модели производится модификацией зависимостей относительных фазовых проницаемостей. Для более адекватного представления сложнопостроенного коллектора возможно исследование анизотропии проницаемости как в вертикальном направлении, так и по простиранию. Особенно это важно при применении технологии разработки с использованием горизонтальных скважин, что актуально при разработке нефтяных оторочек.

Другой подход основан на использовании концепции двойной пустотности (трещин и поровых блоков матрицы), причем каждая из сред характеризуется своей проницаемостью и пористостью (модель двойной пористости/проницаемости). Предполагается обмен флюидами между блоками матрицы и трещинами. Среда, моделирующая трещины, обычно характеризуется более высокой проводимостью, но обладает малой емкостью. Матрица, как правило, имеет более высокую пористость и низкую проницаемость. Считается, что фильтрация происходит по системе трещин, а матрица в свою очередь питает сеть трещин. Данная модель позволяет более полно учитывать особенности фильтрационных процессов. Вместе с тем это всего лишь приближение к реальному сложнопостроенному коллектору. Адаптация модели производится в т. ч. по параметру обмена флюидами между матрицей и трещинами.

При построении модели двойной пористости необходимы данные фильтрационно-емкостных свойств матрицы и трещин, в т.ч. размеры поровых блоков, а также обмен между указанными средами.

Для оценки указанных параметров разработаны методики интерпретации гидродинамических исследований скважин (ГДИС) как при установившемся, так и при неустановившемся режимах, которые позволяют оценить трещинные параметры (модели Каземи, Уоррена-Рутта, Когяхова - установившийся режим), а также параметры обеих сред (модели Уоррена-Рутта, Котяхова, Полларда - в неустановившемся режиме). Основным

недостатком данных методик является тот факт, что модели интерпретации не в полной мере учитывают обмен флюидами между матрицей и трещинами.

Показано, что при использовании модели двойной пористости требуется значительно больший объем исходных данных по геологическим особенностям и физическим свойствам системы. Это требует дополнительных исследований, которые не всегда имеют высокую надежность. Кроме того, модель двойной пористости требует значительных затрат процессорного времени и объемов оперативной памяти, а также, в ряде случаев, может возникать нарушение сходимости численных алгоритмов. Однако использование эквивалентной поровой модели не позволяет учесть особенности фильтрационных процессов, что значительно снижает достоверность гидродинамических расчетов при обосновании технологии разработки.

Показано, что до настоящего времени не существует надежных методик выбора модели карбонатного коллектора при гидродинамическом моделировании. Так, в работе Викторина В.Д. и Лыкова H.A. (основная по данному направлению) предлагается использование безразмерного времени запаздывания скорости перераспределения давления (т), которое зависит от вязкости пластовой жидкости, упругоемкости поровых блоков, густоты трещин и проницаемости поровых блоков. Минимальное значение т для карбонатного коллектора с двумя видами пустотности равно 0,1. Следовательно, при т > 0,1 процесс перераспределения пластового давления в порово-трещинном коллекторе и другие процессы будут характеризоваться опережающим ростом (падением) пластового давления и вытеснением нефти из системы трещин по сравнению с окружающей поровой средой. Напротив, при значениях т < 0,1 все процессы в порово-трещинном коллекторе будут протекать примерно так же, как в поровом коллекторе. В результате обобщения промыслового опыта разработки и расчетов, проведенных автором, показано, что при величине т < 0,1 в ряде случаев имеется существенное различие динамики показателей разработки, полученное по обеим моделям.

Наиболее широка нефтяные оторочки в карбонатных коллекторах представлены в Томской, Пермской, Самарской и Саратовской области, Оренбургско-Актюбинском Приуралье, Башкортостане, Дагестане, на Сибирской платформе и в других регионах нашей страны.

Опыт разработки показывает, что принятые в отечественной нефтедобыче технологии разработки карбонатных коллекторов недостаточно полно учитывают специфику фильтрационных процессов, таких как обмен между трещинами и матрицей, а также деформационные процессы. Это приводит к низким коэффициентам извлечения нефти (КИН). Так, при разработке залежей в указанных выше регионах используются разбуривание месторождений уплотненными сетками скважин, форсированные темпы отборов нефти при реализации жестко-водонапорного режима. Средний КИН колеблется от 20 до 30%. Такие низкие значения могут быть связаны с тем, что при больших гидродинамических градиентах давления режим дренирования низкопроницаемых поровых блоков практически не реализуется,

что приводит к уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением вследствие неравномерности выработки сложнопостроенного коллектора.

На основе проведенных ранее теоретических и экспериментальных исследований, выполнен анализ особенностей фильтрационных процессов в нефтяных оторочках карбонатных коллекторов.

Механизмы извлечения нефти из низкопроницаемых лоровых блоков могут быть обусловлены комплексным влиянием гидродинамических, капиллярных и гравитационных сил. Вытеснение нефти из матрицы трещинных коллекторов за счет капиллярных и/или [Гравитационных сил (обусловленных разностью плотностей флюидов) происходит в тех случаях, когда поровый блок, насыщенный нефтью, будет частично или полностью окружен другим флюидом (вода, газ).

В нефтегазовой зоне, когда нефтенасыщенный блок частично или полностью окружен газом, обмен между матрицей и трещинами обусловлен дренированием нефти газом. Эффективность указанного механизма зависит от соотношения капиллярных и гравитационных сил, размеров блоков матрицы. Так, при больших размерах блоков и незначительных капиллярных силах, гравитационные силы могут играть значительную роль; при малой высоте блоков дренирование нефти газом будет происходить только в том случае, если указанные силы будут превосходить капиллярные (так называемое пороговое давление). В противном случае, газ может полностью обходить блок, чего не наблюдается при вытеснении нефти водой.

В нефтяных оторочках пластовое давление близко к давлению насыщения пластовой нефти газом, поэтому в залежи, кроме газонапорного, реализуется режим выделившегося (растворенного) газа. Как показывают расчеты, а также опыт разработки нефтяных оторочек порово-трещинных коллекторов, режим выделившегося газа, вследствие быстрого падения пластового давления и достижения нерентабельных дебитов, является малоэффективным. Коэффициент нефтеизвлечения в этом случае не превышает в среднем 20 %. Поэтому при разработке нефтяных оторочек применяют технологии поддержания пластового давления, в первую очередь, заводнение. Кроме того, при необходимости снижения гидродинамических градиентов, низкой продуктивности скважин, а также возможном образовании конусов применяются технологии разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами.

В заводняемой или водонефтяной зоне могут осуществляться процессы капиллярной пропитки и гравитационного дренирования матрицы (в зависимости от смачиваемости породы, степени изменения капиллярных давлений от водонасыщенности, размеров блоков и др.). Процесс пропитки в порово-трещинном пласте имеет место в случае, когда смачивающая фаза, насыщающая трещины (вода), вытесняет несмачивающую фазу (нефть), насыщающую матрицу. В зависимости от степени контакта фаз (частичное или полное окружение блока), процесс замещения нефти водой будет контролироваться или гравитационными (за счет

разницы удельного веса воды в трещинах и нефти в поровых блоках), или капиллярными силами. Опыт разработки карбонатных коллекторов при наличии гидрофильной низкопроницаемой матрицы показывает, что одним из основных факторов, влияющих на процесс нефтеизвлечения при заводнении, является капиллярная пропитка, роль которой меняется при изменении градиентов давления в пласте.

Следует иметь в виду, что при заводнении оторочек в любом случае имеет место изменение газонасыщенности пласта, особенно в околоскважинной зоне при забойном давлении ниже давления насыщения пластовой нефти газом. При этом также следует учитывать возможность образования газового конуса, приводящего к существенному снижению нефтеотдачи пласта.

Существенным фактором, влияющим на выработку карбонатного коллектора, является зависимость ФЕС от внутрипорового пластового давления. При гидродинамическом моделировании возможен учет указанных зависимостей и их уточнение при воспроизведении рез^ьтатов исследования скважин. Следует иметь в виду, что в случае использования полномасштабной модели всей залежи (крупные ячейки) невозможно учесть изменение ФЕС, насыщенностей фазами, РУТ и др. от внутрипорового пластового давления. Поэтому при гидродинамическом моделировании для повышения достоверности расчетов необходимо предварительное использование подробных (секторных) моделей с целью проведения исследований, результаты которых учитываются впоследствии при обосновании новых и совершенствовании существующих технологий разработки или технологических решений применительно к конкретной залежи. Указанная модель предполагает достаточно подробную сеточную аппроксимацию выбранного элемента (фрагмента) пласта для более точного воспроизведения реальных фильтрационных течемий, а также режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Секторное моделирование находит все большее распространение в теории и практике разработки месторождений нефти и газа. Созданию научных основ секторного моделирования посвящены работы С.Н. Закирова, Р.В. Баишева, Е.В. Теслюка, X. Азиза, Э. Сеттари, А.И. Брусиловского, Р.Д. Каневской и других исследователей.

На основе анализа, проведенного в первой главе, поставлены задачи исследования.

Вторая глава содержит обобщение зависимостей пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления. Разработана методика воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин (ГДИС) с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин, позволяющая уточнить параметры гидродинамической модели, в т.ч. вид и параметры указанных зависимостей.

Проведено научно-методическое обобщение изменения пористости и проницаемости системы от внутрипорового пластового давления, которое позволило выявить основные

зависимости указанных параметров, характерные для карбонатных коллекторов. Так, показано, что при построении гидродинамических моделей наиболее целесообразно использовать экспоненциальные зависимости пористости и проницаемости, а также так называемые двойные экспоненциальные зависимости проницаемости, учитывающие необратимые потери фильтрационных свойств при уменьшении внутрипорового пластового давления. Действительно, в некоторых случаях при снижении пластового давления происходит увеличение коэффициента изменения проницаемости (показатель экспоненты в зависимости проницаемости системы), что свидетельствует о необратимых потерях.

Поэтому повышение достоверности гидродинамических расчетов возможно с учетом указанных деформационных процессов при построении гидродинамических моделей карбонатного коллектора. В соответствии с целями разработана методика воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин в условиях проявления деформационных процессов и роста газонасыщеиности для обоснования режимов работы добывающих скважин. Однако учет деформационных процессов возможен при использовании специальных сеток с небольшим размером ячеек, которые позволяют более точно воспроизвести физические процессы. При построении полномасштабной модели целесообразно провести предварительные расчеты на подробных моделях, которые позволят рекомендовать режимы работы добывающих скважин и затем могут быть использованы для модели всей залежи.

Разработан комплекс взаимосвязанных задач, составляющих методику:

> подготовка, ввод и оценка исходных данных для построения гидродинамических моделей;

> выбор размерностей модели (сеточных блоков основной и измельченной гидродинамической сетки);

> задание вида зависимости проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления и диапазона изменения ее параметров;

> расчет динамики показателей разработки при различных режимах работы скважин;

> выполнение последовательных итераций с уточнением размеров измельченных ячеек и параметров зависимости трещинной проницаемости от внутрипорового пластового давления путем решения обратной задачи.

На основе методики могут быть обоснованы рациональные депрессии добывающих скважин, которые необходимо учитывать при построении полномасштабных гидродинамических моделей.

Построение гидродинамических моделей карбонатного коллектора путем воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин на стационарных режимах работы и данных мониторинга было проведено для условий, близких к Юрубчено -Тохомскому нефтегазовому месторождению (пласт Рифей). Результаты испытаний скважин

свидетельствуют о наличии нескольких типов карбонатного коллектора: имеет место существенное различие продуктивности скважин, а также выпуклость индикаторных диаграмм к оси дебитов, характерные для карбонатных коллекторов. Совместный анализ геолого-геофизических исследований в скважинах и данных ГДИС позволяет выделить три типа карбонатного коллектора, из которых слагается пласт Рифей. При гидродинамическом моделировании карбонатного коллектора наибольший интерес представляет порово-трещинный тип коллектора, который рассматривался в данном случае. В результате расчетов с использованием разработанной методики для данного типа коллектора были получены следующие пределы изменения параметров зависимостей проницаемости от внутрипорового пластового давления.

Показано, что для более продуктивных скважин (до 70 м3/(сут*МПа)) при использовании экспоненциальной зависимости ее параметры находятся в интервале ак е[0,3; 1,4] 1/МПа; двойной экспоненциальной зависимости - аое[0,15; 2,7] 1/МПа, 1/е[0,01, 0,9] 1/МПа. Для менее продуктивных скважин (менее 70 м3/(сут*МПа)) порово-трещинного типа а0 е[0,07; 0,15] 1/МПа и /;е[0,1; 0,9] 1/МПа (двойная экспоненциальная зависимость). При адаптации данных ГДИС имела место хорошая сходимость фактических и расчетных показателей разработки. Полученные зависимости должны быть использованы при построении моделей порово-трещинного коллектора для повышения достоверности гидродинамических расчетов. Кроме того, полученные результаты могут быть использованы при обосновании ограничений по дебитам и забойным давлениям добывающих скважин, которые могут быть рекомендованы для полномасштабной модели.

Третья глава посвящена исследованию особенностей относительного вклада различных механизмов фильтрации при естественных режимах разработки и заводнении. Проведено исследование влияния фнльтрационно-емкостиых параметров и физических свойств системы пласт-флюид, а также режимов работы скважин на текущие и конечные технологические показатели разработки, что позволяет обосновать выбор гидродинамической модели (эквивалентной норовой или двойной пористости). Обоснованы режимы работы и конструкция ГС для ннзкопроницаемых подгазовых зон.

Как описывалось выше, на сегодняшний день выбор модели производится по величине комплексного параметра - безразмерное время запаздывания цкорости перераспределения давления в средах (т), который, как указывалось выше, позволяет учесть не все фильтрационно-емкостные и физические свойства системы, существенные при гидродинамических расчетах.

На основании анализа, проведенного в первой главе, представляется возможным исследовать влияние фильтрационно-емкостных свойств: пористости и проницаемости матрицы и трещин, густоты трещин (размеры блоков), а также физических свойств системы пласт-флюид на текущие и конечные показатели разработки. Кроме того, эти расчеты вызваны необходимостью апробации разработанного подхода к моделированию.

В указанных целях проводились исследования карбонатных коллекторов с различными ФЕС по следующим направлениям: 1 - вытеснение углеводородов энергией законтурных областей (естественный упруго-газоводонапорный режимы (а, б)), 2 - применение заводнения.

При исследовании естественного упруго-газонапорного режима и в случае применения заводнения подгазовой зоны расчетные показатели разработки получены для условий, близких к пласту Рифей Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения. Моделировались фрагменты пласта для различных типов скважин (по данным испытаний) с соответствующими фильтрационно-емкостными и физическими свойствами системы пласт-флюид. В модели двойной пористости использовались данные, полученные на основе геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин. В случае поровой модели расчеты проводились по параметрам, осредненным по поровому пространству; причем в качестве МОФП использовались зависимости, полученные при обобщении промысловых данных.

При моделировании нефтяная часть представлялась слоистой моделью с учетом результатов интерпретации геолого-геофизических исследований скважин. Законтурные области (газовая шапка и водоносный горизонт) задавались совместно с нефтяной частью с параметрами, соответствующими геолого-промысловым особенностям исследуемых месторождений. При расчетах учитывались результаты, полученные при воспроизведении испытаний скважин (2 глава), в т.ч. деформационные процессы и рост газонасыщенности пласта при снижении забойного давления. Деформации учитывались введением зависимостей пористости и проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления. Для учета данных зависимостей все расчеты проводились на подробных гидродинамических моделях фрагментов пластов с использованием локального измельчения основной сетки.

1. Разработка порово-трещинного коллектора на естественных режимах.

Расчеты проводились для высокопроницаемого фрагмента подгазовой зоны: проницаемость трещин 500* 10"3 мкм2, пористость 1 %, размер блоков равен 10 м; проницаемость матрицы варьировались от 1 • 10"3 до 5М0"3 мкм2 и пористость - от 5 до 10 % соответственно; зависимости капиллярного давления в системе нефть-вода для поровых блоков соответствовали пропитке при максимальном значении 1 атм.

а. По результатам расчетов на упруго-газонапорном режиме показана низкая эффективность разработки. Это связано с быстрым падением внутрипорового пластового давления, что приводит к росту газонасыщенности пласта как в случае модели норового коллектора, так и по модели двойной пористости. Следует отметить, что при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом, газонасыщенность околоскважинной зоны по модели двойной пористости коллектора значительно ниже, чем по поровой (вследствие процессов сегрегации и прорыва выделившегося газа в скважину).

б. В случае упруго-водонапорного режима получены высокие значения КИП по модели одинарной и двойной пористости. Следует отметить, что законтурная область но своим ФЕС

обеспечивала низкие гидродинамические градиенты, поэтому поровые низкопроницаемые блоки матрицы в достаточной мере вырабатывались за счет комплексного влияния гидродинамических и капиллярных сил, способствующих переходу нефти в трещины.

Показано, что снижение забойного давления в порово-трещинном коллекторе от 19,5 до 15,5 МПа оказывает положительное влияние на эффективность разработки водонефтяной зоны. Так, при снижении забойного давления с 19,5 до 15,5 МПа нефтенасыщенность матрицы уменьшается на 0,25-0,3 д.ед., при этом гидродинамические градиенты не превышали 0,003 атмУм.

По результатам расчетов получено, что в случае применения поровой модели срок разработки больше в 1,4 раза, а величина конечного КИН - в 1,3 раза.

Показано, что карбонатные коллектора с нефтяными оторочками целесообразно разрабатывать с применением заводнения.

2. Расчеты с применением заводнения проводились для случаев наличия и отсутствия гидродинамической связи с газовой шапкой.

При наличии газовой шапки

Расчеты проводились для условий, близких к пласту Рифей: пористость трещин - 1%; длина блоков составляла 10, 5, 3 и 2 м в соответствии с проницаемостью трещин (500, 100, 50, 30)-10'3мкм2.

Получены существенные различия текущих и конечных показателей разработки по моделям одинарной и двойной пористости:

> безводный период добычи нефти в модели порового коллектора в 2-3 раза больше, чем а модели порово-трещинного коллектора;

> для модели двойной пористости характерен более высокий темп нарастания обводненности продукции с последующей стабилизацией на высоком уровне;

> коэффициент нефтеотдачи в модели двойной пористости больше, чем по модели одинарной пористости.

Анализ результатов расчетов показал, что при наличии газовой шапки в случае применения заводнения в расчетах по поровой модели недостаточно полно учитываются особенности дренирования нефти газом, а также изменение насыщенностей фазами (например, рост газонасыщенности). Так, в поровой модели проявление газового конуса существенно снижает добывные возможности скважин, в то время как в модели двойной пористости осуществляется прорыв газа по высокопроницаемым каналам в скважину (рост газового фактора). ^

Указанные различия получены при реализации жесткого водонапорного режима, причем при уменьшении трещинной и матричной проницаемости, увеличении пористости матрицы степень различия уменьшается.

Следует отметить, что в обеих моделях при использовании вертикальных скважин не

всегда имеют место рентабельные дебиты (вследствие падения пластового давления). Поэтому рекомендуются технологии с применением ГС.

Эффективность технологии заводнения может быть повышена выбором параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. К таким параметрам, в первую очередь, относятся: скорость закачки воды в пласт, ее поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие свойства и др. Проведено исследование влияния капиллярного давления и режимов работы добывающих и нагнетательных скважин на динамику показателей разработки и, в первую очередь, на КИН.

Так, для проницаемости трещин и матрицы равных 500-10° мкм2 и МО"3 мкм2, соответственно, при различных режимах работы нагнетательных скважин, обеспечивающих разный уровень поддержания пластового давления показано следующее.

Обоснованы забойные давления добывающих скважин (19,5 МПа). Показано, что при низких гидродинамических градиентах достигаются наилучшие показатели разработки за счет активизации капиллярной пропитки: появляется период безводной эксплуатации и увеличивается обмен флюидами между матрицей и трещинами. Показано, что при ограничении на приемистость, равном 35 % от отбора жидкости, КИН увеличивается в 1,4 раза по сравнению с жестко-водонапорным режимом. Градиенты давлений в оптимальном режиме составляют 0,003 атм/м, а при обеспечении жесткого водонапорного режима 0,013 атм/м (при максимальном капиллярном давлении 1 атм).

При отсутствии гидродинамической связи с газовой шапкой В этом случае были проведены расчеты показателей разработки при обеспечении жестко-водонапорного режима для различных интервалов проницаемости карбонатных коллекторов: а) от 50010° до 50М0'3 мкм2 и б) от 40-101 до 15-Ю"3 мкм2.

а) Для проницаемости в интервале от 500*10"3 до 50*10° мкм2 расчеты проводились для условий, близких к пласту Рифей Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения (пористость трещин - 1%; длина блоков составляла 10, 5 и 3 м в соответствии с проницаемостью трещин (500, 100, 50)« 10"3 мкм2; зависимости капиллярного давления в системе нефть-вода для матричных блоков соответствовали пропитке при маскимальном значении 1 атм). Показано, что в случае литологически экранированной нефтяной части текущие и конечные показатели разработки, полученные по моделям одинарной и двойной пористости, в значительной степени отличаются, что соответствует промысловым данным:

> в модели порового коллектора безводный период добычи нефти почти в 2 раза больше, чем в модели трещинного коллектора;

> для модели двойной пористости характерен более высокий теми нарастания обводненности продукции с последующей стабилизацией на высоком уровне;

> срок разработки, полученный по модели двойной пористости значительно меньше, что связано с прорывом воды по трещинам;

> коэффициент нефтеотдачи в модели одинарной пористости значительно больше, чем по модели двойной пористости.

Так, конечная величина КИН по модели порового коллектора существенно превышает значение таковой по модели двойной пористости, таблица 1. Указанные различия в динамике показателей разработки уменьшаются с уменьшением проницаемости трещин и пористости матрицы и увеличением проницаемости поровых блоков.

Результаты расчетов позволяют сделать вывод о том, что в интервале проницаемости карбонатного коллектора от 500*10'3 до 50« 10'3 мкм2 модель двойной пористости наиболее полно учитывает степень реализации механизмов фильтрации.

Таблица 1

Изменение КИН по модели двойной пористости относительно поровой при реализации

жестко-водонапорного режима

Параметр Относительный КИН, д. ед.

—■—ктМО"1, мкм2 ФЕС матрицы ________ 500 100 50

ки*10"3, мкм2 1 ш„=5 % 0.74 0.82 0.87

5 0.82 0.86 0.90

1 т«=10 % 0.64 0.71 0.76

5 0.82 0.77 0.81

Кроме того, исследовано влияние параметров модели двойной пористости на показатели разработки, таких как: проницаемость и пористость матрицы, размер блоков, зависимость капиллярного давления в системе нефть-вода дня матрицы и выявлены следующие закономерности.

Получено, что при изменении проницаемости блоков матрицы выявляются достаточно серьезные различия в показателях разработки. Так, дня проницаемости трещин 500*10"3 мкмг и пористости матрицы 5 % при уменьшении проницаемости блоков от 5*10"3 до 0,5*10'3 мкм2 КИН уменьшается в 1,3 раза; сокращается величина безводного периода добычи нефти (в 2 раза) и происходит более резкое увеличение обводненности. Несмотря на одинаковые значения капиллярного давления в системе нефть-вода, при низких значениях проницаемости блоков эффективность их выработки за счет комплексного влияния гидродинамических и капиллярных сил снижается, следовательно, увеличивается количество остаточной нефти.

Показано, что с уменьшением пористости блоков время безводного периода и срок разработки элемента уменьшается, а нефтеизвлечение возрастает. Так, при проницаемости матрицы МО'3 мкм2 изменение пористости матрицы с 10 до 5 % приводит к возрастанию коэффициента извлечения нефш в 1,2 раза, величина безводного периода добычи нефти и срок разработки уменьшается на 30% и 60% соответственно.

Получено, что изменение размера блоков (от 10 до 1 м), при одинаковых пористости и проницаемости трещин, не оказывает существенного влияния на конечные показатели разработки. Однако при уменьшении размеров блоков величина безводного периода увеличивается в 2 раза. Это связано с тем, что при меньшей величине блоков (т.е. с увеличением объемной плотности трещин) увеличивается их удельная поверхность и, следовательно, возрастает обмен флюидами между матрицей и трещинами.

По результатам расчетов показано, что при уменьшении пористости трещин выработка поровых блоков матрицы уменьшается: при ее изменении с 1 до 0,5 % величина КИН становится ниже в 1,25 раза. Это связано с уменьшением трещинно-матричного перетока.

Показано, что зависимость капиллярного давления в системе нефть-вода для матрицы (Рщ,,) оказывает влияние на безводный период эксплуатации скважин, текущие и конечные показатели разработки. При преобладании гравитационных сил (Pmi<0) эффективность вытеснения нефти водой уменьшается. Рост значений капиллярного давления в системе нефть-вода приводит к увеличению времени безводной эксплуатации скважин, уменьшению срока разработки, а также повышению коэффициента нефтеизвлечения в гидрофильных порово-трещинных коллекторах.

Проведено исследование, направленное на обоснование режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Расчеты проводились для проницаемости трещин равной 500*10"3 мкм2, матрицы - 5Ч0"3 мкм2. В результате расчетов получено, что также как и в случае наличия газовой шапки, при низких гидродинамических градиентах достигаются наилучшие показатели разработки за счет активизации обмена флюидами между матрицей и трещинами, обусловленного увеличением степени реализации капиллярной пропитки. Показано, что при ограничении на приемистость, равном 25 % от величины отбора жидкости, КИН увеличивается в 1,2 раза по сравнению с жестко-водонапорным режимом.

б) Расчеты с применением заводнения в интервале проницаемостей от40*10'3 до 15*10"3 мкм2 проводились для условий, близких к Оренбургскому месторождению (Филипповская нефтегазоконденсатная залежь), пласту Рифей (Юрубчено-Тохомское месторождение) и Долгинскому месторождению. При моделировании проницаемость трещин составляла 35, 30 и 15«10'3мкм2, а длина блоков 1, 2, и 1,5 м соответственно; зависимости капиллярного давления в системе нефть-вода для поровых блоков соответствовали пропитке при маскимальном значении 1 атм. Анализ результатов позволил сделать вывод о том, что при заводнении карбонатных коллекторов с проницаемостью в интервале от 40« 10"** до 15-Ю'3 мкм2 имеет место значительно меньшее различие в конечных КИН по модели одинарной и двойной пористости. Однако имеет место отличие в динамике технологических показателей разработки (рис. 1, 2). Следует отметить, что, кроме указанных выше различий в сроке разработки и безводном периоде добычи нефги, в начальный период КИН по модели двойной пористости превышает КИН по поровой модели.

Указанные различия в динамике показателей разработки уменьшаются с уменьшением проницаемости трещин и пористости матрицы и увеличением проницаемости поровых блоков. Таким образом, для прогнозирования конечных КИН возможно использование обеих моделей карбонатного пласта.

Рис. 1 Зависимость КИН от обводненности Рис. 2 Динамика КИН

продукции скважин

Для выявления закономерностей влияния параметров модели и режимов работы скважин на обмен между матрицей и трещинами проведен комплекс исследований при проницаемости трещин равной 14,5*10° мкм2 (средняя пористость матрицы 6%). При регулировании заводнения исследовался жесткий водонапорный режим и режимы с различными ограничениями на приемистость нагнетательных скважин, причем указанные ограничения составляли различные доли от отбора. Анализ результатов расчетов позволил сделать следующие основные выводы.

Проницаемость матрицы оказывает существенное влияние на обмен: при ее увеличении, возрастает трещиино-матричный переток, а, следовательно, и выработка поровых блоков (КИН) как при жестко-водонапорном режиме, так и при ограничении на приемистость нагнетательных скважин равном 50 % компенсации отбора закачкой. Так, при увеличении проницаемости матрицы с 0,5'Ю"3 мкм2 до 5• 10"3 мкм2 при жестко-водонапорном режиме КИН увеличивается в 1,15 раза, а при ограничении на приемистость - в 1,1 раза соответственно.

Проведено исследование по обоснованию заводнения нефтяной оторочки в низкопроницаемом карбонатном коллекторе с использованием ГС по модели двойной пористости. Расчеты проводились для условий, близких к пласту Рифей: проницаемость трещин составляла 30-101 мкм2, пористость матрицы - 10 % и ее проницаемость - 1*103 мкм2 соответственно.

Обоснование выбора системы разработки подгазовой зоны системами ГС производилось с учётом следующей совокупности факторов: размещение и плотность сетки скважин (в расчетах изменялась от 42 до 72 га/скв.), их конструкция (длина ГС варьировалась от 40 до 80% от длины фрагмента), степень вскрытия (10, 20, 30, 40 м от газонефтяного контакта-ГНК),

режимы работы добывающих (Р,=(0,95-0,98)*Р„,С) скважин и ограничение на приемистость нагнетательных (различные доли от отбора). В результате многовариантных расчетов получены следующие результаты.

Обосновано применение однорядных систем ГС с шахматным расположением скважин. Показано, что наибольшая эффективность достигается при относительной длине ствола добывающих скважин равной 60 % от длины фрагмента. Наилучшие показатели разработки достигаются при неполном вскрытии продуктивного пласта (на расстоянии 30 м от ГНК).

Показано, что поддержание пластового давления на уровне начального для систем ГС длиной горизонтального участка не превышающим 600 м возможно вертикальными нагнетательными скважинами, а для систем ГС с длиной 700 и 1000 м - горизонтальными скважинами (150 и 300 м) соответственно.

Обоснована конструкция ГС с длиной горизонтального участка 400 м при плотности сетки скважин (Sc) равной 42 га/скв.

а Исследовано влияние анизотропии проницаемости. Показано, что при превышении горизонтальной составляющей проницаемости трещин над вертикальной в 10 раз (kx/kz=10), КИН уменьшается в 1,2 раза. Это связано с уменьшением продуктивности скважин.

Обоснована величина забойного давления добывающих (19,5 МПа) и ограничение на приемистость нагнетательных скважин, равное 50 % от величины отбора жидкости. Показано, что КИН при использовании ГС больше в 1,3 раза по сравнению с вертикальными скважинами.

Четвертая глава содержит апробацию выявленных закономерностей влияния для условий карбонатного пласта М| Арчинского нефтегазоконденсатного месторождения. Проведена адаптация и прогнозные расчеты по гидродинамическим полномасштабным моделям одинарной и двойной пористости с учетом геологической неоднородности для оценки их адекватности.

Как показано в главе 1, при использовании в качестве критерия величины безразмерного времени запаздывания скорости перераспределения давления для определения правомерности использования законов, выведенных для поровых сред, расчеты можно производить по модели порового коллектора (т <0,1). Однако на основе результатов исследования, полученных в главе 3, для прогнозирования показателей разработки указанного пласта необходимо использование модели двойной пористости.

Объект исследования представлен коллектором с двумя видами пустотности. Общая толщина пласта, в целом по скважинам пласта М|, составляет 69,1 м; средняя величина эффективных толщин следующая: копденсатогазонасьнценная - 19,5 м; нефтенасьнценная -16,4 м; водонасыщенная - 36,5 м. Коэффициент песчанистости по пласту составляет 0,29%, а среднее значение коэффициента расчлененности пласта - 11,1.

По результатам геофизических исследований пробуренных скважин коэффициент пористости в породах-коллекторах пласта изменяется в пределах от 4,5% до 26,0% (среднее

значение 10,2%); проницаемость пород по гидродинамическим исследованиям изменяется от 0,4 до 80-Ю"3 мкм2, при среднем значении 18,5-Ю"3 мкм1; средняя проницаемость пород по лабораторным исследованиям керна составляет 4-10'3 мкм3. Диапазон изменения нефтенасыщенности 38,8 - 90,4%, среднее значение составляет 72,1%.

Сопоставление двух подходов моделирования проводилось на основе адаптации гидродинамической модели и дальнейшего расчета показателей разработки пласта М| Арчинского нефтегазоконденсатного месторождения. При моделировании имеющийся ретроспективный период по разработке был разбит на две части: с 1999 по 2002гг - для адаптации моделей, с 2003 по 2006гг - для сопоставления расчетных и фактических показателей разработки.

При построении моделей была использована геологическая модель залежи. После проведения ремасштабирования модели (укрупнения), параметры сетки гидродинамической модели составили 125x180x20; размеры сетки (по оси X, У) - 100 мх100 м. Для учета деформационных процессов и роста газонасыщенности проведено локальное измельчение скважинных ячеек; причем использованы зависимости фильтрационно-емкостных свойств от внутрипорового пластового давления. В дальнейшем производилась адаптация модели по истории разработки в течение трех лет, целью которой являлось получение совпадения дебита, накопленной добычи нефти и забойных давлений по скважинам. Адаптация поровой модели проводилась путем изменения поля проницаемости и масштабирования кривых относительных фазовых проницаемостей.

Построение гидродинамической модели двойной пористости предполагает учет и задание следующих параметров: пустотность и проницаемость трещин, коэффициент обмена между матрицей и трещинами, а также сжимаемость трещин. В процессе адаптации модели осуществлялась настройка параметров трещинной проницаемости и коэффициента, влияющего на обмен флюидами между матрицей и трещинами.

По результатам воспроизведения истории разработки залежи пласта М| получена хорошая сходимость фактических и расчетных показателей разработки по обеим моделям, таблица 2. Однако при воспроизведении истории разработки следует отметить объективное превосходство модели двойной пористости, которая позволяет адаптировать модель при минимальных вариациях исходных параметров залежи.

Показано, что при прогнозных расчетах (в течение 3 лет) модель двойной пористости наилучшим образом соответствует факту: по модели порового коллектора накопленная добыча нефти превышает фактическую на 6 %, а по модели двойной пористости данный показатель ниже - 1,2%.

В поровой модели отмечается недостаточный отбор воды по сравнению с фактом: обводненность продукции скважин ниже в 2 раза. Это связано с принципиальным отличием типов моделей: фильтрационные свойства пласта невысоки, а в модели порового коллектора

трещинность учитывается лишь введением анизотропии проницаемости и изменением относительных фазовых проницаемостей. Поэтому не происходит роста обводненности за счет прорыва воды, обусловленного трещинами.

Таблица 2

Сопоставление фактической и расчетных величин накопленной добычи нефти (тыс.т) по

модели порового коллектора и двойной пористости

Дата Факт Расчет по модели двойной пористости Расхождение, % Расчет по по-ровой модели Расхождение, %

1999 3.87 3.87 0.08 3.94 1.81

2000 11.27 11.21 0.53 11.50 2.04

2001 14.62 14.56 0.41 14.80 1.23

2002 19.42 19.25 0.88 19.68 1.34

2003 34.78 34.38 1.15 35.58 2.30

2004 49.53 48.95 1.16 51.41 3.80

2005 63.12 62.38 1.17 66.78 5.82

Показано, что результаты, полученные по модели двойной пористости, наиболее полно учитывают особенности фильтрации углеводородов в карбонатном коллекторе и хорошо согласуются с промысловыми данными.

Основные результаты и выводы:

1. Показано, что повышение эффективности разработки порово-трещинных коллекторов с низкопроницаемой матрицей возможно при использовании гидродинамических моделей, позволяющих учесть изменение степени влияния механизмов фильтрации на технологические показатели разработки при управлении разработкой нефтегазовых месторождений. Это может быть обеспечено при использовании модели двойной пористости, учитывающей влияние гидродинамических, капиллярных, гравитационных и деформационных сил на выработку запасов.

2. Выявлены закономерности влияния проницаемости и пористости системы трещин и матрицы, зависимостей проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления, анизотропии проницаемости, капиллярного давления поровых блоков в системе нефгь-вода, как существенных при гидродинамических расчетах, на текущие и' конечные технологические показатели разработки, обусловленные степенью реализации механизмов выработки. При этом показано, что основное влияние оказывают проницаемость и пористость сисгемы трещин и матрицы.

3. Получены количественные закономерности влияния гидродинамических градиентов на обмен флюидами между низкопроницаемой матрицей и трещинами; причем снижение гидродинамических градиентов во всех случаях приводит к активизации обмена.

4. Обоснованы границы использования эквивалентной поровой модели и модели двойной пористости карбонатного коллектора с низкопроницаемой матрицей для различных технологий разработки, основанные на выявленных закономерностях. При этом показано, что при разработке подгазовой зоны модель порового коллектора недостаточно полно учитывает комплекс процессов, в т.ч. изменение насыщенностей фазами, что приводит к завышению отрицательного влияния конусообразования. При отсутствии гидродинамической связи между газовой и нефтяной частью в интервале проницаемости карбонатного коллектора от 40«10° до ISMO'1 мкм2 для прогнозирования конечных КИН возможно использование обеих моделей карбонатного пласта.

5. Разработаны научно-методические основы исследования закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на показатели разработки при гидродинамическом моделировании с целью увеличения степени реализации механизмов фильтрации при проектировании и регулировании разработки карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками.

6. Разработана методика воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин. При этом показано, что основными адаптационными параметрами являются трещинные ФЕС, в т. ч. зависимость проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления. Даны оценки параметров зависимостей трещинной проницаемости от эффективного давления, которые могут быть использованы при прогнозировании показателей разработки нефтяной оторочки пласта Рифей.

7. Показано, что повышение эффективности разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками может быть достигнуто при применении ГС, что обусловлено следующими основными факторами: низкая продуктивность скважин, возможное конусообразование, необходимость снижения гидродинамических градиентов. Обоснованы параметры технологии ГС (плотность сетки скважин, профиль, длина, степень вскрытия продуктивного пласта, режимы работы скважин).

8. В результате апробации выявленных закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы на показатели разработки при адаптации гидродинамических моделей пласта Mi Арчинского нефтегазоконденсатного месторождения показано, что принятие за основу к краткосрочному прогнозированию (3 года) модели без учета двойной пористости приводит к завышению накопленной добычи нефти на 6% и занижению обводненности продукции скважин в 2 раза, что снижает эффективность технологических решений.

Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:

1. Бравичева Т.Б., Масленникова Л.В., Пятибратов П.В. «Системный принцип обоснования технологии добычи нефти»// Тезисы 6-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, Россия, 2005г.

2. Масленникова Л.В. «Обоснование технологии разработки сложнопостроенных коллекторов нефтяных оторочек горизонтальными скважинами»// Тезисы 7-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2007г.

3. Масленникова Л.В. «Оценка параметров гидродинамических моделей карбонатных коллекторов»// Тезисы мат. Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», Москва. - М.:ГЕОС, 2007. 310 с, с 155-156.

4. Бравичева Т.Б., Масленникова Л.В. «Повышение эффективности выработки карбонатных коллекторов при заводнении»// Бурение и Нефть. №9,2007г, с 26-28.

5. Бравичева Т.Б., Масленникова Л.В. «Исследование фильтрационных потоков при разработке водонефтяных и газонефтяных зон карбонатных коллекторов»// Бурение и Нефть. №11,2007г, с 28-30.

Соискатель: Масленникова Л.В. Е-таП: maslennikovalv@list.ru

Подписано в печать №.0<? Формат 60x90/16

Объем Тираж /00

Заказ 65Ц

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Масленникова, Любовь Вадимовна

Введение

1. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ 10 СТЕПЕНИ РЕАЛИЗАЦИИ МЕХАНИЗМОВ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ С НЕФТЯНЫМИ ОТОРОЧКАМИ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

1.1. Особенности геологического строения и геолого- 10 физическая характеристика карбонатных коллекторов

1.2. Оценка фильтрационно-емкостных и физических свойств карбонатного коллектора

1.2.1. Литолого-петрографические методы изучения 17 карбонатных коллекторов

1.2.2. Определение трещинных параметров по данным 22 геофизических исследований

1.2.3. Методы, основанные на гидродинамических исследованиях скважин

1.2.4. Относительные фазовые проницаемости карбонатных коллекторов

1.2.5. Методы определения размеров блоков породы в залежах с порово-трещинными коллекторами

1.3. Анализ опыта разработки карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками

1.4. Обобщение исследований особенностей фильтрации и 52 механизмов извлечения нефти в карбонатных коллекторах с учетом энергетического состояния залежи

1.5. Компьютерное моделирование карбонатных коллекторов с двумя видами пустот Выводы к главе

1.6. Постановка задач исследования

2. РАЗРАБОТКА И АПРОБАЦИЯ МЕТОДИКИ 77 ВОСПРОИЗВЕДЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ДЕФОРМАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ И РОСТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

2.1. Обобщение результатов лабораторных исследований 77 изменения фильтрационно-емкостных свойств от внутрипорового пластового давления

2.2. Методика воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин

2.3. Апробация разработанной методики воспроизведения 92 результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин

2.3.1. Характеристика гидродинамических моделей пласта 92 Рифей Юрубчено-Тохомского месторождения

2.3.2. Результаты апробации разработанной методики 99 Выводы к главе

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕХАНИЗМОВ 104 ФИЛЬТРАЦИИ В ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

3.1. Разработка методических основ исследования 104 закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на показатели разработки

3.2. Исследование процессов разработки порово-трещинного коллектора на естественных режимах

3.2.1. Модель одинарной пористости

3.2.2. Модель двойной пористости

3.3. Исследование процессов извлечения углеводородов из 120 порово-трещинного коллектора при заводнении

3.3.1. Исследование относительного вклада механизмов 120 фильтрации при извлечении нефи из подгазовой зоны

3.3.2. Исследование степени реализации процессов 129 извлечения углеводородов из продуктивных пластов при отсутствии связи с газовой шапкой

3.4. Обоснование применения технологии разработки нефтяных оторочек с низкопроницаемыми коллекторами системами горизонтальных скважин Выводы к главе

4. АПРОБАЦИЯ ВЫЯВЛЕННЫХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ДЛЯ 169 УСЛОВИЙ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА Mi АРЧИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Геолого-физическая характеристика залежи

4.2. Построение гидродинамических моделей карбонатного 173 коллектора

4.3. Анализ и сравнительная характеристика результатов 181 расчетов

Выводы к главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах на основе гидродинамического моделирования"

Значительная доля запасов углеводородов сосредоточена в нефтяных оторочках нефтегазовых месторождений, которые составляют около трети от общих запасов. Среди них существенная доля приходится на карбонатные коллектора, причем значительная часть балансовых запасов углеводородов может содержаться в низкопроницаемых поровых блоках матрицы (Ардалинское, Белокаменное, Тенгизское, Варандейское, Торавейское, Верхнечонское, Юрубчено-Тохомское, Арчинское, Оренбургское и др. месторождения). Это необходимо учитывать при гидродинамическом моделировании с целью принятия технологических решений.

Опыт разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах свидетельствует, что в ряде случаев как при упруго-газо-водонапорном режиме разработки, так и при поддержании пластового давления по стандартным схемам регулирования процесса заводнения, выработка поровых блоков реализуется не в полной мере, что приводит к низким коэффициентам извлечения нефти (порядка 25 %).

Карбонатные коллектора имеют исключительно сложные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), которые не поддаются уверенному изучению геофизическими и лабораторными методами. Вместе с тем, во многих случаях при гидродинамических расчетах используют эквивалентную поровую модель, фильтрационно-емкостные свойства которой осредняются по пустотному пространству, вследствие чего недостаточно полно учитывается степень реализации фильтрационных процессов, в первую очередь, обмен флюидами между низкопроницаемой матрицей и трещинами. Попытка учета особенностей ФЕС осуществляется при использовании модели двойной пористости/проницаемости, в которой, несмотря на упрощение реальной модели пласта, возможно более полно учесть механизмы выработки обеих сред (трещин и поровых блоков).

На сегодняшний день выбор модели производится по величине комплексного параметра - безразмерное время запаздывания скорости перераспределения давления в средах, который позволяет учесть не все фильтрационно-емкостные и физические свойства системы, существенные при гидродинамических расчетах. Это приводит к недостаточно полному учету комплексного влияния гидродинамических, капиллярных, гравитационных и деформационных сил. Промысловый опыт разработки показывает, что при значениях указанного параметра, соответствующих поровой модели, фактическая динамика разработки характеризует особенности коллектора с двумя видами пустот. В результате, принятые технологические решения при расчетах по поровой модели приводят к низким фактическим коэффициентам извлечения нефти. Кроме того, при расчетах на полномасштабных моделях (большие гидродинамические ячейки) не представляется возможным оценить влияние деформационных процессов, а также изменения газонасыщенности пластов при разработке нефтяных оторочек.

Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на выявление закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на текущие и конечные технологические показатели разработки при гидродинамическом моделировании для повышения эффективности разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах.

Цель работы

Разработка методических основ исследования закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на показатели разработки при гидродинамическом моделировании с целью увеличения степени реализации механизмов фильтрации при проектировании и регулировании разработки карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками.

Основные задачи исследований

1. Анализ опыта разработки карбонатных коллекторов на естественных водо- газонапорных режимах и при заводнении.

2. Обобщение лабораторных и промысловых методов изучения фильтрационно-емкостных свойств и механизмов извлечения нефти карбонатного коллектора, определяющих расчет показателей разработки при гидродинамическом моделировании порово-трещинного коллектора.

3. Разработка методики воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин.

4. Исследование степени реализации механизмов фильтрации в карбонатных коллекторах на основе гидродинамического моделирования для обоснования технологии разработки нефтяных оторочек при заводнении.

5. Выявление закономерностей влияния фильтрационно-емкостных параметров и физических свойств системы пласт-флюид на текущие и конечные технологические показатели разработки с целью повышения эффективности разработки нефтяных оторочек.

6. Обоснование рациональных режимов работы скважин с учетом комплексного влияния физических процессов, протекающих при разработке нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах.

7. Разработка рекомендаций по повышению эффективности разработки нефтяных оторочек в карбонатных коллекторах с использованием горизонтальных скважин (ГС).

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на результатах обобщения теоретических, экспериментальных и промысловых исследований особенностей фильтрационных процессов в карбонатных коллекторах, использовании современных методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей, методах математической теории эксперимента.

Научная новизна

На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты.

1. Выявлены закономерности влияния проницаемости и пористости системы трещин и матрицы, зависимостей проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления, анизотропии проницаемости, капиллярного давления поровых блоков в системе нефть-вода, как существенных при гидродинамических расчетах, на текущие и конечные технологические показатели разработки, обусловленные степенью реализации механизмов выработки. При этом показано, что основное влияние оказывают проницаемость и пористость системы трещин и матрицы. Так, для высокопроницаемой подгазовой зоны при жестко-водонапорном режиме с пористостью матрицы 10 % изменение проницаемости матрицы с л т л

1*10" до 5*10" мкм приводит к увеличению КИН на 5 % (с 21,5 до 26,4 %).

2. Получены количественные закономерности влияния гидродинамических градиентов на обмен флюидами между низкопроницаемой матрицей и трещинами; причем снижение гидродинамических градиентов во всех случаях приводит к активизации обмена. Так, показано, что в случае высокопроницаемой подгазовой зоны (пласт Рифей Юрубчено-Тохомское месторождение) при ограничении на приемистость, равном 35 % от отбора жидкости, КИН может быть увеличен в 1,4 раза.

3. Обоснованы границы использования эквивалентной поровой модели и модели двойной пористости карбонатного коллектора с низкопроницаемой матрицей для различных технологий разработки, основанные на выявленных закономерностях. При этом показано, что при разработке подгазовой зоны модель порового коллектора недостаточно полно учитывает комплекс процессов, в т.ч. изменение насыщенностей фазами, что приводит к завышению отрицательного влияния конусообразования. При отсутствии гидродинамической связи между газовой и нефтяной частью в интервале проницаемости карбонатного коллектора от 40*10"3 до 15-10"3 мкм2 для прогнозирования конечных КИН возможно использование обеих моделей карбонатного пласта.

Связь диссертационной работы с плановыми исследованиями

Работа выполнялась в рамках научно-исследовательских работ, выполняемых на кафедрах «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» и «Разработки и эксплуатации газовых месторождений» Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина по темам: «Создание методического обеспечения применения современных технологий повышения эффективности и эксплуатации морских месторождений РФ», «Методика выбора рациональных вариантов разработки нефтяных оторочек газоконденсатных залежей».

Степень достоверности результатов проведенных исследований

Достоверность результатов проведенных исследований основывается на:

1) обобщении теоретических и экспериментальных исследований особенностей процессов фильтрации в карбонатных коллекторах;

2) результатах математического эксперимента при гидродинамическом моделировании, полученных при наиболее полном учете физических процессов, протекающих при разработке нефтяных оторочек карбонатных коллекторов;

3) результатах адаптации гидродинамических моделей как по истории разработки, так и при воспроизведении данных гидродинамических исследований скважин с достаточной сходимостью расчетных параметров.

Практическая значимость

Разработанные научно-методические основы исследования закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на показатели разработки при гидродинамическом моделировании карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками могут быть использованы при проектировании и управлении разработкой.

Разработана методика воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин. При этом показано, что основными адаптационными параметрами являются трещинные ФЕС, в т. ч. зависимость проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления. Даны оценки параметров зависимостей трещинной проницаемости от эффективного давления, которые могут быть использованы при прогнозировании показателей разработки нефтяной оторочки пласта Рифей.

Получены рекомендации по регулированию разработки для различных типов карбонатного пласта Рифей Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения, основанные на снижении гидродинамических градиентов, направленных на активизацию обмена между низкопроницаемой матрицей и трещинами.

Разработаны рекомендации по повышению эффективности разработки подгазовых зон с использованием ГС (профиль, длина, степень вскрытия продуктивного пласта, режимы работы скважин), которые могут быть использованы для условий, близких к низкопроницаемым областям пласта Рифей.

Апробация работ

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 6-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, Россия, 2005г; 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2007г; Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», Москва, 2007г; научном семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации

По материалам работы опубликованы 2 статьи и 3 тезиса докладов на всероссийских научных конференциях.

Структура и объем работ

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы. Содержит 194 страницы, включая 38 таблиц, 93 рисунка и списка литературы на 6 страницах.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Масленникова, Любовь Вадимовна

Основные выводы

1. Показано, что повышение эффективности разработки порово-трещинных коллекторов с низкопроницаемой матрицей возможно при использовании гидродинамических моделей, позволяющих учесть изменение степени влияния механизмов фильтрации на технологические показатели разработки при управлении разработкой нефтегазовых месторождений. Это может быть обеспечено при использовании модели двойной пористости, учитывающей влияние гидродинамических, капиллярных, гравитационных и деформационных сил на выработку запасов.

2. Выявлены закономерности влияния проницаемости и пористости системы трещин и матрицы, зависимостей проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления, анизотропии проницаемости, капиллярного давления поровых блоков в системе нефть-вода, как существенных при гидродинамических расчетах, на текущие и конечные технологические показатели разработки, обусловленные степенью реализации механизмов выработки. При этом показано, что основное влияние оказывают проницаемость и пористость системы трещин и матрицы.

3. Получены количественные закономерности влияния гидродинамических градиентов на обмен флюидами между низкопроницаемой матрицей и трещинами; причем снижение гидродинамических градиентов во всех случаях приводит к активизации обмена.

4. Обоснованы границы использования эквивалентной поровой модели и модели двойной пористости карбонатного коллектора с низкопроницаемой матрицей для различных технологий разработки, основанные на выявленных закономерностях. При этом показано, что при разработке подгазовой зоны модель порового коллектора недостаточно полно учитывает комплекс процессов, в т.ч. изменение насыщенностей фазами, что приводит к завышению отрицательного влияния конусообразования. При отсутствии гидродинамической связи между газовой и нефтяной частью в интервале проницаемости карбонатного коллектора от

3 3 2

40*10" до 15*10" мкм для прогнозирования конечных КИН возможно использование обеих моделей карбонатного пласта.

5. Разработаны научно-методические основы исследования закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид на показатели разработки при гидродинамическом моделировании с целью увеличения степени реализации механизмов фильтрации при проектировании и регулировании разработки карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками.

6. Разработана методика воспроизведения результатов гидродинамических исследований скважин с учетом деформационных процессов и роста газонасыщенности для обоснования режимов работы добывающих скважин. При этом показано, что основными адаптационными параметрами являются трещинные ФЕС, в т. ч. зависимость проницаемости трещин от внутрипорового пластового давления. Даны оценки параметров зависимостей трещинной проницаемости от эффективного давления, которые могут быть использованы при прогнозировании показателей разработки нефтяной оторочки пласта Рифей.

7. Показано, что повышение эффективности разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов с нефтяными оторочками может быть достигнуто при применении ГС, что обусловлено следующими основными факторами: низкая продуктивность скважин, возможное конусообразование, необходимость снижения гидродинамических градиентов. Обоснованы параметры технологии ГС (плотность сетки скважин, профиль, длина, степень вскрытия продуктивного пласта, режимы работы скважин).

8. В результате апробации выявленных закономерностей влияния фильтрационно-емкостных и физических свойств системы на показатели разработки при адаптации гидродинамических моделей пласта М1 Арчинского нефтегазоконденсатного месторождения показано, что принятие за основу к краткосрочному прогнозированию (3 года) модели без учета двойной пористости приводит к завышению накопленной добычи нефти на 6% и занижению обводненности продукции скважин в 2 раза, что снижает эффективность технологических решений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Масленникова, Любовь Вадимовна, Москва

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем /Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. М.: Недра, 1982. - 407 с.

2. Аксенов A.A., Гончаренко Б.Д., Каменко Н.К. Нефтегазоносность подсолевых отложений. М.: Недра, 1985. - 205 с.

3. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. Текст лекций. М.: ГАНГ, 1994 -204 с.

4. Амелин И.Д. и др., Особенности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами ВНИИОЭНГ обзорная информация сер. нефтепромысловое дело, 1986г., вып.8(115).

5. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. - 308 с.

6. Багов М.С., Цой В.И. Экспериментальное определение коэффициента сжимаемости известняков. Труды ГрозНИИ, вып, 13, 1962, с. 160-165.

7. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М.: Недра, 1982., 256 с.

8. Бан А. Определение времени запаздывания восстановления давления в трещиноватой породе. Изв. АН СССР, ОТН, «Механика и машиностроение», 1961, №4, с. 38-42.

9. Бан А., Басниев К.С., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. Прикладная математика и теоретическая физика, 1961. № 3, с. 52-56.

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

11. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах.//Прикладная математика и механика.- 1960. т.24. - вып. 5.

12. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Об основных уравнениях фильтрации жидкостей в трещиноватых породах. ДАН СССР, т. 132, вып. 3, 1960г.

13. Басниев К.С, Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1993. 416 с.

14. Басниев К.С., Власов A.M., Кочина И.Н. и др. Подземная гидравлика//Учебник для ВУЗов М.: Недра, 1986. - 303 с.

15. Бениахиа А. Закономерности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами при аномально высоких пластовых давлениях, дисс. д.т.н., М., 1988.

16. Бравичева Т.Б., Масленникова JI.B. «Исследование фильтрационных потоков при разработке водонефтяных и газонефтяных зон карбонатных коллекторов»// Бурение и Нефть. №11, 2007г, с 28-30.

17. Бравичева Т.Б., Масленникова JI.B. «Повышение эффективности выработки карбонатных коллекторов при заводнении»// Бурение и Нефть. №9,2007г, с 26-28.

18. Быков Н.Е., Галустова Д.С., Моисеенко А.П. Способ кумулятивных кривых распределения эффективной нефтенасыщенной мощности по интервалам проницаемости //Нефтегазовая геология и геофизика. 1974. №10. - С. 30-33.

19. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988.- 150 с.

20. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. - 202 с.

21. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости. М., Гостоптехиздат, 1962, с. 158-187.- Авт.: Бан А., Богомолова А.Ф., Максимов В.А. и др.

22. Гавура A.B. О влиянии неоднородности карбонатных коллекторов на показатели разработки// Труды Гипровостокнефти. вып. 33. - 1979. - с. 83-88.

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

24. Гавура В.Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» -2001г.-340 с.

25. Герсеванов Н.М., Польшин Д.Е. Теоретические основы механики грунтов и их практическое применение. М.: Госстройиздат, 1948.

26. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов. 3-е изд., 1982г.

27. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: Пер. с англ. H.A. Бардиной, П.К. Голованова, В.В.Покровского/Под ред. А.Г. Ковалева. М.: Недра, 1986. -608с.

28. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981.-237 с.

29. Денк С.О. «Нетипичные» продуктивные объекты: проблемы и решенияю Пермь: Электронные издательские системы, 2005. - 347 с.

30. Денк С.О. К вопросу о строении сложных продуктивных объектов. Экспозиция, 2007, №17(37)

31. Добрынин В.M. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970.

32. Добрынин В.М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов//Геология нефти и газа. 1991. - №5. - с.30-34.

33. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1965.

34. Еременко НА, Чилингар Г.В., Геология нефти и газа на рубеже веков., М. Наука, 1996г., 176 с.

35. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1966. 250с.

36. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: «Недра», 1998. - 365 с.

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

38. Закиров С. Н., Колесникова С. П., Коршунова JI. Г. Моделированиепроцессов эксплуатации скважин при наличии подошвенной воды. Обзор. инф.-М.: ВНИИГазпром, 1979.-41 с.

39. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: «Струна», - 1998. - 268 с.

40. Камышникова К.И. К вопросу определения размеров блоков породы и коэффициентов нефтеотдачи в залежах с трещинно-поровыми коллекторами. Тр. СевКавНИПИнефть, вып. XX. Грозный, 1974, с. 106-116.

41. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. — 140с.

42. Ковалев B.C. Сопоставление фактических и расчетных показателей заводнения терригенных и карбонатных пластов // Тр. Гипровостокнефти. 1973.-вьш.18.-С. 65-84.

43. Ковалев B.C., Сургучев M.JI. Опыт разработки и прогноз показателей заводнения карбонатного пласта A4 Покровского месторождения//Тр. Гипровостокнефти. 1969.-вьп.12.-С. 65-74.

44. Колганов В.И. Влияние трещиноватости карбонатных коллекторов на показатели их разработки при заводнении// Нефтяное Хозяйство. 2003. -№ 11.-С. 51-54.

45. Колганов В.И., Гавура. A.B. Нефтеотдача карбонатных коллекторов при заводнении. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 56с.

46. Колганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965.

47. Колганов В.И., Фомина A.A., Демин C.B., Морозова А.Ю. О «коварном» законе обводнения и нефтеотдачи карбонатных трещинно-поровых коллекторов. // Нефтяное Хозяйство. 2008. - № 1. - С. 66-70.

48. Костюченко Е.Д., Сазонов Б.А. Влияние неоднородности пласта по проницаемости на процесс заводнения карбонатных коллекторов//Тр. Гипровостокнефти. 1976.-вьп.27.-С. 53-55.

49. Котяхов Ф.И. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидродинамических данных. — М.: Недра, 1975.

50. Котяхов Ф.И., Физика нефтяных и газовых коллекторов, М. Недра, 1977г., 287с.

51. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. - 397 с.

52. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980. - 288 с.

53. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1971.-231 с.

54. Мартынцев О.Ф. Определение нефтеотдачи трещиновато-порово-кавернозных пластов Осташковичского месторождения. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.

55. Масленникова JI.B. «Оценка параметров гидродинамических моделей карбонатных коллекторов»// Тезисы мат. Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», Москва. -М.:ГЕОС, 2007. 310 с, с 155-156.

56. Методика изучения карбонатных коллекторов и классификация карбонатных коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти и газа// Тр. Гипровостокнефти. 1971, С. 79-95.

57. Михайлов H.H. Основы комплексного изучения околоскважинных зон для повышения эффективности процессов нефтеизвлечения: Дис. . д.т.н. М., 1994. 370 с.

58. Михайлов H.H., Зайцев М.В. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины / Нефтяное хозяйство, 2004, № 5.

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

60. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пятибратов П.В. Оценка добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов при забойных давлениях ниже давления насыщения пластовой нефти газом. / НТЖ «Бурение и нефть», № 11, 2004, с 18-19.

61. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкостей и газа в трещиноватых коллекторах. М., Недра, 1972.

62. Насыбуллин A.B., Петухов А.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана//Нефтяное хозяйство, 2003, №8. с. 75-79.

63. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. М.: Недра, 1970.

64. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1970.312 с.

65. Проект пробной эксплуатации залежи нефти пласта М Арчинского газоконденсатного месторождения, ООО «Технойл», 2002 г.

66. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966.

67. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М., Недра, 1973

68. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. -М.: Недра, 1978. 256 с.

69. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Ленинград: Недра, 1987. 96 с

70. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура A.B., Михневич В.Г., Тульбович Б.И., Мартынцив О.Ф. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. - 230 с.

71. Таташев К. X. Влияние изменения пластового давления на вытеснение нефти из блоков трещиновато-пористых коллекторов путем их пропитки водой. Геология нефти и газа, 1966, №1, с.55-59.

72. Таташев К. X. Возможный метод определения размеров блоков трещинно-пористых коллекторов. Тр. СевКавНИИ, вып. III. М., изд-во «Недра», 1968, с. 129-133.

73. Терцаги К. Теория механики грунтов. М.: Госстройиздат, 1961.

74. Тхостов Б.А., Везирова А.Д., Вендельштейн Б.Ю., Добрынин В.М. Нефть в трещинных коллекторах, М, «Недра», 1970, 222с.

75. Форманова Н.В., Костерина В.А. Разделение сложнопостроенных коллекторов месторождения Тенгиз по структуре порового пространства//Геология нефти и газа. — 1991. №5. - с.34-36.

76. Хайруллин М.Х., Хисамов P.C., Морозов П.Е., Абдулин А.И. интерпретация гидродинамических исследований скважин, вскрывших трещиновато-пористый пласт. — М.: Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1/2007. С.30-33.

77. Хайруллин М.Х., Хисамов P.C., Шамсиев М.Н., Фархуллин Р.Г. Интерпретация езультатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации. М., 2006

78. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Губайдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.5 ОАО «ВНИИОЭНГ». 2000. - 228 с.

79. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. — М.: ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», 2002. 254с.

80. Шандрыгин А.Н. Повышение эффективности разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазовых залежей с трещиновато-пористыми и неоднородными пористыми коллекторами. Докторская диссертация. ГАНГ им. И.М. Губкина, 1993.

81. Швецов И.А. Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого пласта//Тр. Гипровостокнефти. 1974. - вып. 23. - С. 56-63.

82. Шустев И.Н., Тульбович В.И., Михневич В.Г. Состояние и проблемы разработки карбонатных коллекторов нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Сб. науч. тр. Совершенствование разработки нефтяных месторождений.-М.: ВНИИОЭНГ, 1984, с. 139-145.

83. Щелкачев В.Н. Обобщение опыта как основа решения задач нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений. Докладная записка. -М.: Миннефтепром, 1978. с. 281

84. Aziz К. Notes for petroleum reservoir simulation/ Stanford University, Stanford, California - 1994 - 471 p. 345-350.

85. Doscher T.M., Wise F.A., Enhanced Crude Oil Recovery Potential -An Estimate. Journal of Petroleum Technology, May, 1976, pp.575-585.

86. Landmark Graphics Corporation, VIP-EXECUTIVE Technical Reference, Version 4.0. 4.1-4.60.

87. Mattax C.C., Kyte I.R. Imbibition oil recovery from fractured waterdrive reservoir. Society of Petroleum Engineers Journal, vol. 2, June 1962, p. 177187.

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

89. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability. // SPE Journal. 1983. - V.23, № 3. - P. 531-543.

90. Roxar. More 6. Технический справочник.

91. Serra О. Formation MicroScanner Image Interpretation/ Houston, Техас, USA: Schlumberger Education Services, 1989.