Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон

Буторин, Олег Олегович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон"

На правах рукописи

БУТОРИН ОЛЕГ ОЛЕГОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ЭКРАНИРОВАННЫХ ЛИНЗ, ЗАСТОЙНЫХ И ТУПИКОВЫХ

ЗОН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2006

/064

На правах рукописи

БУТОРИН ОЛЕГ ОЛЕГОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ЭКРАНИРОВАННЫХ ЛИЮ, ЗАСТОЙНЫХ И ТУПИКОВЫХ

ЗОН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа -2006

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью научно-производственном объединении "Нефтегазтехнология" (г. Уфа, Башкортостан)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

кандидат технических наук Тимашев Эрнст Мубарякович

Ведущая организация:

Филиал АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа»

Защита состоится 25 февраля 2006 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр. Октября, д 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ШТГЭР").

Автореферат разослан 23 января 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук - Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Опережающая выработка запасов нефти из высокопродуктивных коллекторов по основным разрабатываемым месторождениям Урало-Поволжья послужила основной причиной качественного ухудшения минерально-сырьевой базы. Так например, за последние 50 лет в Татарстане отобрано более 90 % активных (легко извлекаемых) и около 50 % трудноизвлекаемых запасов нефти. Причем, в общей структуре запасов доля трудноизвлекаемых возросла с 30 до 80 % и продолжает увеличиваться. Остаточные трудноизвлекаемые запасы нефти сосредоточены, как правило, в отдельных изолированных линзах и полу линзах, в малопродуктивных коллекторах, в тупиковых и застойных зонах. Формирование зон с трудноизвлекаемыми запасами нефти связано как геологическими особенностями строения эксплуатационных объектов (высокая неоднородность и расчлененность коллекторов), так и с реализованными системами разработки, например, вскрытие малопродуктивных и высокопродуктивных коллекторов общим фильтром, применение рядных систем заводнения, способствующих обтеканию малопродуктивных коллекторов и зон неколлектора закачиваемой водой с созданием многочисленных застойных зон, тупиков и слабовырабатываемых участков. Значительное многообразие залегания коллекторов различного типа по отношению друг к другу и среди неколлекторов приводит к формированию разнообразных зон трудноизвлекаемых запасов нефти в виде линз, полу линз. В связи с этим, одной из наиболее актуальных задач, нацеленных на повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, является проблема ввода в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти созданием новых более эффективных технологий направленного воздействия в сочетании с реализованными системами заводнения.

Цель работы.

Совершенствование и создание технологий направленного воздействия для интенсификации и повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон.

Основные задачи исследований.

1, Анализ динамики выработки запасов нефти на Восточио-Сулеевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения с целью определения зон с трудноизвлекаемыми и слабовырабатываемыми запасами;

2. Геолого-технологический анализ разработки экранированных линз, малопродуктивных коллекторов, застойных и тупиковых зон;

РОС. НАЦИОНАЛ> ШЯ I

БИБЛИОТЕКА С. (1с 03

>Л ни I ЕЛА •

;

3.Разработка новых технологий для повышения полноты выработки трудноизвлекаемых запасов нефти в экранированных линзах и полулинзах;

4.Разработка новых технологий очистки призабойных зон скважин в малопродуктивных коллекторах;

Методы исследований.

Решение поставленных задач базируется на применении современных методов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, использовании методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в зонально - и послойно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов и обобщения результатов проведенных промышленных испытаний созданных технологий. Научная новизна.

1. Сформулировано и проведено группирование экранированных линз, вскрытых единичной и группой скважин по соотношению коллекторской характеристики перфорированных пластов по толщине, проницаемости и проводимости вне линзы и в линзе.

2.Аналитически исследована выработка запасов из литологически экранированных нефтенасыщенных линз представленных одной скважиной с проведением гидроразрыва пласта при давлении, превышающем давление разрыва пористой среды с периодическим изменением закачки воды и отбора продукции скважин.

3.Исследован механизм влияния на коэффициент нефтеизвлечения различия подвижностей вытесняемого агента и нефти по соотношению длин нейтральной и главной линий тока, идущих от нагнетательной к добывающей скважине в коллекторах при разработке литологически экранированных линз.

4. Сформулирован и исследован механизм размещения скважин путем проводки боковых горизонтальных стволов (БГС) с ориентацией ГС вдоль нейтральных линий тока при изменяющейся вязкости нефти, в результате которого установлено, что вне зависимости от вязкости нефти наибольший прирост добычи нефти обеспечивается при расположении горизонтальных стволов в добывающих и нагнетательных скважинах противоположно.

Основные защищаемые положения.

1.Методика исследования степени выработки запасов нефти в зоне с трудноизвлекаемыми (неподвижными) и слабодренируемыми остаточными запасами в зонально-и послойно неоднородных коллекторах и формирование технологий извлечения нефти из объектов вскрытых единичной и группой скважин.

2.Новые технологии для повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон, вскрытых одной (патент РФ № 2150578) и группой скважин (патент РФ № 2203404).

3.Новая технология очистки призабойных зон скважин в малопродуктивных коллекторах путем создания перепадов давления в ПЗП периодической закачкой газо-жвдкостной смеси с заданной плотностью (патент РФ № 2266403).

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и способов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа результатов внедрения новых технологий в промысловых условиях.

Практическая ценность.

1.Результаты, полученные в диссертационной работе используются для анализа состояния выработки запасов и определения зон с трудноизвлекаемыми (неподвижными) и слабо дренируемыми остаточными запасами нефти в проектах разработки нефтяных месторождений.

2.Разработанные новые технологии повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти прошли промышленную апробацию с получением технологического и экономического эффекта в сумме 3706,4 тыс.рублей.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на заседаниях технико-экономического Совета ОАО «Татнефть» (2002-2005 г.г.), на региональных семинарах, выставках и конференциях (2002-2005 гг.),школах передового опыта (1999 - 2005 г.г.) в НПО «Нефтегазтехиология».

Публикации результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 13 статей в центральных журналах «Нефтяное хозяйство», НТЖ «Нефтепромысловое дело», в том числе две статьи самостоятельно, получено три патента РФ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, промысловое сопровождение внедряемых технологий и анализ полученных результатов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 149 страницах машинописного текста и содержит 61 рисунок, 23 таблицы, список использованных источников из 142 наименований.

Автор благодарит за помощь и ценные советы научного руководителя д.т.н. Хисамутдинова Н.И. и научного консультанта к.ф,-м.а Владимирова И.В.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана актуальность, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность диссертационной работы.

В первой главе дан обзор современных представлений о классификации терригенных коллекторов Ромашкинского месторождения по продуктивности и особенностях залегания слабовырабатываемых запасов нефти, сосредоточенных в линзах и малопродуктивных коллекторах. С открытием Ромашкинского месторождения в 1943 году его геологическое строение изучалось многочисленными исследователями, такими как: Бадьянов В.А., Данилова Т.Е., Байдова И.К, Дементьев Л.Ф., Иванова М.М, Коцюбинский В.Л., Ошитко В.М., Лиходедов В.П., Мелик-Пашаев B.C., Муслимов Р.Х., Орлинский Б.М., Султанов С.А., Хайрединов Н.Ш., Хисамов Р.Б., Хисамов P.C., Чоловский И.П., Юдинцев В. А. и многими другими.

В настоящее время в пределах пашийского горизонта Д1 принята схема с выделением восьми пластов: а, бь б2иб3-ъ верхнепашийской и в, г2.з ид-ъ нижнепашийской пачках. Площадным распространением на территории месторождения характеризуются пласт «г», пласт «в» - в западной части, а пласт «а» - в северо-восточной части месторождения. Остальные пласты характеризуются высокой прерывистостью и лннзоввдностью залегания коллекторов. Как правило, в пластах выделяются от одного до трех прослоев, разделенных тонкими прослоями глинистых алевролитов или аргиллитов; иногда прослои сливаются, образуя единую монолитную толщу коллекторов. В целом, все это свидетельствует о наличии значительной геологической неоднородности девонских отложений на Ромашкинском месторождении. Определяющая роль в создании научных основ анализа и проектирования разработки Ромашкинского месторождения принадлежит Бадьянову В.А., Блинову А.., Вахитову Г.Г., Дементьеву Л.Ф., Дияшеву Р.Н., Ивановой М.М., Коцюбинскому В.Л., Лысенко В.Д., Мшценко И.Т., Муслимову Р.Х., Мухарскому Э.Д., Орлинскому Б.М., Султанову С.А., Фазлыеву Р.Т., Хисамову Р.Б., Хисамову Р.С.,Хисамутдинову Н.И., Чоловскому И.П. Во многих опубликованных работах на примере отдельных участков, пластов и площадей Ромашкинского месторождения показаны разнообразные формы заводнения неоднородных коллекторов, скорости продвижения закачиваемой воды в различных системах внутриконтурного заводнения.

На основе анализа литературных источников и специальных исследований установлено, что в поздней стадии разработки терригенных отложений Ромашкинского месторождения наиболее актуальными являются вопросы интенсификации добычи

труднсдазвлекаемых запасов нефти из малопродуктивных коллекторов, в которых доля текущих извлекаемых запасов нефти увеличилась с 7 до 30 %. В целом по Ромашкинскому месторождению из высокопродуктивных коллекторов отобрано более 90,6 % начальных извлекаемых запасов нефти, из высокопродуктивных глинистых -76,3 %, а по малопродуктивным всего лишь - 52,8 %. Главными факторами геолого-промыслового характера, являющимися основными причинами низких темпов отбора нефти из малопродуктивных коллекторов, являются: высокая расчлененность пластов, совместная эксплуатация высоко - и малопродуктивных коллекторов, недостаточная плотность сетки скважин, сложность освоения системы нагнетания при повышенных давлениях и низкое качество подготовки закачиваемой воды. Отмечается, что данная проблема характерна и для нефтяных месторождений Башкортостана, опубликованных в работах Баймухаметова К.С., Лозина Е.В., Андреева В.Е., Котенева Ю.А., Токарева М.А. и многих других.

Особенностью малопродуктивных коллекторов является их линзовидное и полосообразное залегание среди зон неколлекторов и коллекторов высокой продуктивности. В современном виде в типизации выделены два типа залегания малопродуктивных коллекторов в виде линз: I - среди неколлекторов, И - полностью или частично в контакте с высокопродуктивными коллекторами. Причем, в каждом из типов выделены четыре подтипа в зависимости от числа скважин, вскрывших линзу: одной, двумя, тремя и большим числом скважин. Линза (рисунок 1), вскрытая более чем четырьмя скважинами имеет площадное распространение и наиболее сложную форму залегания среди неколлекторов.

В целом по Ромашкинскому месторождению в кыновском и пашийском горизонтах в малопродуктивных коллекторах сосредоточено около 10,4 % начальных балансовых запасов нефти. Причем, в изолированных линзах и линзах, имеющих контакт с высокопродуктивными коллекторами, содержится 4,6 % всех начальных балансовых запасов нефти. На Восточно-Сулеевской площади НГДУ «Джалильнефть» в аналогичных условиях в малопродуктивных коллекторах находятся около 35,5 млн.т начальных балансовых запасов нефти, а во всех линзах - около 15,5 млн.т. В том числе, в полностью изолированных линзах, вскрытых 1, 2 и 3 скважинами сосредоточено до 1,0 млн.т начальных балансовых запасов нефти, которые в настоящее время, практически, не введены в активную разработку.

Снижение продуктивности и приемистости скважин в малопродуктивных коллекторах связано с процессами кольматирования пористой среды различного рода частицами, как приносимыми в призабойную зону скважин из глубин пласта, так и находящимися в закачиваемой воде. На основании выполненного анализа опубликованных работ и состояния разработки нефтяных площадей

Ромашкинского месторождения основная цель диссертационной работы определена как создание и совершенствование новых технологий для интенсификации и повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз и полулинз, застойных и тупиковых зон, сосредоточенных в малопродуктивных коллекторах.

Малопродуктивный коллектор I тип П тип

Е231 Г^гГ^зГЗ^ННПБ Рисунок 1. Типизация условий залегания малопродуктивных коллекторов. 1-1 класс I группы; 2 - 2 класс I группы; 3 - малопродуктивные; 4 - граница неколлектора; 5 -скважина

Во второй главе приведен анализ влияния продуктивности скважин на эффективность выработки запасов нефти объекта. Отмечается, что низкая выработка запасов нефти в малопродуктивных коллекторах в поздней стадии разработки может быть связана как с геологическими особенностями их залегания среди высокопродуктивных коллекторов и зон неколлектора, так и с реализованной системой разработки, а также с уменьшением приемистости и продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации по группам коллекторов с различной продуктивностью позволил выявить слабовырабатываемые участки с низкими темпами отбора начальных извлекаемых запасов нефти. В данной работе такой анализ проводится на примере Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения и характеризуется следующими показателями.

Добывающий фонд скважин. Показано распределение и группирование действующего добывающего фонда скважин и показателей их эксплуатации по интервалам коэффициента продуктивности. Установлено, что с коэффициентом продуктивности призабойной зоны пластов менее 0,1 т/сут-10 МПа работает 121 скважина или 24,0 % всего действующего добывающего фонда. Зоны распространения этих низких значений коэффициента продуктивности расположены в центральной и восточной частях Восточно-Сулеевской площади. Установлено, что данная группа скважин эксплуатируется со средним значением забойного давления равным 3,8 МПа при средних дебитах по нефти и жидкости составляющих, соответственно, 1,3 и 3,2 т/сут. Средняя обводненность добываемой ими продукции находится на уровне 58,90 %. Накопленная добыча нефти и жидкости на одну скважину данной группы достигла следующих величин: 50,1 и 133,1 тыс.т/скв. Несмотря на то, что добывающий фонд по этой группе скважин составляет почти четвертую часть от всего действующего добывающего фонда, суточная добыча нефти по нему не превышает 8,6 % от всей добычи нефти по объекту. Анализом установлено, что по данной группе выделенных скважин необходимо более широкое применение методов и способов повышения продуктивности коллекторов в призабойной зоне скважин.

Приведенное распределение накопленной добычи нефти и жидкости (на одну скважину) по интервалам изменения коэффициента продуктивности показывает, что с увеличением значений коэффициента продуктивности скважин возрастают объемы добытой нефти и жидкости, увеличивается накопленная обводненность добытой продукции (водожидкостной фактор).

В тоже время, высокопродуктивная группа скважин с коэффициентом продуктивности более 3,0 т/сут -10 МПа включает в себя всего 24 скважины (4,8 % от всего действующего добывающего фонда), но они обеспечивают 11,7 % всей суточной добычи нефти по

горизонту Дь а средние дебита по нефти на одну скважину составляют около 9,3 т/сут, что почти в 7 раз выше, чем по малопродуктивной группе скважин. Обводненность добываемой продукции по высокопродуктивной группе скважин самая высокая по сравнению со всеми остальными группами скважин - она превышает 95 % уровень. При этом средние дебита по жидкости на одну высокопродуктивную скважину почти в 70 раз выше, чем по малопродуктивной группе скважин. В результате выполненного анализа по высокопродуктивной группе выделены скважины для проведения водоизоляционных работ в сочетании с гидродинамическими и физико-химическими методами увеличения нефтеизвлечения со стороны влияющих нагнетательных скважин.

По высокопродуктивной группе скважин накопленная добыча нефти и жидкости, приходящаяся на одну скважину, в 5,6 и 8,5 раза выше чем по малопродуктивной труппе скважин. Это указывает на то, что с увеличением значений коэффициента продуктивности скважин возрастают области или зоны дренажа скважин и, соответственно, дренируемые запасы нефти.

Аналитическими исследованиями установлено, что для малопродуктивной группы скважин снижение относительного коэффициента продуктивности по нефти в зависимости от обводненности описывается зависимостью: т}н(В) = (1-й)2,4, а для высокопродуктивной группы скважин это снижение менее значительно: т;„(В) = 1,2 (1 - В)1-6 ■ В результате анализа приведенных формул

указано, что по малопродуктивной группе скважин максимальное снижение относительных коэффициентов продуктивности по нефти наблюдается при обводненности добываемой продукции в пределах от 0,4 до 0,55 доли ед., а по высокопродуктивной группе скважин - при обводненности равной 0,7доли ед. Причем, максимальное снижение относительных коэффициентов продуктивности по малопродуктивной группе скважин в 2,5 раза больше, чем по высокопродуктивной группе скважин. Последовательно делается вывод о том, что процессы снижения продуктивности скважин в малопродуктивной группе происходят в значительно большей степени, чем в высокопродуктивной. Приведенные методические приемы анализа работы фонда добывающих скважин использованы для определения приоритетности проведения работ по ОПЗ и водоизоляции.

Показано, что важную роль в нагнетательном фонде имеют значения коэффициентов приемистости, позволяющие оперативно воздействовать на всю систему разработки. Приведенное распределение и группирование действующего нагнетательного фонда скважин и показателей его эксплуатации по интервалам изменения коэффициента приемистости позволили определить нижнее критическое значение коэффициента приемистости, при котором процессы загрязнения призабойных зон пластов проявляются наиболее существенно.

Описывается анализ приемистости по группам нагнетательных скважин с различными значениями коэффициента приемистости. Получено, что она изменяется, примерно, прямо пропорционально их значениям. Средний коэффициент приемистости по высокоприемистой группе скважин в 57,3 раза выше, чем по низкоприемистой группе скважин, а абсолютная приемистость, соответственно, в 42,0 раза Установлено, что, если по высокоприёмистой группе скважин приёмистость во времени практически не снижается, то по малоприёмистой - приёмистость снижается в 4 - 5 раз. Эта группа скважин рекомендована для увеличения приемистости.

Забойное давление в добывающих скважинах.

Описано, что малопродуктивные скважины с коэффициентами продуктивности менее 0,1 т/сут-10 МПа характеризуются тем, что забойное давление в них, в основном, ниже давления насыщения нефти газом. Имеется ряд скважин, у которых в зоне дренажа и пластовое давление снижено ниже давления насыщения нефти газом. По высокопродуктивным скважинам с коэффициентами продуктивности выше 3,0 т/сут • 10 МПа средние значения пластовых и забойных давлений имеют наиболее высокие величины. Это объясняется наличием хорошей гидродинамической связи зон дренажа этих скважин с зонами нагнетания воды. Однако отмечено, что по этой группе скважин обводненность добываемой продукции превышает 95 %, в связи с этим необходимы мероприятия по перераспределению объемов и фильтрационных потоков закачиваемой воды в сторону малопродуктивных коллекторов. Разработанная номограмма оценки энергетического уровня пласта и призабойной зоны единичных скважин позволяет выбрать оптимальное перераспределение фильтрационных потоков. В результате выполненного анализа состояния эксплуатации и группирования по показателям работы скважин с учетом карт начальных и текущих нефтенасыщенных толщин, а также карт изобар определены слабовырабатываемые участки в виде линз (таблица 1), полулинз и тупиковых зон.

Таблица 1 - Распределение начальных балансовых запасов нефти по линзам, вскрытых 1-5 скважинами_

Число скважин, вскрывших линзу, шт. Число , линз, пгг. Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т

Повеем линзам На одну линзу На одну скважину в линзе

1 23 453,271 19.707 19.707

2 9 348.763 38.751 19.375

3 5 219.477 43.895 14.632

4 1 114.370 114.370 28.593

5 1 56.342 56.342 11.268

Всего: 39 1192,223 30.198 18.119

В третьей главе описаны методы совершенствования

научно-методических основ для оптимизации систем разработки слабовырабатываемых участков, линз (таблица 1), полулинз и тупиковых зон в малопродуктивных коллекторах. Отмечается, что совершенствование научно-методических основ по определению местоположения остаточных запасов нефти, изолиний пластовых давлений и реальных фильтрационных потоков в неоднородных пластах является одной из основных задач по созданию новых более эффективных способов доразработки нефтяных месторождений. В малопродуктивных коллекторах лучше всего применять новые способы долговременного увеличения продуктивности скважин, например, зарезкой боковых горизонтальных стволов с изменением направления фильтрационного потока. Однако важнейшей задачей является определение границ распространения и запасов нефти линз, полулинз и слабовырабатываемых участков.

На основе созданной геологической модели горизонта До+Д Восточно-Сулеевской площади в едином геологическом теле коллекторов выделены 40 лигологически экранированных нефтенасыщенных линз, с начальными балансовыми запасами нефти в 1,9 млн.т. Причем, в экранированных линзах, вскрытых 1-5 скважинами, сосредоточено до 1,2 млат балансовых запасов нефти, характеристика которых выборочно приведена в таблице 2.

Для наиболее расчлененного и прерывистого малопродуктивного пласта «61» горизонта Д] Восточно-Сулеевской площади представленного, в основном, малопродуктивными и глинистыми средней продуктивности коллекторами, в которых сосредоточено более 50 % начальных извлекаемых запасов нефти, система заводнения в настоящее время еще полностью несформирована, а в нагнетательные скважины, как правило, закачка воды осуществляется совместно с другими пластами горизонта Д.

В пласте имеется много участков с выработкой запасов нефти менее 25 %. В основном, эти участки расположены в экранированных (таблица 2) или полуэкранированных линзах, застойных и тупиковых зонах, неподверженных активному заводнению. В тоже время, важным обстоятельством является высокая плотность пробуренного, но пока еще работающего на другие пласты, фонда скважин в рассматриваемых участках. В связи с этим, возникает задача максимально-возможного использования существующего фонда скважин для доиз влечения нефти из участков с низкой выработкой запасов нефти на основе теоретических исследований и создания новых технологий (таблица2).

Таблица 2 - Геолого-физическаа характеристика и начальные геологические запасы по линзам в

пластах горизонтов ДОДХ Восгочно-Сулвсасжрй площади

ЗагамииЬш.тыо.1

Линзы Номера скважин k s \ 3 1 | В Í > 8 > I I

1 2 3 4 5 б 7 8 9 10

пласт "6Г

1 30035 0 0 юз» 0 0 0 0 10359

г 11697 0 0 4.643 0 0 0 0 4.643

3 720« 0 0 6344 0 0 0 0 4344

4 11601 0 0 9,104 0 0 0 0 9.104

5 1422, 19305, 19193 0 0 28 84 0 0 0 0 28.84

4 19188, 1519, 300«3 0 0 54 137 0 0 0 0 54.137

7 19349 0 0 4021 0 0 0 0 4Л21

8 19399 0 0 9.391 0 0 0 0 9.391

9 19314 0 0 9.291 0 0 0 0 9.291

10 193» 0 0 6.378 0 0 0 0 6378

11 7209, 1378, 7380 0 0 88.57 0 0 0 0 88.57

12 1168 0 0 8 512 0 0 0 0 8.512

13 2158,2l58d 0 0 22.348 0 0 0 0 22.368

14 19323,19225 0 0 15.112 0 0 0 0 15.112

15 1468, 1469 0 0 53.272 0 0 0 0 53.272

16 19182,19184, 1930» 0 0 28.405 0 0 0 0 28405

17 7355 0 0 8J2 0 0 0 0 8L82

18 <93 0 0 4.862 0 0 0 0 4.842

19 993 0 0 49 376 0 0 0 0 49374

20 ■адапвЗбсо 0 0 707.013 0 0 0 0 707.013

лист "62"

21 19310, 11611, 19369 0 0 0 19 525 0 0 0 19.525

22 11*1,1192 0 0 0 44,274 0 0 0 66.274

23 19276 0 0 0 11.303 0 0 0 11.203

24 19399 0 0 0 33152 0 0 0 33.152

25 1153» 0 0 0 16.518 0 0 0 16.518

2« 11631,30084 0 0 0 5X71 0 0 0 5271

27 1175,30091,1174,1173 0 0 0 11437 0 0 0 114 37

28 11662.11663 0 0 0 21.005 0 0 0 21.005

29 11684,11543, 11544, 11545,»43 0 0 0 34.342 0 0 0 54342

30 10127 0 0 0 29.142 0 0 0 29.142

31 19231,19230 0 0 0 52.583 0 0 0 53.583

32 27910 0 0 0 43,319 0 ч 0 43319

33 7250 0 0 0 8.453 0 0 0 8,453

34 11573,11572 0 0 0 31557 0 0 0 31.557

35 19216,1*324 0 0 0 33J82 0 0 0 33.882

36 11544 0 0 0 12.195 б 0 0 12.195

37 1330 0 0 0 77 397 0 0 0 77.397

И*сг*вэ*

38 11518 0 0 0 0 24.864 0 0 24.866

паяет"»"

39 7374 144(3 0 0 0 0 37 502 0 37.502

40 11691 13.9 0 0 0 0 0 0 13.9

СумшрЯив бЮНССПи по шостш 28.383 0 1128.858 «79.627 24 844 37.502 0 1899 236

Линзы | 1 1Я | в ¡1 |) я ° | Тот дни, пюнисгого раздам между лшюш листок я смвжкшв шаспва Прошение

11 12 13 14 и 16 17 1 18 19

шага "61"

1 0.8 150 0652 109 1.1 24 2.0 жбюмвйспш

2 04 19.5 0.882 19» 7.2 1.4 6.4 титилщ пж*ст"ж"

3 10 14.4 0 742 36 13.5 12 6.2 до&иакжцм. П1ягт*гд"

4 1.0 21 1 0.797 311 51 42 5.3 иишишттв'В'

5 14 16.0 ОЛЮ <5 5.9 2А го ярбттю, ютсшч" ■ V

6 42 22.0 0850 394 12 40 3.6 добивающие, госты "а,бЗ,в"

7 0« 18 7 0 780 157 45 ЗА 2.0 «йоаяц шш 461"

9 и 23.6 0.(41 1057 1.6 3.4 1.2 Я0СЦ'»Щр«| дпсТУ

9 1.0 15.4 0.680 52 и 2.6 40 шнаццуия^ шшгг'а"

10 04 150 0669 85 13« 38 5.6 ШПРРОШ

И и 19.1 0.801 177 3.9 3.2 5А амОмаи|«И|и.писш*а.01,03"

13 14 13.0 0Л50 20 4.5 20 6.6 доВывампи. лист "а.61,63"

и 18 20 0 0 610 230 НО 4Л 14 имиимц шаог"63"

14 0.8 23.7 0Л02 1080 0.2 1.4 7Л яЛашщо, паст "62,63.8"

15 2,0 225 0.862 785 и 32 52 дпПытпцц, гааста 461,бЗд"

16 14 18» 0/493 348 1.6 48 60

17 0« 16 7 0850 83 80 28 64 добывают ттсг V

19 12 19.0 0.785 367 1.5 2.3 1Л мюичиЦ паст "а,б1л"

19 2.6 19.5 0.876 199 2.4 4.2 5Л щцлншчяьявд лист 461 •

20 39 197 0890 214 35 доОтавгшци -2« с» ,чн1М1щ«»ыпп-10 ав.

■я«"

21 1.0 18.7 0.747 157 4.5 6.6 1.4 «вашамокш "а,б1.в2,бЗ,в'

22 24 18 0 0.7 126 41 59 240 добивоощнеджаст 462"

23 1.0 124 0.686 15 97 08 2.0 ди^имиицщ иваст *>*

И 2.0 24.0 0.85» 1150 0.3 1.2 «а миЛаи—мицачич 1

25 06 18 6 0 571 152 7.6 04 42 ннтмт+^нав.тУ1-"'""

2« 18 18.1 0 836 209 42 14 9.2 Ж11631 «пег <»*,МЭ0084*11ПвУ

27 2.4 17.0 0.734 92 8Л 43 4 А тает "б24ар*.» 1175,1174

28 Об 185 0 662 148 46 5.4 24 пяаст *С2*1щрфл ю. со 11663

2» 12 19.9 0.831 223 110 4.2 2.2 М11543 «англ пж.Я2,<П

за и 218 0.812 710 1.8 12 5.8 щрйаяаци. тия"в"

31 18 19 0 0.721 172 72 33 37 до№пающне.пласт "63"

32 08 169 0.675 89 4.2 5.2 3.6 ПНЮ*

33 1.4 13.1 0.725 21 4Л 6Л 6.6 лгваташвдпасп^бЗлгх"

34 1.0 15.3 0.755 50 8.4 4.5 3.3 ддбнаашвмшкт "83"

35 1.4 217 0.802 «95 02 4.8 3.2 аевнмсютлжт "63*

3« 0.8 17.0 0.763 92 9.2 1.8 4.2 »Диеч |«д. яяаст 463"

3 результате анализа состояния разработки слабовырабатываемых зон, линз, полулинз и тупиковых зон сформулированы следующие основные виды геолого-технических мероприятий, позволяющих осуществить интенсификацию добычи нефти и увеличить выработку запасов нефти из плохо вырабатываемых и застойных зон пластов существующим фондом скважин:

1. Перевод добывающих скважин, выработавших запасы нефти соответствующих пластов и расположенных вблизи плохо вырабатываемых зон, под закачку с целью интенсификации воздействия на низкопродуктивные коллектора и изменения существующего фильтрационного поля.

2. Перевод части нагнетательных скважин при соблюдении необходимых нормативов (надежная изоляция выработанного пласта от неразрабатываемого низкопродуктивного пласта, отсутствие необходимости продолжения закачки в выработанный пласт и др.) в добывающие на низкопродуктивные пласты или застойные зоны.

3. Зарезка боковых горизонтальных стволов, в том числе с забоя, добывающих и нагнетательных скважин в сторону слабодренируемых запасов нефти или по направлению нейтральных линий тока.

4. При совместной разработке высокопродуктивных и низкопродуктивных коллекторов использование физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, а также способов обработки призабойных зон пластов для повышения или восстановления продуктивности или приемистости скважин.

5. Установка на устьях нагнетательных скважин насосов индивидуальной закачки с целью локального увеличения охвата воздействием на низкопродуктивные зоны коллектора.

В четвертой главе разработаны новые способы повышения эффективности выработки запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон в соответствии с рекомендованными геолого-техническими мероприятиями и данных в таблице 2.

Описана одна из технологий разработки нефтенасыщениой линзы, вскрытой одной скважиной, целью которой является повышение коэффициентов нефтеизвлечения при эксплуатации таких линз до уровня коэффициентов нефтеизвлечения, достигаемых при заводнении нефтяных коллекторов. В предлагаемой технологии закачку воды осуществляют при давлении на забое скважины, превышающем давление разрыва пористой среды и достаточным для создания глубокопроникающих в пласт к границам линзы вертикальных трещин, прекращают закачку воды через трещину при восстановлении пластового давления, например, до первоначального уровня, быстро сбрасывают давление на забое скважины, переоборудуют скважину под эксплуатацию и отбирают пластовую жидкость до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита скважины по нефти до предельно рентабельного. Закачку воды с гидроразрывом пористой среды и отбор пластовой жидкости чередуют до полного заводнения линзы или до достижения экономических критериев прекращения ее разработки. В случае необходимости после закачки воды проводят обработки призабойной зоны скважины гидрофобизатором (патент РФ № 2150578).

В период закачки воды через систему вертикальных трещин, закачиваемая вода по трещинам проникает далеко вглубь пласта к границам линзы и заводняет объем пласта вокруг вертикальных трещин

и вдоль границ линзы. В период отбора пластовых флюидов, закачанная в пласт вода не возвращается обратно в скважину по трещинам, так как забойное давление в скважине ниже давления разрыва пористой среды и трещины находятся в закрытом состоянии, а совершает полезную работу по вытеснению нефти из пористой среды к забою скважины. Часть закачанной в пласт воды добывается вместе с нефтью, другая часть - остается в пласте. В следующем цикле закачки воды через систему вертикальных трещин, оставшаяся в пласте часть ранее закачанной воды проталкивается дальше в пласт новыми порциями воды. При этом суммарный объем закачанной в пласт, но не отобранной в период эксплуатации воды от цикла к циклу будет возрастать, соответственно, будет увеличиваться и заводненный объем линзы. Показано, что созданная методика расчета основных параметров проведения ГРП при осуществлении технологии позволяет проводить оценку и расчет зависимости давления трещинообразования от проницаемости пласта, радиуса контура линзы, приемистости н продолжительности закачки. Конечный коэффициент нефтеизвлечения может быть увеличен в 1,5-2,0 раза по сравнению с разработкой линзы на замкнуто-упругом режиме разработки.

Описаны результаты теоретических исследований и создание технологии разработки изолированных, литологически экранированных нефтенасыщенных линз, вскрытых двумя скважинами эксплуатационного фонда, которая осуществляется, как правило, путем создания системы заводнения, когда одна из скважин оборудуется под добычу нефти (добывающая), а другая - под закачку воды (нагнетательная). Повышение эффективности разработки этих линз может быть достигнуто за счет проведения в скважинах гидроразрыва пласта (ГРП) или зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС) и создания в линзе вертикальных трещин или горизонтальных стволов определенной направленности (ориентации). При этом, с целью повышения коэффициентов нефтеизвлечения разработку литологически экранированных линз двумя скважинами осуществляют с применением системы заводнения и с проведением ГРП (или зарезкой боковых горизонтальных стволов) в обеих скважинах с созданием глубокопроникающих в пласт к границам линзы вертикальных трещин (или боковых горизонтальных стволов), причем их направленность в нагнетательной скважине ориентируют в направлении прямопротивоположном от добывающей скважины, а в добывающей скважине - ориентируют в противоположном направлении от нагнетательной скважины (патент РФ № 2203404).

Увеличение выработки запасов нефти из линзы зарезкой боковых стволов (БГС) с ориентацией ГС вдоль нейтральных линий тока было изучено на основе математического моделирования процессов фильтрации пластовых флюидов, используя теорию фильтрации двухфазной жидкости в пространственно-неоднородном пласте. Были

рассмотрены семь вариантов (рисунок 2) расположения скважин и ориентации боковых горизонтальных стволов при вязкости нефти в пластовых условиях ро = 4, 20, 40 мПа-с. Численное исследование показало, что коэффициент нефтеизвлечения зависит не только от вязкости нефти, но и от ориентации горизонтального ствола и расстояния между скважинами.

Для оценки технологической эффективности предлагаемого способа разработки рассмотрены варианты: первый вариант - без создания боковых стволов, второй вариант - с созданием только одного бокового ствола в добывающей или нагнетательной скважине, третий вариант - с созданием боковых стволов по предлагаемому способу в двух скважинах: добывающей и нагнетательной. При этом, длина нейтральной линии тока во втором и третьем вариантах значительно сокращается за счет того, что создаваемые в пласте боковые горизонтальные стволы обладают высокой проницаемостью, которая в десятки и сотни раз превышает проницаемость пористой среды пласта. В связи с этим, снижается неравномерность вытеснения нефти вытесняющим агентом и увеличивается коэффициент охвата заводнением и, в конечном счете, возрастает коэффициент нефтеизвлечения. Создана методика расчета основных параметров технологии, по которой для условий Ромашкинского месторождения в таких линзах прирост коэффициента нефтеизвлечения может составить до 0,100 доли ед., а отбор воды снизится на 20%, которая наглядно подтверждается данными приведенными в таблице 3.

Как правило, разработка лигологически экранированных нефтенасьпценных линз, вскрытых тремя скважинами, осуществляется созданием системы заводнения, когда одна из них переводится под

+ » 21

— 4) -1- —

7) —

Рисунок 2. Расположение скважин и ориентация боковых горизонтальных стволов по вариантам. Цифра соответствует номеру варианта.

Таблица 3 - Сопоставление технологических показателей вариантов разработки нефтяной линзы за весь срок эксплуатации

Параметр Обозначение Варнанты разработки

1. Баз создания трещин 2. С созданием трещины только в одной из скважин З.С созданием трещин в обеих скважинах

Соотношение длин нейтральной и главной линий тока, д. ед М 3.424 2.924 2.424

Соотношение подвижностей вытесняющего агента и вефтн, д. ед. Ц* 2.324 2.324 2.324

Квадрат коэффициента вариации геометрической неоднородности, д. ед. Уг1 1.600 1.180 0.780 "

Квадрат коэффициента вариации расчетной послойной неоднородности пластов по проницаемости, д. ед. V»2 2.900 2.270 1.670

Коэффициент охвата заводнением, д. ед. Кз 0.595 0.662 0.739

Коэффициент нефтеизвлечения, д. ед. Кно 0.300 0.334 0.372

Прирост коэффициента нефтеизвлечения, д. ед. дк„» 0 0.034 0.072

Суммарный водонефтяной фаггор, д. ед. 1ВНФ 3.449 3.217 2.900

Начальные геологические запасы нефти, тыс.т 0« 300.0 300.0 300.0

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т 0» 90.000 100.2 111.6

Прирост начальных извлекаемых запасов нефти, тыс.т ¿0™ 0 10.2 21.6

Кратность увеличения начальных извлекаемых запасов нефти, д. ед. 1.000 1.113 1.240

Повышение эффективности разработки этих линз, а именно увеличение коэффициентов нефтеизвлечения н снижение объемов попутно-добываемой с нефтью воды, может быть достигнуто за счет создания в пластах в определенном направлении высокопроводящих каналов (гидроразрыв пласта, бурение боковых стволов или горизонтальных скважин и т.д.).

Отмечено, что эффективным направлением является ориентация высокопроводящих каналов вдоль нейтральных линий тока с минимизацией соотношений длин нейтральных и главных линий тока. Такая ориентация каналов позволяет увеличить скорость фильтрации

вдоль нейтральных линий тока и тем самым снизить

неравномерность вытеснения нефти водой и, следовательно, повысить коэффициент нефтеизвлечения и снизить при этом объемы попутно-добываемой с нефтью воды. ' Этот вывод является одним из основополагающих для выбора направления зарезки боковых горизонтальных стволов из скважин действующего фонда в условиях, когда повышенная текущая ' нефтенасыщеииость коллекторов совпадает с расположением нейтральных линий тока, которая подтверждается данными таблицы 4.

На Восгочно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения выделено пять полностью экранированных нефтенасьпценных линз, каждая из которых вскрыта тремя скважинами эксплуатационного фонда. Реализация этой технологии разработки этих линз с созданием высокопроводящих каналов (БГС) от скважин вдоль нейтральных линий тока с целью минимизации соотношения длин нейтральных и главных линий тока позволит увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения на 0,091 доли ед. При этом дополнительная добыча нефти составит 22,0 тыс.т (или около 4,4 тыс.т на одну линзу) при сокращении отбора попутно-добываемой воды на 134,0 тыс.т.

Падение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин в процессе эксплуатации, особенно, в малопродуктивных коллекторах происходит постоянно. Поэтому разработка новых более эффективных технологий ОГО пластов всегда актуальна.

Описана разработанная новая технология глубокой очистки ПЗП

Назначение: Базовый технологический процесс направлен на восстановление продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин с восстановлением профиля притока или приемистости (патент РФ № 2266403).

Цель: Очистка поровых каналов ПЗП от кольматирующего материала путем создания условий интенсивного управляемого притока пластового флюида из пористой среды в ствол скважины. Теоретические исследования геометрии задачи при двух режимах воздействия на кольматант в пористой среде: на кольматант воздействует постоянный по скорости поток однородной жидкости и второй - неоднородной жидкости. В результате моделирования выноса кольматанта установлены предельные значения плотности газожидкостной смеси, объем закачки и предельные депрессии на пласт.

Таблица 4 - Сопоставление технологических показателей вариантов разработки нефтяной линзы за весь срок эксплуатации

Варианта разработки

а"

а | §

Соотношение длин нейтральной я главной линий тока, д-ед.

2.750

2.500

2.000

2.250

Соотношение подвижиостей вытесняющего агента и нефти, д. «д.

И*

2.324

Квадрат коэфф-та

«ярряцум

геометрической неоднородности, дед_

V.»

1.038

0.839

0.466

0.647

Квадрат коэфф-та вариации расчетной послойной неодн-сти пластов по проницаемости, дед.

2.057

1.758

1.199

1.471

Коэффициент охвата заводнением, д. ад.

Кз

0.668

0.727

0.810

0.768

Коэффициент нефгензвл., д. ед.

К»

0.337

0.366

0.408

0.387

Прирост коэфф-та нефтензвлечения, д ад _

ДК»

0.029

0.071

0.050

Сумм, водовефтяной фактор, д. ед.

ЕВНФ

3.118

2.956

2.542

2.764

Начальные геол. запасы нефти, тыс.т

О.

500.0

Начальные извл. запасы нефти, тыс.т

О»

168

183

204

194

Прирост начальных извл. запасов нефти, тыс.т

дои

Кратность увеличения начальных извл. запасов нефти, д. ед.

1.000

1.089

1.214

1.155

Нейтральные линии тока: 1 -ая

2-ая

НВС Д

ВСД

ВС

ИБС Д

НБСД

ИБС

ВСД

вед

Физический смысл технологического процесса

состоит в создании депрессии между забоем скважины и пластом путем использования в качестве рабочего агента устойчивой газо-жидкостной смеси (ГЖС) с заданной плотностью. Увеличивая или уменьшая процентное отношение диспергированного газа в жидкости, можно контролировать давление на забое скважины и управлять притоком. Разработанные для этого спецустройства (диспергатор и дозатор), а также рецептура ПАВ - стабилизатора, дают возможность создавать ГЖС плотностью от 0,95 до ОДбг/см3 высокой устойчивости.

Отработаны рабочие режимы технологического процесса. Возможность поддержания в скважине депрессии длительное время дает возможность не только разрушить кольматант в пористой среде, но и доставить его по поровым каналам из глубины коллектора в ствол скважины и далее на поверхность.

Технология была опробована и успешно прошла опытно-промысловые испытания на месторождениях Татарстана, Удмуртии, Башкортостана и Пермской области.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы:

1. По девонским отложениям Ромашкинского месторождения в НГДУ «Джалильнефть» постоянно возрастает число малодебитных скважин с дебетами по жидкости менее 10 т/сут и с самой низкой по сравнению с более продуктивными скважинами среднегодовой обводненностью добываемой продукции (около 50 %). На 01.01.2005 г. число скважин с дебетами по жидкости до 10 т/сут составляет 40 % от общего действующего фонда добывающих скважин при суточной добыче нефти и жидкости, соответственно, равной 18,6 и 4,6 % от всей добычи по объекту. Как правило, малодебетные скважины расположены в зонах развития малопродуктивных коллекторов, в экранированных линзах и полулинзах, в застойных и тупиковых зонах, не имеющих хорошей гидродинамической связи с нагнетательными скважинами.

2. Проведенный анализ влияния продуктивности скважин на эффективность выработки запасов нефти по горизонту Д1 Восточно-Сулеевской площади показал, что:

по малопродуктивной группе скважин с коэффициентом продуктивности менее 0,1 т/сут • 10 МПа по сравнению с высокопродуктивной с коэффициентом продуктивности более 3,0 т/сут -10 МПа: средние дебеты по нефти и жидкости ниже в 7,1 и 68,2 раза, соответственно; забойное давление меньше в 1,8 раза; накопленная добыча нефти и жидкости, приходящаяся на одну скважину меньше в 5,7 и 9,7 раза, соответственно; дренируемые начальные извлекаемые запасы нефти в среднем на 1 скважину ниже в 3,7 раза, а остаточные извлекаемые запасы нефти выше в 1,9

раза; темпы отбора от НЮ и ТИЗ меньше в 1,9 и 13,4 раза,

соответственно.

3. В результате численного исследования распределения начальных балансовых запасов по геологической модели Восточно-Сулеевской площади и показателей его разработки выявлено 40 литологически экранированных нефтенасыщенных линз, вскрытых скважинами, в том числе 23 - единичной скважиной, 9 -двумя, 5 - тремя, 1 -четырьмя, 1 -пятью, и 1 - 36 скважинами с общими запасами 1.9 млн.т. Полученные данные явились основой для теоретического исследования и создания новых технологий нефтеизвлечения.

4. В условиях малопродуктивных коллекторов, представленных отдельными локальными участками, линзами и полулинзами снижение продуктивности и приемистости скважин происходит более значительными темпами, чем в высокопродуктивных коллекторах, что вызывает необходимость проведения регулярных обработок призабойных зон (ОГО) пласта с целью удаления загрязняющих веществ. В случаях, когда ОГО скважин не позволяют восстановить или повысить продуктивность, в них необходимо проводить работы по зарезке боковых горизонтальных стволов в заранее выбранном интервале пласта и в наилучшем направлении, то есть формировать локальные системные технологии разработки малопродуктивных коллекторов в линзах, застойных и тупиковых зонах с использованием боковых горизонтальных стволов.

5. Разработана методика построения карт полей текущей нефтенасыщенности коллекторов, совмещенная с картой изобар и фильтрационными потоками, позволяющая определить оптимальное направление зарезки боковых горизонтальных стволов в скважинах действующего фонда.

6. Разработка экранированных нефтенасыщенных линз, если в них не создана соответствующая система заводнения, должна осуществляться отдельно от смежных нефтенасыщенных пластов, имеющих площадное распространение, с активным заводнением коллекторов.

7. В результате комплекса проведенных исследований разработаны новые способы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения экранированных линз и полулинз, застойных и тупиковых зон в малопродуктивных коллекторах, учитывающие направление фильтрационных потоков в пластах.

8. Для повышения коэффициентов продуктивности и приемистости скважин разработана новая технология глубокой очистки призабойных зон пластов с созданием повышенных перепадов давления между забоем скважины и пластом с использованием в качестве рабочего агента устойчивой газожидкосгной смеси с заданной плотностью.

Основные положения диссертационной работы

изложены в следующих публикациях

1. Патент РФ № 2150578, Е21 В 43/ 20. Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной / Буторин О.И., Панарин А.Ф., Буторин О.О., Буторин К О. - Опубл. 10.06.2000.-Б.И. № 16.

2. Буторин О.О., Панарин А.Т., Халиуллин Ф.Ф. Разработка литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной с проведением гидроразрыва пласта.- Нефтяное хозяйство.-2001,- № 8.-С.48-56.

3. Буторин О.О., Хисамутдинов Н.И., Халиуллин Ф.Ф., Закиров А.Ф. Повышение эффективности разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз двумя скважинами. .Нефтяное хозяйство.-2001.- № 8.-С.57-61.

4. Буторин О.О. Повышение эффективности разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз вскрытых тремя скважинами. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2002.- № 3.-С. 18-21.

5. Патент РФ № 2203404, Е21 В 43/20. Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз двумя скважинами / Буторин О.О., Хисамутдинов Н.И., Халиуллин Ф.Ф., Закиров А.Ф. - Опубл. 27.04.2003.-Б.И. № 12.

6. Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Анализ показателей эксплуатации скважин по Восточно-Сулеевской и Чишминской площадям, выведенным из эксплуатации на нефть. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№12.- С.63-68.

7. Хисамов P.C., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Буторин О.О., Гильманова Р.Х. Выделение литологически экранированных нефтенасыщенных линз и способы ввода их в разработку. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2003.-№12.-С.21-24.

8. Зарипов Р.Р., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском месторождении. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2004.- № 9.-С.51-54.

9. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Гимаев И.М., Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Сагитов Д.К Стимуляция добычи нефти обработкой призабойных зон добывающих скважин Алексеевского месторождения (кизеловский горизонт). НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2004,- № 7.-С. 16-20.

10. Зарипов P.P., Круглое М.П., Ульмаскулов Л.Ф., Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Коряковцев В.М. Анализ применяемых технологий обработки призабойных зон скважин на Тавельском

месторождении. НТЖ «Нефтепромысловое дало».

2004.- № 8.-С.18-24.

11. Владимиров И.В., Буторин О.О., Каюмов М.Ш., Салихов ММ, Хисамов P.C. Стратегия выработки подвижных запасов нефти, сосредоточенных в застойных областях месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2005,- № 8,- С. 10-16.

12. Каюмов М.Ш., Салихов М.М. , Рафиков Р.Б., Тазиев ММ., Владимиров И.В., Буторин О.О. Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2005.-№ 8.-С. 30-35.

13. Буторин О.О., Репин Д.Н., Ерилин С.А. Увеличение приемистости нагнетательных скважин в осложненных условиях технологией глубокой очистки призабойной зоны пласта. VI конгресс нефтепромышленников России. Научно-практическая конференция «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»/ Научные труды.-Уфа,- Изд-во «Монография».-2005.-С.94-97.

14. Владимиров И.В., Буторин О.О., Коряковцев В.М., Лазеев А.Н. Совершенствование технологий выработки запасов нефти с учетом направлений преимущественной трещиноватости коллекторов. VI конгресс нефтепромышленников России. Научно-практическая конференция «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»/ Научные труды.-Уфа.- Изд-во «Монография».-

2005.- С.44-47.

15. Буторин 0.0. Увеличение приемистости нагнетательных скважин в осложненных условиях технологией глубокой очистки призабойной зоны пласта. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2005.-№10.-С.44-46.

16. Патент РФ № 2266403, Е21 В 43/25. Способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин / Репин Д.Н., Буторин О.О., Ерилин С.А., Багромов К.А., Иксанов И.М., Владимиров И.В. -Опубл. 20.12.2005. - Бюл.№ 35.

Подписано к печати г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 1,78; усл.-печ. л. 1,36 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел.(3472)35-77-19

* - 1 J в 6

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Буторин, Олег Олегович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1.Современные представления о классификации терригенных коллекторов Ромашкинского месторождения по продуктивности.

1.2. Особенности залегания слабо вырабатываемых запасов нефти, сосредоточенных в линзах и малопродуктивных коллекторах.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕКТА

2.1. Общие сведения о разработке эксплуатационных объектов НГДУ «Джалильнефть».

2.2. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации по коллекторам с различной продуктивностью.

2.3. Текущее пластовое давление.

2.4. Анализ динамики коэффициентов приемистости нагнетательных и коэффициентов продуктивности добывающих скважин.

2.5. Обобщение результатов исследований по разделам 1,2.

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ

ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ В МАЛОПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ.

3.1. Постановка задачи исследования.

3.2. Геолого-физическая характеристика экранированных линз и состояние их разработки.

3.3. Анализ выработки запасов нефти.

ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

НЕФТИ ИЗ ЭКРАНИРОВАННЫХ ЛИНЗ, ЗАСТОЙНЫХ И

ТУПИКОВЫХ ЗОН.

4.1. Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной с проведением гидроразрыва пласта.

4.1.1. Расчет основных параметров проведения ГРП при осуществлении технологии.

4.2. Повышение эффективности разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз, вскрытых двумя скважинами.

4.2.1. Оптимизация системы разработки литологически экранированных линзовидных залежей нефти, вскрытых двумя скважинами.

4.3. Повышение эффективности разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз, вскрытых тремя скважинами.

4.4. Перспективы применения новых способов разработки нефтенасыщенных линз на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения.

4.5. Увеличение приемистости нагнетательных скважин в осложненных условиях технологией глубокой очистки призабойпой зоны пласта.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон"

Актуальность проблемы.

Опережающая выработка запасов нефти из высокопродуктивных коллекторов по основным разрабатываемым месторождениям Урало-Поволжья послужила основной причиной качественного ухудшения минерально-сырьевой базы. Так например, за последние 50 лет в Татарстане отобрано более 90 % активных (легко извлекаемых) и около 50 % трудноизвлекаемых запасов нефти. Причем, в общей структуре запасов доля трудноизвлекаемых возросла с 30 до 80 % и продолжает увеличиваться. Остаточные трудноизвлекаемые запасы нефти сосредоточены, как правило, в отдельных изолированных линзах и полулинзах, в малопродуктивных коллекторах, в тупиковых и застойных зонах. Формирование зон с трудноизвлекаемыми запасами нефти связано как геологическими особенностями строения эксплуатационных объектов (высокая неоднородность и расчлененность коллекторов), так и с реализованными системами разработки, например, вскрытие малопродуктивных и высокопродуктивных коллекторов общим фильтром, применение рядпых систем заводнения, способствующих обтеканию малопродуктивных коллекторов и зон неколлектора закачиваемой водой с созданием многочисленных застойных зон, тупиков и слабовырабатываемых участков. Значительное многообразие залегания коллекторов различного типа по отношению друг к другу и среди неколлекторов приводит к формированию разнообразных зон трудноизвлекаемых запасов нефти в виде линз, полулинз.

В связи с этим, одной из наиболее актуальных задач, нацеленных на повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, является проблема ввода в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти созданием новых более эффективных технологий направленного воздействия в сочетании с реализованными системами заводнения.

Цель работы.

Основные задачи исследований.

1. Анализ динамики выработки запасов нефти на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения с целью определения зон с трудноизвлекаемыми и слабовырабатываемыми запасами;

3. Разработка новых технологий для повышения полноты выработки трудноизвлекаемых запасов нефти в экранированных линзах и полулинзах;

4. Разработка новых технологий очистки призабойных зон скважин в малопродуктивных коллекторах;

Методы исследований.

2. Аналитически исследована выработка запасов из литологически экранированных нефтенасыщенных линз представленных одной скважиной с проведением гидроразрыва пласта при давлении, превышающем давление разрыва пористой среды с периодическим изменением закачки воды и отбора продукции скважин.

3. Исследован механизм влияния на коэффициент нефтеизвлечения различия подвижностей вытесняемого агента и нефти по соотношению длин нейтральной и главной линий тока, идущих от нагнетательной к добывающей скважине в коллекторах при разработке литологически экранированных линз.

Основные защищаемые положения. 1. Методика исследования степени выработки запасов нефти в зоне с трудноизвлекаемыми (неподвижными) и слабодренируемыми остаточными запасами в зоналыю-и послойно неоднородных коллекторах и формирование технологий извлечения нефти из объектов вскрытых единичной и группой скважин.

2. Новые технологии для повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон, вскрытых одной (патент РФ № 2150578) и группой скважин (патент РФ № 2203404).

3. Новая технология очистки призабойных зон скважин в малопродуктивных коллекторах путем создания перепадов давления в ПЗП периодической закачкой газо-жидкостной смеси с заданной плотностью.

Практическая ценность.

1. Результаты, полученные в диссертационной работе используются для анализа состояния выработки запасов и определения зон с трудноизвлекаемыми (неподвижными) и слабодренируемыми остаточными запасами нефти в проектах разработки нефтяных месторождений.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на заседаниях технико-экономического Совета ОАО «Татнефть» (2002-2005 г.г.), на региональных семинарах, выставках и конференциях (2002-2005 г.г.), школах передового опыта (1999- 2005 г.г.) в НПО «Нефтегазтехнология».

Публикации результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 13 статей в центральных журналах «Нефтяное хозяйство», НТЖ «Нефтепромысловое дело», в том числе две статьи самостоятельно, получено два патента РФ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, промысловое сопровождение внедряемых технологий и анализ полученных результатов.

Структура и объем работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Буторин, Олег Олегович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы:

1. По девонским отложениям Ромашкинского месторождения в НГДУ «Джалильнефть» постоянно возрастает число малодебитных скважин с дебитами по жидкости менее 10 т/сут и с самой низкой по сравнению с более продуктивными скважинами среднегодовой обводненностью добываемой продукции (около 50 %). На 01.01.2005 г. число скважин с дебитами по жидкости до 10 т/сут составляет 40 % от общего действующего фонда добывающих скважин при суточной добыче нефти и жидкости, соответственно, равной 18,6 и 4,6 % от всей добычи по объекту. Как правило, малодебитные скважины расположены в зонах развития малопродуктивных коллекторов, в экранированных линзах и полулинзах, в застойных и тупиковых зонах, не имеющих хорошей гидродинамической связи с нагнетательными скважинами.

2. Проведенный анализ влияния продуктивности скважин на эффективность выработки запасов нефти по горизонту Д] Восточно-Сулеевской площади показал, что: по малопродуктивной группе скважин с коэффициентом продуктивности менее 0,1 т/сут • 10 МПа по сравнению с высокопродуктивной с коэффициентом продуктивности более 3,0 т/сут -10 МПа: средние дебиты по нефти и жидкости ниже в 7,1 и 68,2 раза, соответственно; забойное давление меньше в 1,8 раза; накопленная добыча нефти и жидкости, приходящаяся на одну скважину меньше в 5,7 и 9,7 раза, соответственно; дренируемые начальные извлекаемые запасы нефти в среднем на 1 скважину ниже в 3,7 раза, а остаточные извлекаемые запасы нефти выше в 1,9 раза; темпы отбора от НИЗ и ТИЗ меньше в 1,9 и 13,4 раза, соответственно.

3. В результате численного исследования распределения начальных балансовых запасов по геологической модели Восточно-Сулеевской площади и показателей его разработки выявлено 40 литологически экранированных нефтенасыщенных линз, вскрытых скважинами, в том числе 23 - единичной скважиной, 9 - двумя, 5 - тремя, 1 -четырьмя, 1 - пятью, и 1 - 36 скважинами с общими запасами 1.9 млн.т. Полученные данные явились основой для теоретического исследования и создания новых технологий нефтеизвлечения.

4. В условиях малопродуктивных коллекторов, представленных отдельными локальными участками, линзами и полулинзами снижение продуктивности и приемистости скважин происходит более значительными темпами, чем в высокопродуктивных коллекторах, что вызывает необходимость проведения высокопродуктивных коллекторах, что вызывает необходимость проведения регулярных обработок призабойных зон (ОПЗ) пласта с целью удаления загрязняющих веществ. В случаях, когда ОПЗ скважин не позволяют восстановить или повысить продуктивность, в них необходимо проводить работы по зарезке боковых горизонтальных стволов в заранее выбранном интервале пласта и в наилучшем направлении, то есть формировать локальные системные технологии разработки малопродуктивных коллекторов в линзах, застойных и тупиковых зонах с использованием боковых горизонтальных стволов.

7. В результате комплекса проведенных исследований разработаны новые способы интенсификации добычи нефти и повышения иефтеизвлечения экранированных линз и полулинз, застойных и тупиковых зон в малопродуктивных коллекторах, учитывающие направление фильтрационных потоков в пластах.

8. Для повышения коэффициентов продуктивности и приемистости скважин разработана новая технология глубокой очистки призабойных зон пластов с созданием повышенных перепадов давления между забоем скважины и пластом с использованием в качестве рабочего агента устойчивой газожидкостной смеси с заданной плотностью. Ч

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Буторин, Олег Олегович, Уфа

1. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами./ Дисс. на соиск.учен.степ.докт.техн.наук.- Уфа.-2004.-268 с.

2. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра (пер. с англ.), 1982.-408 с.

3. Андреев В.Е. Комплексное геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи./ Дисс. на соиск учен. степ. докт. техн. наук. Уфа.-1997.-341 с.

4. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Щербинин В.Г., Нугайбеков А.Г., Ягафаров Ю.Н., Султанов Ш.Х. Геолого-промысловый анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи. Уфа, Изд-во УГНТУ, 1998.- 126 с.

5. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустер И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.:Недра.-1975.-С.215.

6. Ахметов Н.З.,Фадеев В.Г., Салихов М.М., Газизов И.Г. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин во времени по Восточно-Сулеевской площади. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2003.-№ 12.-С.31-35.

7. Ахметов Н.З.,Хусаинов В.М., Салихов И.М.,Владимиров И.В.,Буторин О.И. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу.// Нефт.хоз-во.-№8.-2001 .-С.41 -43.

8. Бадьянов В.А. Некоторые методические вопросы изучения неоднородности нефтяных залежей на примере Ромашкинского месторождения. // Труды «ТатНИИ».- 1967.- Вып. 10. Л.: Недра,- С.78-84.

9. Бадьянов В.А. Некоторые методические вопросы изучения неоднородности нефтяных залежей на примере Ромашкинского месторождения. //Труды ТатНИИ.-1967.- Вып. 10.- С.78-84.

10. Баишев Б.Т. О задачах, причинах и методах регулирования процесса разработки нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой / Сборник: Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М.:Наука.-1976.-С.7-14.

11. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин C.B. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.:Недра.-1978.-197 с.

12. Баймухаметов К.С. Геологические принципы выделения эксплуатационных объектов в многопластовых терригенных толщах месторождений Башкирии./ Геологическое строение многопластовых объектов месторождений нефти Башкирии и их разработка. Уфа.-1985.-С.З-92.

13. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа: Башкирское изд-во «Китап». - 1993.- С.280.

14. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 208 с.

15. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопропицаемых коллекторов. //Нефт.хоз-во.- № в.- 2002. С.14-19.

16. Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И. и др. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников девона. // Нефтяное хоз-во.- № 6.1982,- С.34-37.

17. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М.: Высшая школа.- 1990.-544 с.

18. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра.-1964.- 154 с.

19. Бронштейн И.Н.,Семендяев К.А. Справочник по математике. М.: Наука.-1964. 608с.

20. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.-.Недра. 1996.-382 с.

21. Буторин О.О. Увеличение приемистости нагнетательных скважин в осложненных условиях технологией глубокой очистки призабойной зоны пласта. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2005.-№10.-С.44-46.

22. Буторин О.О. Повышение эффективности разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз вскрытых тремя скважинами. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2002.- № З.-С. 18-21.

23. Буторин О.О., Панарин А.Т., Халиуллин Ф.Ф. Разработка литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной с проведением гидроразрыва пласта.// Нефтяное хозяйство.-2001.- № 8.-С.48-56.

24. Буторин О.О., Хисамутдинов H.H., Халиуллип Ф.Ф., Закиров А.Ф. Повышение эффективности разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз двумя скважинами. // Нефтяное хозяйство.-2001.- № 8.-С.57-61.

25. В.Н. Николаевский. Механика пористых и трещиноватых сред. М.:"Недра".- 1984.232 с.

26. Валихапов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов H.A. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань. Таткнигоиздат.-1972.-92 с.

27. Владимиров И.В. Несовершенство действующей системы разработки как основной фактор в формировании застойных областей с запасами нефти. М.:ОАО ВНИИОНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2005.- №4. С.24-31.

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

29. Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Ахметов Н.З., Салихов М.М., Халиуллин Ф.Ф., Вафин Р.В., Зарипов P.P. Исследование гидродинамической связи междупластами через литологические окна. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 4.-С.4-14.

30. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.- 312 с.

31. Глумов И.Ф. Зависимость пефтенасыщенности и нефтеотдачи пород горизонта Д) Ромашкинского месторождения от проницаемости и пористости. // Тр.ТатНИИ.-1961.- Вып.III.- С.221-222.

32. Гомзиков В.К., Емельянов H.H., Кочетов М.Н., Бреев В.А. Методика определения нижнего предела проницаемости промышленно-продуктивных коллекторов по геолого-промысловым дапным.//Тр.ВНИИ.-1968. Bbin.LIV.- С.18-23.

33. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра.-1969.- 190 с.

34. Данилова Т.Е., Байдова И.К. О строении пашийского горизонта Ромашкинского нефтяного месторождения //Тр.ТатНИИ.- 1965.- Вып.VIII.- С. 17-26.

35. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геофизических данных. М.: недра. 1966.- 206 с.

36. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.:Недра.-1984.-208 с.

37. Еремин H.A., Желтов Ю.П., Макарова Е.С. Плотность сетки скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов.// Нефтяное хоз-во.- № 11.1993.- С.28-31.

38. Жданов С.А., Константинов C.B. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин.// Нефт.хоз-во. № 9.- 1995.- С.24-25.

39. Жеребцов Е.П. Метод моделирования размещения новой скважины в зонах с повышенными остаточными запасами. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело». № 12.- 1999.- С. 17-20.

40. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Федотов Г.А., Халимов Р.Х. Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин.// Нефт.хоз-во.-№8.-2001 .-С.27-29.

41. Зайцев В.И., Антонов Г.П. О высоких скоростях движения меченой жидкости. //Экспресс-информ. М.:ВНИИОЭНГ.- Сер.Нефтепромысловое дело (отеч.опыт).-1986.-Вып.1.

42. Зайцев В.И., Соколовский Э.В., Султанов С.А. и др. Применение триюневого индикатора для контроля за разработкой нефтяных месторождений в СССР. // Обзорная информация М.: ОАО ВНИИОЭНГ. -Сер. Нефтепромысловое дело.-1982.-40 с.

43. Заничковский Ф.М. Определение нефтенасыщенности пласта по данным гидродинамических исследований скважин при вытеснении газированной нефти водой.//Тр.ВНИИ.- Вып.91.-С.115-121.

44. Зарипов P.P., Круглов М.П., Ульмаскулов Л.Ф., Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Коряковцев В.М. Анализ применяемых технологий обработки призабойпых зон скважин на Тавельском месторождении.М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2004.- № 8.-С. 18-24.

45. Зарипов P.P., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском месторождении. М.:ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2004.- № 9.-С.51-54.

46. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд.-М.: Недра,- 1992.- С.175.

47. Иванова М.М., Орлинский Б.М., Чоловский И.П. и др. Контроль за обводнением горизонта Д( в процессе разработки Ромашкипского месторождения.// Тр.ТатНИИ,- Вып.4.-Бугульма.- 1962.

48. Иванова М.М., Чоловский И.П., Кинзикеева Н.Г. и др. Основные закономерности перемещения ВНК и контуров нефтеносности на Ромашкинском месторождении.// Тр.ТатНИИ.- Вып.4. Бугульма.-1962.

49. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: ООО «Недра-Бизиесцептр».- 1999.- 212 с.

50. Каневская Р.Д. О влиянии направления трещин гидроразрыва на динамику обводнения скважин. //Нефт. хоз-во. № 2.- 1999. - С.26-29.

51. Каюмов М.Ш., Ахметшин P.A., Салихов М.М. Динамика добычи нефти и перспективные направления повышения эффективности разработкиt» fэксплуатационных объектов НГДУ «Джалильнефть». М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2005.-№8.-С.6-9.

52. Коцюбинский B.JI, Ошитко В.М., Суханов H.A. Условия залегания и состояние эксплуатации слабопроницаемых коллекторов (алевролитов) горизонта Д) Ромашкинского месторождения.// Тр.ТатНИПИнефть. Вып. 12. -Л.:Недра.-1968.

53. Коцюбинский B.JI. О способах построения пластовых карт прерывистых коллекторов.//Геология нефти и газа. №1.-1971.

54. Кошляк В.А., Миролюбов B.C. Изучение текущей остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов геофизическими методами. // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.-1981.-34 с.

55. Кошляк В.А., Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой геофизики. М.: Недра,-1986.-193 с.

56. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра.-1974.- 192 с.

57. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин.- М.: Недра, 1985.- 184 с.

58. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Сучков Б.М. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть».//Нефт.хоз-во. 1997. № 5.- С. 17-20.

59. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теория упругости. М.:Наука,-1987.-246 с.

60. Лысенко В.Д. Определение эффективности гидравлического разрыва нефтяного пласта // Нефт. хоз-во. №11.-1999.- С. 13-18.

61. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений.М.:Недра.-1993.- 312 с.

62. Мелик-Пашаев B.C., Петровская А.Н., Поликарпова Р.В. О расчленении горизонта Д) Ромашкинского месторождения в связи с его разработкой. // РНТС. М.:ВНИИОЭНГ. Сер.Нефтегазовая геология и геофизика.- 1967.-№ 3.

63. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.-М.:Недра.-1993.-192 с.

64. Мирзаджанзаде А.Х. О теоретической схеме явления ухода раствора. ДАН АзССР, 1953, т.9, №4.- С.203-205.it.

65. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра,-1992.-270 с.

66. Михайлов H.H., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. // Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1983.-71с .

67. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М.: ФГУП Изд-во «нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - 2003. - 816 с.

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

69. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань.: КГУ.-1979.-210 с.

70. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань.: Таткнигоиздат.-1985.-176 с.

71. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами на месторождениях Татарстана. М.:Недра.-1983.

72. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань. Изд-во Казанского госуниверситета, 2003.- 596 с.

73. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань,-1989.- 136 с.

74. Муслимов Р.Х., Дияшев Р.Н., Ракутин Ю.В. Обобщение опыта разработки малопродуктивных коллекторов в условиях многопластовых объектов.// Тр. ТатНИПИнефть.-С.62-69.

75. Муслимов Р.Х., Должепков В.Н., Зиннатуллин Н.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований//Нефтяное хоз-во.-№ 1.- 1987.

76. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. //Нефт.хоз-во. 1994.-№10.- С.32-37.

77. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ,- 1995.- 492 с.

78. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том.2. М.:ВНИИОЭНГ.-1995.-286 с.

79. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки месторождений платформенного типа. М.: Недра.-1972.

80. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. М.: -2004.- 520 е., илл.

81. Ованесов Г.П., Халимов Э.М., Ованесов М.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра.- 1973.-192 с.

82. Оганов A.C., Оганов Г.С., Позднышев C.B. Многозабойное бурение скважин -развитие, проблемы и успехи. М.: ОАО ВНИИОЭНГ.- 2001 .-60 с.

83. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.: Недра.-1977.

84. Ошитко В.М., Суханов H.A. и др. Эффективность ввода в разработку линз песчаников и алевролитов.// Тр. ТатНИПИнефть.- 1980.- Вып.ХЫ1.-С.70-74.

85. Патент РФ № , Е21 В / . Способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин. / Репин Д.Н., Буторин О.О., Ерилин С.А., Баграмов К.А., Иксанов И.М., Владимиров И.В. Опубл. .-Б.И. №

86. Патент РФ № 2150578, Е21 В 43/ 20. Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной / Буторин О.И., Панарин А.Ф., Буторин О.О., Буторин К.О. Опубл. 10.06.2000.-Б.И. № 16.

87. Патент РФ № 2166083 . Cl 7 Е 21 В 47/00, 49/00 Способ исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов / Владимиров И.В.,Ахметов Н.З., Карачурин Н.Т., Хисамутдинов Н.И., Файзуллин И.Н., Салихов И.М., Сарваретдинов Р.Г. Б.И. № 12.-2001.

88. Патент РФ № 2175381. C2 7 E 21 В 43/16 Способ разработки нефтяного месторождения / Жеребцов Е.П., Тазиев М.З.,Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Закиров А.Ф., Ахметов Н.З.Б.И. № 30.-2001.

89. Патент РФ № 2203404, Е21 В 43/20. Способ разработки литологически экранированных нефтепасыщенных линз двумя скважинами / Буторин О.О., Хисамутдинов Н.И., Халиуллин Ф.Ф., Закиров А.Ф. Опубл. 27.04.2003.-Б.И. № 12.

90. Патент США № 5335724. Способ направленного прорезания стенки скважин. Е 21 В 43/114, 43/26, 47/02. 3аявл.28.07.93., опубл. 09.082.94.

91. Патент США № 5472050. Применение способа чередования разрыва пласта с регулируемым сбросом давления для увеличения добычи нефти из слабопроницаемых пластов. Е 21 В 43/26. Заявл. 13.09.94., опубл. 05.12.95.

92. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томах./Под редакцией Н.И.Хисамутдинова, Г.З.Ибрагимова. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994,- т.1 240 е., т.И -272 е., т. III - 149 е., т. IV - 263 с.

93. РД 39-0147035-209-87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. ВНИИ, СибНИИНП.-М. -1987.-52 с.

94. Салихов М.М., Р.Б.Рафиков, Газизов И.Г., Шайхутдинов P.M. Технологии восстановления продуктивности добывающих скважин.М.:ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С.42-47.

95. Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г., Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Владимиров И.В. Выбор добывающих скважин для зарезки боковых горизонтальных стволов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2003.-№12.- С.77-82.

96. Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г., Шайхутдинов P.M. Технологии восстановления продуктивно™ добывающих скважин. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С.42-47.

97. Сборник инструкций и регламентов по технологиям ОПЗ пластов, стимуляции работы скважин и повышению нефтеотдачи пластов. ОАО «Татнефть», НПО «Нефтегазтехнология», Уфа-Альметьевск, 2002 Г.-С.182.

98. Свихпушин Н.М., Азаматов В.И. Методы изучения неоднородных коллекторов при оценке кондиций и подсчете запасов. М.:Недра.- 1971.- 141 с.

99. Султанов С.А. и др. Применение промыслово-геофизических методов для определения коллекторских свойств терригенных пород на Ромашкинском месторождении. Тр.ТатНИИ. -Вып.III.- Казань: Таткнигоиздат.- 1961. -С.25-30.

100. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М.: Недра.-1974.

101. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.:Недра.-1985.

102. Сургучев M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра.-1984. 215 с.

103. Сургучев M.JL, Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах.// Нефтяное хоз-во,- № 8.-1988,- С.31-36.

104. Тазетдинов Р.К., Тимашев Э.М. Определение оптимального давления нагнетания воды в нефтяные пласты по промысловым данным. //Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1979.-56 с.

105. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш.,Салихов М.М, Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов ДО, Д1 Восточно-Сулеевской площади с анализом их выработки. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С.9-21.

106. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш.,Салихов М.М. О состоянии и перспективе разработки нефтяных площадей НГДУ «Джалильнефть». М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С.3-9.

107. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 2000.-104 с.

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

109. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.:Недра.-1990.-267 с. //Тр.ТатНИПИнефть.- Вып.38.Бугульма.-1978.-С.81-84.

110. Тронов A.B. Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки ^ нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных ,у месторождений./ Диссер. на соиск. учен. степ. докт. техп. наук, Бугульма. 7> ТатНИПИнефть.-2001.- 317 с.

111. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «ФЭН» Академии Наук РТ.- 2004.- 584 с.

112. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра.- 1979.254 с.

113. Фролов А.И., Салихов М.М., Газизов И.Г., Гафиятуллина А.Р., Артемьева J1.B. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи на площадях НГДУ

114. Джалильнефть. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№12.-С.73-77.

115. Фролов А.И., Салихов М.М., Фархутдипов Г.Н., Сергеев В.М., Фархутдинов P.M.,

116. Буторин О.И. Экспресс-метод выбора участков для применения МУН, ОПЗ и ВИР. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С.82-87.

117. Хавкин А.Я. Гидродинамика многофазной фильтрации в пористой среде. // Нефтяное хоз-во.- № 5.-1991.- С.23-27.

118. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. МО МАНПО.- 2000,- 525 с.

119. Хавкин А.Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов. // Нефтяное хоз-во,- № 8.-1994,- С.31-34.

Информация о работе

Буторин, Олег Олегович
кандидата технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из экранированных линз, застойных и тупиковых зон - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы