Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами

Сугаипов, Денис Асадуллаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами"

На правах рукописи

СУГАИПОВ ДЕНИС АСАДУЛЛАЕВИЧ

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНО -НАПРАВЛЕННЫМИ СКВАЖИНАМИ

25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Удмуртский государственный университет»

Научный руководитель:

Научный консультант:

Официальные оппоненты:

кандидат геолого-минералогических наук, доцент Савельев Виктор Алексеевич

кандидат технических наук Мирсаетов Олег Марсимович

доктор технических наук, профессор

Люстрицкий Владимир Мстиславович,

Ведущая организация:

кандидат технических наук Берлин Анатолий Вениаминович

Альметьевский государственный нефтяной институт.

Защита состоится «27» мая 2004 г в 10-00 часов на заседании диссертационного совета КР212.275.23 в Удмуртском государственном университете по адресу: 426034, Ижевск, УдГУ, Университетская, 1, корп. 6, ауд. 201.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Удмуртского Государственного университета.

Автореферат разослан «26» апреля 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Мирсаетов О.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТКА РАБОТЫ.

Актуальность проблемы.

Около 70% запасов нефти РФ относится к трудноизвлекаемым, что обусловлено такими факторами, как высокая вязкость нефти, низкая проницаемость коллекторов, а также высокая послойная и зональная неоднородность, малая эффективная толщина пластов-коллекторов, наличие подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек. На разрабатываемых в настоящее время месторождениях ОАО «Удмуртнефть» более 50 млн. тонн извлекаемых запасов практически не охвачены разработкой, отнесены к возвратным объектам и эксплуатируются единичными скважинами возвратного фонда. Низкопродуктивные запасы связаны, в основном, с каширо-подольскими и верейскими отложениями среднего карбона и турнейского яруса нижнего карбона. Остаточные трудноизвлекаемые запасы требуют внедрения принципиально новых технологий, поскольку продолжение бурения вертикальных скважин на разрабатываемых месторождениях неэффективно.

В связи с вхождением наиболее значимых по запасам месторождений республики в позднюю стадию разработки остро встает вопрос о стабилизации добычи нефти на основе повышения темпов нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения за счет применения новых высокоэффективных технологий. Очевидной тенденцией развития нефтяной отрасли стало использование в системах разработки нефтяных месторождений горизонтальных скважин (ГС), обеспечивающих наиболее высокий коэффициент охвата пласта дренированием и воздействием.

Применение ГС позволяет решать ряд важных проблем: увеличить текущую добычу нефти; осуществить разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами; увеличить приемистость нагнетательных скважин; повысить конечную нефтеотдачу пластов: сократить число скважин: снизить

ЮС. НАЦИОНАЛЬНАЯ

еиьлиотскА СПтН] ОЭ . КЗ

ТпЩ

объем капитальных вложений в разработку месторождений; повысить эффективность разработки нефтегазовых и водоплавающих залежей; снизить депрессию на пласт; снизить эффект конусообразования и вязкостного языкообразования.

Однако исследование накопленного зарубежного и отечественного опыта бурения горизонтальных скважин показывает, что существует ряд проблем, сдерживающих широкое использование горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений. К их числу можно отнести вопросы создания принципиально новых систем разработки нефтяных месторождений, размещения сетки скважин, расстояния между ГС, направления горизонтальных стволов в добывающих и нагнетательных скважинах, вскрытия пластов, оптимальной длины, регулирования объемов закачки, от правильного решения которых зависят темпы выработки и величина конечного коэффициента извлечения нефти.

Попытки некоторых авторов дать рекомендации по решению отдельных проблем относятся к конкретным залежам.

Определяющим показателем разработки нефтяных месторождений является величина охвата залежи дренированием и воздействием. Оценка величины охвата пласта дренированием и воздействием, а также методы его увеличения, требуют учета множества влияющих факторов.

Поэтому, проблема разработки методов увеличения охвата пластов дренированием и воздействием, для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтальными скважинами, является важной, актуальной и требует применения новых, нетрадиционных подходов и решений.

Цель работы.

Разработка и научное обоснование комплекса методов увеличения охвата пластов дренированием и воздействием для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами.

Основные задачи исследований.

1. На основе анализа практики разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых ГС и боковыми горизонтальными стволами (БГС), выявить и оценить факторы, влияющие на охват пласта дренированием и воздействием.

2. Разработать и обосновать подход к повышению эффективности разработки нефтяных месторождений на основе развития представлений о влиянии схем и плотности размещения сетки скважин, выбора размещения горизонтальных стволов, их длины и диаметра, определения оптимальных дебитов на величину охвата пласта дренированием и воздействием.

3. Предложить технологические решения по повышению эффективности разработки месторождений Удмуртии на основе комплекса методов увеличения охвата пласта воздействием для перевода месторождений в рентабельную разработку.

4. Оценить эффективность разработки верейских объектов Южно-Киенгопского, Лозинского участка Есенейского, Ижевского и Мишкинского месторождений на основе существующих и новых представлений о разработке нефтяных месторождений, разбуриваемых ГС и БГС с применением методов математического моделирования.

5. Провести опытно-промышленные испытания разработанных при выполнении работы технологических решений на нефтяных месторождениях Удмуртской Республики (УР) и Западной Сибири.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались аналитическим путем с применением современных средств поиска и анализа; методов обобщения, анализа и аппроксимации литературного, экспериментального материала; математического моделирования физических процессов; анализа результатов промысловых данных; а также методами статистики, экспериментальных исследований и моделирования в лабораторных, стендовых и промысловых условиях.

Научная новизна.

Научная новизна состоит в новом подходе к регулированию эффективности разработки нефтяных месторождений, горизонтальными скважинами на основе разработки методов увеличения охвата пласта дренированием и воздействием.

1. Разработан алгоритм построения карт градиентов давлений, расширяющий возможность применения гидродинамических моделей для регулирования разработки нефтяных месторождений.

2. Получены зависимости величин градиентов давлений от размещения скважин. Доказано, что минимальным потерям давления в пласте соответствует величины градиентов давлений с минимальными отклонениями от среднего, что достигается при параллельном размещении скважин.

3. Впервые предложен метод определения охвата пласта воздействием по площади выделенных зон, в которых величины градиентов давления ниже величины градиента сдвига нефти.

5. Разработана методика интерпретации кривых восстановления давления для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, основанная на радиальной модели потока в отдельных пропластках, вскрываемых горизонтальным стволом.

6. Установлена зависимость величины охвата пласта дренированием и воздействием от протяженности горизонтального ствола для различных схем размещения скважин.

7. Установлена зависимость длины горизонтальных стволов от коэффициента подвижности нефти. Впервые определен диапазон величин коэффициента подвижности нефти, при котором максимальный охват пласта дренированием и воздействием достигается за счет применении добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин (ДГС, НГС).

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. На основе исследований механизмов действия, установления взаимосвязи параметров, создания методик расчетов и оптимизации, вновь разрабатываемых и совершенствуемых методов разработаны:

- методика построения гидродинамических карт разработки, включающих карты изобар, карты нефтенасыщенности и алгоритм построения карт градиентов давления, что позволило расширить возможности гидродинамического моделирования разработки и обосновать выбор сетки скважин;

- методика определения коэффициента охвата пласта воздействием основанная на расчете площади застойных зон, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти;

- методика интерпретации кривых восстановления давления для определения проницаемости удаленной зоны пласта, пластовых давлений и дебита горизонтальных скважин для анизотропных, расчлененных коллекторов без применения численных методов решения трехмерного уравнения неразрывности;

- методика выбора длины горизонтальных стволов, плотности сетки скважин, соотношения добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин в зависимости от коэффициента подвижности нефти для достижения заданной величины охвата пласта дренированием и воздействием.

2. Установлено, что максимальный охват пласта дренированием и воздействием достигается при применении ДГС и НГС в диапазоне коэффициента подвижностей (М) М = 0,4 - 2,5 отн. ед. При М < 0,4 максимальный охват пласта достигается применением добывающей вертикальной скважины (ДВС) и НГС, а при М > 2,5 - ДГС и нагнетательной вертикальной скважины (НВС).

3. Установлено, что увеличение относительной протяженности горизонтальных стволов в площадных схемах размещения ГС более 0,5 отн. ед. не приводит к увеличению производительности системы разработки, а в однорядных схемах размещения производительность растет линейно с увеличением длины ствола ГС.

4. Определено, что однорядная шахматная схема размещения ГС значительно превосходит остальные схемы с точки зрения охвата пласта, а также имеет возможность разуплотнения сетки скважин за счет значительной эффективности при относительной протяженности горизонтальных стволов менее 0,6.

5. Предложен способ разработки нефтяных месторождений по регулированию эффективности разработки в зависимости от геолого-физических характеристик пласта.

6. Разработаны дополнения к технологическим схемам разработки верейских объектов Южно-Киенгопского, Лозинского участка Есенейского, Ижевского и Черепановского и Боткинского поднятия Мишкинского месторождений и рекомендованы к внедрению Территориальной комиссией по разработке нефтяных месторождений УР.

7. Внедрение рекомендаций по разработке верейского объекта Южно-Киенгопского месторождения и пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения позволило повысить коэффициент охвата в 2 раза, темпы выработки на 3 %, увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 12 %, снизить затраты на строительство скважин в 1,3 раза.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались: на 3-ей Российской Университетско-академической научно-практической конференции, УдГУ, 12-13 апреля 1997. - Ижевск; на 4-ой Международной научно-практической конференции. по горизонтальному бурению, 21-22 октября 1998 г.; на 4-ой Российской уверситетско-академической научно-практической конференции, УдГУ, 27 апреля 1999.-Ижевск; на Российской научно-практической конференции «Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти», 16-18 апреля 2002.- Ижевск; на VIII Международной конференции по разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами, 21-22 октября 2003. - Ижевск; на Второй Республиканской научно-практической конференции «Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти», 4-5 ноября 2003. - Ижевск; на 2-ой Республиканской научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения», 18-19 декабря 2003.-Казань.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ. Кроме того, результаты исследований отражены в фондовом отчете УдГУ, содержащем обзор научных публикаций и патентных исследований по разработке нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтальными скважинами. Отчет содержит 124 библиографические ссылки.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Работа изложена на 321 странице машинописного текста, содержит 162 рисунка и 35 таблиц. Список использованной литературы содержит 108 наименований.

Автор выражает искреннюю благодарность за оказанную помощь в подготовке работы:

- д.т.н., проф., заведующему КРЭНГМ УдГУ Валентину Ивановичу Кудинову;

- руководителю аспирантуры, к.г-м.н., зам. председателя Правительства УР, председателю ТКР Виктору Алексеевичу Савельеву;

- научному консультанту работы, ученому секретарю диссертационного совета кафедры разработки нефтяного факультета УдГУ, к.т.н. Олегу Марсимовичу Мирсаетову;

- к.т.н., главному инженеру Ижевского научно-технического цента ОАО «ТНК-ВР» Анатолию Вениаминовичу Берлину и его коллективу;

- к.э.н., декану нефтяного факультета УдГУ Алексею Яковлевичу Волкову;

- к.т.н. научному консультанту ООО НПП «НИПИнефть» Николаю Васильевичу Зубову;

- к.т.н., к.э.н., депутату Государственной Думы РФ Евгению Исааковичу Богомольному.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении приведена общая характеристика проблемы, обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель, определен круг задач, подлежащих исследованию, показана научная новизна, практическая ценность и реализация результатов работы.

В первой главе изложены результаты анализа теории и практики разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтально-направленными скважинами.

На основе представлений, впервые предложенных А.П.Крыловым, нефтеотдача зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с механизмом извлечения нефти из пласта и факторы, характеризующие полноту вовлечения

запасов пласта в разработку Поэтому, нефтеотдача может

быть выражена в виде их произведения - равный

отношению запасов нефти вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте можно представить в виде:

где некоторая часть величины охвата, обусловленная

различными факторами.

Охват пласта воздействием является одним из определяющих показателей эффективности системы разработки.

Теоретические и экспериментальные исследования, показывают, что величина охвата пластов воздействием зависит и определяется следующими факторами:

1. Физико-химическими свойствами флюидов, насыщающих коллектор;

2. Физическими свойствами и геологической неоднородностью разрабатываемого нефтяного пласта;

3. Параметрами системы разработки (сеткой скважин, расстоянием между добывающими и нагнетательными

скважинами, отношением числа нагнетательных к числу добывающих скважин);

4. Способом вскрытия пласта и эксплуатационными характеристиками скважин (давлением на забоях нагнетательных и добывающих скважин, длиной и диаметром ствола);

5. Применением методов управления процессом разработки месторождений;

6. Условиями эксплуатации, обеспечивающими оптимальные отборы жидкости.

Одним из самых эффективных методов, позволяющих увеличивать величину охвата пласта воздействием, является применение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов.

В работах Кудинова В.И., Савельева В.А., Берлина А. В., Струковой Н.А., Сучкова Б.М., Газизова А.Ш., Муслимова Р.Х., Хисамова Р.С., Фазлыева Р. Т., Дияшева Р.Н., Хисамутдинова Н.И. и Люстрицкого В. М. показано, что увеличение охвата пласта воздействием ГС и БГС достигается за счет наличия протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления призабойной зоны. В условиях неоднородных коллекторов обеспечивается более равномерная их выработка. Дебиты горизонтальных скважин в 2,5-4,0 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях и длительно (10-12 лет) поддерживаются во времени. Более жесткие системы (однорядная, площадная) при одинаковом числе горизонтальных скважин эффективнее с точки зрения повышения охвата пласта и увеличения темпа выработки запасов.

Одним из основных условий высокой технологической эффективности горизонтальных стволов является выбор его оптимального направления с учетом особенностей геологического строения объекта, состояния выработки запасов нефти, коллекторских свойств пласта.

В работах показано, что при выборе направления забоя скважины должны соблюдаться следующие правила. Забой горизонтальной скважины не должен быть направлен в сторону водонефтяного контакта и навстречу фильтрационному потоку (нагнетательной скважине), располагаться вдоль границы зон

различной проницаемости. Для трещиновато-пористых карбонатных коллекторов направление забоя должно обеспечить вытеснение нефти вкрест простиранию трещиноватости.

Накопленный опыт бурения горизонтальных скважин позволяет определить основные геологические и технологические критерии, для их размещения в пределах месторождения, параметры ствола, гарантирующие достижения равномерности выработки дренируемой зоны и оптимальных дебитов.

Вместе с тем при определении критериев применимости ГС не всегда учитываются факторы, оказывающие существенное влияние на величину охвата пласта воздействием, поэтому диапазон применимости этих критериев сужается.

1. Закономерности распределения градиентов давления и нефтенасыщенности и их влияние на схемы размещения скважин;

2. Влияние зональной неоднородности и вязкости нефти на выбор сетки размещения скважин;

3. Влияние геолого-физических условий на выбор способа заканчивания скважин и оптимальную протяженность горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин;

4. Определяющее влияние зональной неоднородности и вязкости нефти, ограничивающих протяженность горизонтальных добывающих скважин;

5. Влияние скин-фактора на дебит горизонтальных скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения в зависимости от диаметра ствола;

6. Влияние дифференцированного притока к горизонтальному стволу по каждому пропластку на дебит скважины.

Глава завершается постановкой цели и основных задач исследований.

Во второй главе дается научное обоснование влияния выявленных факторов, обуславливающие охват пласта воздействием.

Недостаточная изученность влияния параметров разработки нефтяных месторождений, разбуренных горизонтальными скважинами, на охват пласта дренированием и воздействием и их

зависимость от физико-химических свойств нефти, геологического строения и коллекторских свойств пласта способствовала созданию новых систем размещения скважин. Однако следует отметить, что большинство реализуемых схем являются видоизмененными площадными системами разработки с заменой вертикальных добывающих скважин на горизонтальные. В основу данной работы положен анализ результатов разработки верейского горизонта месторождений Удмуртии. Продуктивные нефтенасыщенные пласты имеют небольшие эффективные толщины с вязкостью нефти в пластовых условиях от 3,0 до 150 мПа-с. В качестве базового объекта рассматривается Южно-Киенгопское месторождение (рис. 1).

Рис. 1. Система размещения ГС на верейском объекте Южно-Киенгопского месторождения

Проведенные исследования, основанные на анализе промысловых данных и результатах гидродинамического моделирования, позволили выявить зависимость между величиной градиента давления и размещением горизонтальных скважин. В оптимальном случае это параллельное размещение скважин, при этом линии тока становятся прямыми, а значения отклонений градиента давлений от среднего минимальными по величине, что соответствует минимальным потерям давления в пласте и увеличению охвата пласта воздействием.

Постоянство значений градиента давлений по величине является выражением равномерности дренирования пласта. В оптимальном случае это замкнутые кольцевые элементы, стягивающие контур нефтеносности. Выявленные закономерности были использованы при исследовании влияния вариантов размещения горизонтальных скважин на охват пласта воздействием в зависимости от относительной длины (отношение длины горизонтального ствола к линейному размеру элемента разработки) горизонтальных стволов (рис. 2). Коэффициент охвата пласта воздействием определялся по площади застойных зон, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти.

О 0.1 0 2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 9 1

относительна» Опинш еоризонтапьною ствола, отн ео

-2Д<"С*1НвС гч5"«» • 1ДГС*1ИГС -»-рми»« шм»«ти«». 1ДГС*1МГС —— . 1ДВС**МВС

2.1 С 2.2 О 2.3 '-1 2.4 Т-1

Рис. 2. Зависимость коэффициента охвата от протяженности

горизонтального ствола для различных систем размещения скважин

Анализ результатов гидродинамического моделирования показал, что однорядная шахматная система размещения скважин (рис. 2.3) позволяет снизить протяженность горизонтального ствола. Коэффициент охвата 0,82 для данной схемы достигается при относительной протяженности горизонтального ствола равном 0,1 отн. ед. При этом коэффициенте охвата, для рядной лобной схемы (рис. 2.2.) относительная протяженность должна быть 0,3 отн. ед., а для пятиточечной схемы (рис. 2.1) - 0,5 отн. ед. Однорядное шахматное размещение горизонтальных стволов имеет преимущество перед рядным лобным при относительной длине горизонтального ствола менее 0,6 отн. ед., что может быть использовано для разуплотнения сетки скважин. Также определено, что охват пласта воздействием не значительно повышается с увеличением относительной протяженности горизонтальных стволов более 0,3 отн. ед. для однорядной шахматной и более 0,5 отн. ед. - для однорядной лобной. В площадных же схемах размещения, рост коэффициента охвата наблюдается, пока протяженность горизонтального ствола не сравняется с линейными размерами элемента. На рисунке 3 представлена зависимость среднего градиента давления, определяющего производительность, в элементе разработки от относительной длины горизонтального ствола, подтверждающая вывод о необходимости ограничения протяженности горизонтального ствола в площадных схемах размещения при относительной длине 0,5 отн. ед., в однорядных же схемах -производительность растет почти линейно с увеличением протяженности. При увеличении расстояния между скважинами от принятых значений коэффициент извлечения нефти снижается меньшими темпами для однорядных схем с шахматным размещением скважин (рис. 4). Это означает, что достигается более полный охват пласта воздействием и имеется возможность снижения общего количества скважин, а также капитальных затрат.

Рис. 3. Зависимость среднего градиента давления от относительной длины горизонтального ствола для различных систем размещения скважин

Рис. 4. Зависимость коэффициента извлечения нефти от плотности сетки скважин для различных систем размещения скважин

Увеличение охвата пласта воздействием базируется на сбалансированности системы разработки, то есть оптимальном отношении числа нагнетательных к числу добывающих скважин. Ф. Крейгом предложено для однородного изолированного пласта выбирать это отношение на основе начального коэффициента подвижностей

(1)

где М - коэффициент подвижностей; к^ - относительная фазовая проницаемость по воде в заводненной точке пласта; -относительная фазовая проницаемость по нефти в нефтяной зоне; - динамическая вязкость воды и нефти соответственно.

В данной работе предложено учитывать при выборе соотношения количества добывающих и нагнетательных скважин геометрию дренируемой зоны пласта, введением дополнительного коэффициента

где - фильтрационные сопротивления нагнетательной и

добывающей скважин соответственно.

На рисунке 5 представлена зависимость общего количества скважин в элементе от коэффициента подвижностей при равных отборах, из анализа которой был сделан вывод, что горизонтальные добывающие скважины, включенные в элемент разработки, уменьшают общее количество скважин при любых значениях коэффициента подвижностей.

При значениях М < 3, эффективно применение нагнетательных горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными нагнетательными скважинами.

При М < 0,5 элемент разработки, состоящий из добывающих горизонтальных скважин с нагнетательными

вертикальными, уступает варианту с вертикальными добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами.

02 025 035 05 1 2 3 4 5 10 25

Коэффициент подвижностей (V), о ед

1-*-дгт>нгс -»-ДГОНВС -»-ДВОНВС -*-ДВОНГС I

Рис. 5. Зависимость общего количества скважин в элементе разработке от коэффициента подвижностей

На основе предложенной формулы расчета дебита ГС и материального баланса найдена зависимость между оптимальными длинами горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин от коэффициента подвижностей (рис. 6), которая позволяет определить необходимые длины горизонтальных нагнетательных и добывающих стволов для однорядных систем размещения скважин.

Z аЛо^О-Е qA^cM (3)

где, - суммарная приемистость и дебиты нагнетательных

и добывающих скважин, соответственно;

Luc, Ldc, - длина горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин, соответственно; М- коэффициент подвижностей.

Рис. 6. Зависимость между длинами горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин от коэффициента подвижностей для однорядных систем размещения

При коэффициенте подвижностей, равном 1,0, материальный баланс выполняется при равенстве длин горизонтальных стволов добывающей и нагнетательной скважин.

При коэффициенте подвижности 0,4 отн. ед. и менее для выполнения материального баланса оптимальная протяженность горизонтальных стволов достигает величины, при которой производительность горизонтальной скважины равна производительности вертикальной и соответственно должна быть заменена на менее капиталоемкую вертикальную. Данный вывод обоснован найденными зависимостями, для стоимости горизонтальных скважин, а также соотношения стоимости горизонтальных и вертикальных участков от протяженности горизонтального ствола (рис. 7).

При коэффициенте подвижностей равном 2,5 отн. ед. и более оптимальная протяженность горизонтальных стволов также уменьшается и достигает величины характерной для горизонтальной скважины в условиях неустойчивого фронта вытеснения нефти и преждевременных прорывов воды.

О 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500

Uc,m

* Огаоаггельюя стоимость ГС _-*"Огоошенне стоимости I м горпошального учаспа к вертикальному_

Рис. 7. Зависимость стоимости горизонтальных скважин, а также соотношение стоимости горизонтальных и вертикальных участков от протяженности горизонтального ствола

При этом для выполнения материального баланса горизонтальная нагнетательная скважина может быть заменена на вертикальную нагнетательную скважину. Вывод об ограничении протяженности горизонтальной скважины доказан автором на основе анализа работ Желтова Ю.В., Кудинова В.И., Малофеева Г.Е., Крейга Ф.Ф. и собственных исследований. При этом установлено, что вязкостная неустойчивость движения водонефтяного контакта возникает при коэффициенте подвижностей нефти М > 1. Непредсказуемость направления прорыва воды, а также отсутствие надежных технологий изоляции водопритоков в горизонтальные скважины требует ограничения протяженности горизонтального ствола. Гидродинамическая двухмерная модель двухфазной фильтрации, выполненная на основе различных схем расположения элементов для условий башкирского объекта Гремихинского месторождения с вязкостью нефти в пластовых условиях более 125,0 мПа-с показала, что с увеличением протяженности горизонтального ствола коэффициент охвата пласта воздействием не увеличивается. Таким образом, в условиях неустойчивости фронта вытеснения при разработке вязких нефтей, небольших запасов, дренируемых одной

скважиной, невысоких значений депрессий, связанных с близкими значениями пластового давления и давления насыщения можно считать обоснованным ограничение протяженности горизонтального ствола величиной 100-200 м.

Для анизотропных и расчлененных пластов ограниченная протяженность горизонтального ствола влияет на угол наклона горизонтального участка и требует необходимости проводки ствола по нисходящей линии под небольшим углом от кровли до подошвы. В этом случае ограниченность горизонтальной проекции участков ствола в отдельных пропластках делает их работу с гидродинамической точки зрения более похожей на приток к вертикальной скважине. В работе установлено, что увеличение диаметра горизонтального ствола приводит к уменьшению влияния скин-фактора и, к увеличению дебита в сравнении с вертикальной скважиной при разработке месторождений вязких нефтей. На рисунке 8 представлена зависимость отношения дебита горизонтальной скважины к вертикальной от диаметра горизонтального ствола при протяженности ствола - 100 м. При учете приведенного диаметра скважины, который много меньше пробуренного из-за влияния выпадения АСПО в призабойной зоне пласта, дебит горизонтальной скважины оказывается в несколько раз меньше проектируемого.

Поэтому, из-за влияния загрязнения призабойной зоны, даже незначительное расширение диаметра горизонтального ствола значительно ослабляет влияние скин-эффекта, и приводит почти к полуторократному увеличению дебита скважины, дренирующей залежь вязкой нефти.

В работах Баишева Б.Т., Лысенко В.Д. обосновывается, что с увеличением анизотропии пласта продуктивность горизонтальных скважин уменьшается, а при значениях коэффициента анизотропии В > 50, производительность горизонтальных скважин не превышает производительности вертикальных скважин.

О 0 05 0 1 0 15 0 2 0 25 03

Дишттр сппол» ГС, ы

|_-«-с учетом скин-фактора_ -»-без учета скин-фактора ,

Рис. 8. Зависимость относительного дебита горизонтальной скважины от диаметра горизонтального ствола

При нисходящем пологом направлении ствола скважины, вскрывающей пласт, значения проекций работающих интервалов на горизонтальную плоскость невелики по сравнению с размерами залежи и контура питания. Поэтому большая полуось эллипса контура питания горизонтальной скважины будет немногим отличаться от малой и совпадать с радиусом питания эквивалентной вертикальной скважины. Таким образом, решение нахождения функции эллиптического потока при определении дебита горизонтальной скважины автором заменено решением для радиального потока.

Приведенный радиус горизонтальной скважины, определенный по общепринятой методике, в большинстве случаев больше значения пробуренного диаметра и отражает влияние большей площади вскрытия пласта в отдельных пропластках. Но так как протяженность отдельных зон горизонтальных скважин мала, то значения приведенного радиуса не превышают 1 м. Таким образом, было признано целесообразным, для определения фильтрационно-емкостных характеристик анизотропного и расчлененного пласта использовать модель нестационарной фильтрации к точечному стоку. Производительность скважины

есть сумма дебитов отдельных участков горизонтального ствола, вскрывших работающие пропластки. Это позволило преобразовать формулу притока Ренарда к следующему виду, который дает возможность более точно дать прогноз дебита горизонтальной скважины:

Кг ,К(

где

напластования соответственно, мкм~

проницаемость пласта вдоль и поперек

и.

коэффициент анизотропии по проницаемости;

рк - давление на контуре питания, МПа; Ра - забойное давление в /-пропластке, МПа;

£ - эффективная длина горизонтального ствола, м; а • большая полуось эллипса дренирования, м. / - номер работающего интервала, пропластка; Ц, - протяженность отдельных участков ствола в работающих

Обработка кривой восстановления давления, выполненная с учетом предложенного подхода, а также рассчитанные дебиты горизонтальных скважин, позволили сделать вывод, о том, что значение проницаемости вдоль напластования согласуется со средним коэффициентом проницаемости, полученным в результате обработки данных гидродинамических исследований в вертикальных скважинах.

На рисунке 9 представлена зависимость, демонстрирующая влияние анизотропии и расчлененности на дебиты горизонтальных скважин, рассчитанные по формулам Ренарда и по формуле 3 на примере Верх-Тарского нефтяного месторождения. В расчетах использовалась эффективная толщина вскрытого пласта и эффективная длина горизонтального ствола.

210

то -.-,-,-,-■

0 9 10 15 20 25 30 35 40 4» 50

ко»ффици*мт Шнтотропии, отм. «д.

| -♦-Дебит по формуле 3 мЗ/сут ■♦-Дебит по формул» Ренерде мЗ/сут }

Рис. 9. Зависимость дебита ГС от коэффициента анизотропии для расчлененного пласта

В результате автором получено следующее: при малых значениях коэффициента анизотропии для расчлененного пласта фактические значения дебитов ниже, а при высоких коэффициентах анизотропии, выше, чем дебиты, рассчитанные по формуле Ренарда. Значения дебитов горизонтальных скважин, рассчитанные по предлагаемой формуле 3 совпадают с фактическими дебитами. Относительная погрешность составляет 0,6 %. Следовательно, учет работы ствола отдельными зонами-интервалами позволил повысить точность определения проницаемости и, соответственно, дебитов.

На основании этого можно считать обоснованным применение вышеупомянутого подхода определения дебита ГС как суммы раздельно работающих интервалов горизонтального

ствола, а не эквивалентной им эффективной длины горизонтальной скважины.

В третьей главе рассматриваются технологические решения по повышению эффективности разработки месторождений Удмуртии на основе комплекса методов увеличения охвата пласта воздействием для перевода месторождений в рентабельную разработку и их оценка с использованием методов математического моделирования.

Предложенный в работе подход к увеличению эффективности разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтальными скважинами, основанный на разработке методов повышения охвата пласта дренированием и воздействием применен автором для подготовки технологических схем разработки нефтяных залежей верейских объектов Лозинского участка Есенейского месторождения, Ижевского и Мишкинского месторождений. Прогноз эффективности созданных схем был оценен методами математического моделирования.

Основной целью математического моделирования разработки нефтяных месторождений является получение основных характеристик, описывающих поведение пластовой системы при различных способах воздействия на нее и определение оптимального варианта разработки по группе заданных критериев.

В настоящее время не существует математических моделей, адекватно отображающих все многообразие происходящих в пластах явлений.

В данной работе использована комбинированная модель, основанная на известном представлении А. П. Крылова, что нефтеотдача может быть выражена в виде произведения коэффициентов вытеснения и охвата, При этом

определяется в результате моделирования процесса вытеснения нефти.

Для расчета коэффициента охвата используются многочисленные эмпирические модели, регрессионные сообщения, вероятностно-статистические методы.

В настоящей работе были созданы трехмерная геологическая и гидродинамическая модели для трехфазной фильтрации пластовой жидкости. Для создания трехмерной геологической модели применен программный комплекс GeoFrame 3.8. Построение гидродинамической модели проводилось с использованием программ EGLIPSE-100. Структурно-геометрические и фильтрационно-емкостные параметры каждой ячейки ремасштабируются в гидродинамическую сетку для более детального изучения фильтрационных процессов. Используются данные о свойствах пластовых жидкостей, принятых на стадии подсчета запасов. Объемный коэффициент и вязкость нефти задаются как функции давления. Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности приняты в целом для пласта.

Учет влияния водонапорной системы осуществляется аналитическим методом на основе модели Фетковича, которая использует алгоритм, основанный на материальном балансе между давлением в условной водоносной части пласта и нефтяной (моделируемой) залежи. Приток воды по модели Фетковича рассчитывается по формуле:

= -¿.Я, (5)

где - приток из водоносной части пласта, соединенного ячейкой гидродинамической сетки;

- суммарный (максимальный) приток; I- индекс (коэффициент) продуктивности водоносной части пласта;

- плотность воды водоносной части пласта; Ра - давление водоносной части пласта в момент времени ^ Л - капиллярное давление в водоносной части пласта; С/ - коэффициент площадного соприкосновения; с/, - глубина / - го сеточного блока;

- относительная глубина водоносной части пласта.

Текущее давление в водоносной части пласта определяется из уравнения материального баланса:

Wí=CtVwo(Pao-Pa), (6)

где Ша - общий приток воды к моменту времени ^

- общая сжимаемость водоносной части пласта (вода +

порода);

- начальный объем воды в водоносной части пласта;

- начальное давление в водоносной части пласта (на относительной глубине).

Мгновенный дебит фазы определяется притоком к каждой гидродинамической ячейке в четырех направлениях, связанной со стволом скважины соединением и рассчитывается по формуле:

(Р;- (7)

где объемный приток фазы р к ячейке в направлении ^

- составляющая проводимости ячейки;

- составляющая мобильности фазы;

- пластовое давление в ячейке блока;

- установленное забойное давление;

- поправка забойного давления на глубину центра соответствующей ячейки.

Радиус дренирования рассчитывается по формуле:

где: - линейные размеры гидродинамической ячейки, м. Составляющая мобильности фаз определяется по формуле:

где кР} - относительная проницаемость фазы;

ц - вязкость фазы, сп;

Вр/ - объемный коэффициент фазы.

Для построения модели был использован метод неявного решения систем дифференциальных уравнений, описывающих состояние пластовой системы. Метод позволяет получить заданную точность решения нелинейных уравнений при сохранении погрешности для материального баланса на пренебрежимо малом уровне. На основе построения математических моделей разработки нефтяных месторождений была проведена оценка эффективности предложенных автором технологических схем для условий Лозинского участка Есенейского, Ижевского и Черепановского и Боткинского поднятий Мишкинского месторождений. Первый объект не вовлечен в разработку из-за низких проектных технико-экономических показателей. Анализ полученных результатов показывает, что предложенные технологические решения позволяют увеличить коэффициенты охвата пласта воздействием, уменьшить количество скважин, не приводят к снижению темпов отбора и к преждевременному прорыву воды. Коэффициенты нефтеизвлечения для предложенных технологических схем соответственно на 5 %, 8 %, 6 % и 7 % выше, чем для базовых вариантов с применением горизонтальных скважин.

В четвертой главе приведены результаты опытно-промышленных испытаний предложенных технологических решений на нефтяных месторождениях УР и Западной Сибири, а также созданные при выполнении работы методические подходы.

1. Предложен методический подход по построению гидродинамических карт разработки, включающих карты изобар, карты нефтенасыщенности и алгоритм построения карт градиентов давления, позволяющий расширить возможности гидродинамических моделей разработки и обосновывать выбор сетки скважин. Подход использован при проведении анализа разработки Южно-Киенгопского и Верх-Тарского месторождений

и позволил выявить недостатки реализованных систем разработки и предложить технологические решения для регулирования их эффективности.

2. Предложен алгоритм построения карты градиентов давления, позволяющий расширить возможности гидродинамических моделей разработки; и обосновывать выбор размещения сетки скважин. Алгоритм нашел применение при определении целиков нефти, образующихся в процессе разработки нефтяных месторождений без создания постоянно-действующих гидродинамических моделей и воссоздания истории разработки залежей нефти.

3. Впервые предложен методический подход к определению коэффициента охвата пласта дренированием и воздействием по площади невыработанных целиков, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти. С помощью данного подхода были получены зависимости коэффициента охвата от относительной протяженности горизонтального ствола для различных схем размещения скважин. На основании этого определены оптимальные протяженности горизонтальных стволов в различных схемах размещения и выявлены лучшие с точки зрения охвата пласта воздействием при использовании горизонтального бурения схемы размещения скважин.

4. Предложен способ интерпретации кривых восстановления давления для определения проницаемости удаленной зоны пласта, пластовых давлений и дебита горизонтальных скважин для однородных и анизотропных, расчлененных коллекторов без применения численных методов решения. Методика была применена для определения фильтрационных и энергетических свойств пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения.

5. Предложена методика определения стоимости горизонтальных скважин с учетом выделения интервалов скважины для обоснования пределов эффективного применения горизонтальных скважин. Методика позволила перейти от технологических пределов эффективности горизонтальных скважин к экономическим. Методика использована при определении капитальных вложений на бурение горизонтальных

скважин по различным вариантам в разработанных технико-экономических предложениях.

6. Выработан методический подход по выбору длины, плотности сетки скважин и диапазона эффективного применения горизонтальных скважин в зависимости от коэффициента подвижностей для достижения заданной величины охвата пласта дренированием и воздействием. Подход был использован при подготовке технико-экономических предложений по разработке месторождений УР, а также может быть использован при создании руководящего документа по разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами.

В результате внедрения рекомендаций по разработке юго-восточного склона поднятия, верейского горизонта Южно-Киенгопского месторождения горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами, удалось повысить коэффициент охвата в 2 раза, а темпы выработки запасов на 3%, стабилизировать текущую добычу нефти на третьей стадии разработки, без уплотняющего бурения. Выработка запасов идет большими темпами, чем рост обводненности, что указывает на обоснованность принятых решений по регулированию разработки объекта. В результате анализа эксплуатации горизонтальных скважин подтвердились сделанные ранее теоретические выводы о необходимости ограничения протяженности горизонтальных стволов' в площадных схемах размещения скважин и создании фронта заводнения перпендикулярно к направлению горизонтальных стволов.

Внедрение рекомендаций по разработке пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения, позволило повысить коэффициент охвата в 1,5 раза, уменьшить количество скважин и капитальных затрат на их строительство в 1,5 раза и увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 5% на опытном участке по сравнению-с базовым вариантом- с применением горизонтальных скважин. Результаты разработки пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения подтвердили проведенные теоретические исследования о необходимости увеличения поглощающей способности нагнетательных скважин для эффективного поддержания

пластового давления и стабилизации дебитов горизонтальных добывающих скважин.

По результатам исследований подготовлено 2 изобретения. Разработаны и утверждены 4 технико-экономических предложения для повышения эффективности разработки верейских объектов Есенейского, Ижевского и Мишкинского месторождений, не находящихся в эксплуатации из-за низких проектных показателей. Применение найденных в работе зависимостей и методических подходов позволило значительно улучшить основные технико-экономические показатели разработки 3 верейских объектов, что позволит начать бурение на эти объекты и ввести их в промышленную разработку. Основные технико-экономические показатели технологических решений приведены в таблице.

Таблица

Сравнение эффективности предлагаемых технологических

решений

Верейский КИИ, Капитальные Индекс

объект отн. ед. вложения, прибыльности,

млн.руб. отн. ед.

Вар №1 Вар №2 Вар №1 Вар №2 Вар №1 Вар №2

Лозинского участка Есенейского 0,18 0,23 282 244 1,14 1,54

месторождения

Ижевского 0,21 0,29 750 627 0,00 0,28

месторождения

Черепановского 0,14 0,20 257 287 1,38 2,13

участка Мишкинского

месторождения

Северный участок Мишкинского 0,17 0,21 123 110 2,71 5,17

месторождения

вар. №1 - проектные технологические решения; вар. №2 - предлагаемые технологические решения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате работы разработаны и научно обоснованы подходы к повышению эффективности разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтальными скважинами, включающие выбор размещения, плотности сетки, длины, диаметра ствола скважин в зависимости от геолого-физических характеристик коллектора и оценку эффективности разработки нефтяных залежей методом построения трехмерной, трехфазной математической модели.

На основании проведенных исследований получены следующие результаты:

1. Предложен алгоритм построения карт разработки нефтяных месторождений, повышающий информативность и расширяющий возможности применения гидродинамического моделирования для регулирования эффективности разработки, обоснования вариантов размещения скважин и прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений.

2. На основе проведенного анализа теории и практики разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтальными скважинами, предложенным методом построения гидродинамических карт разработки получены зависимости величины градиентов давления от расположения скважин. Минимальным потерям давления в пласте соответствует величины градиентов давлений с минимальными отклонениями от среднего, что достигается при параллельном размещении горизонтальных стволов скважин. Постоянство значений градиента давлений по величине выражает равномерность дренирования пласта, характерную для замкнутых кольцевых элементов, стягивающих контур нефтеносности.

3. Впервые предложена методика определения коэффициента охвата пласта воздействием основанная на расчете площади застойных зон, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти, учитывающая протяженность зоны дренирования и зональную неоднородность разрабатываемой залежи.

I РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ

I БИБЛИОТЕКА

33 I С.П«т«;£]Г9Г

* О) П ш

4. Предложена формула для расчета дебитов горизонтальных скважин в условиях анизотропных, расчлененных коллекторов на основе модели работы скважины отдельными интервалами при единой депрессии. Разработана методика интерпретации кривых восстановления давления для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

5. В работе установлено, что увеличение диаметра горизонтального ствола приводит к уменьшению влиянию скин-фактора и, к пропорциональному увеличению дебита в сравнении с вертикальной скважиной. При применении параметра приведенного диаметра скважины, фактический дебит горизонтальной скважины совпадает с проектируемым и превышает значения, рассчитанные по общепринятым подходам.

6. Получена зависимость стоимости горизонтальных скважин от длины горизонтального участка для обоснования оптимальной протяженности горизонтального ствола. Зависимость описывается линейной функцией и позволяет определять коэффициент удорожания бурения ствола скважины с набором угла до 90 градусов и изменении длины.

7. Анализ зависимостей градиентов давлений полученных на основе двухмерных двухфазных гидродинамических моделей от длины горизонтального ствола для различных схем расположения скважин и методики расчета охвата пласта найдена зависимость величины охвата пласта дренированием и воздействием от протяженности горизонтального ствола для рядного лобного, рядного шахматного размещения скважин. Установлено, что увеличение относительной протяженности горизонтальных стволов в площадных схемах размещения ГС более 0,5 отн. ед. не приводит к увеличению производительности системы разработки, а в однорядных схемах размещения производительность растет практически линейно с увеличением длины ствола ГС. Определено, что однорядная шахматная схема размещения ГС значительно превосходит остальные схемы с точки зрения охвата пласта, а также имеет возможность разуплотнения сетки скважин за счет значительной эффективности при относительной протяженности горизонтальных стволов менее 0,6.

8. Аналитическими и экспериментальными исследованиями получена зависимость количества скважин в элементе разработки от коэффициента подвижности нефти. Установлено, что при значениях Л/ < 3 эффективно применение горизонтальных нагнетательных скважин, а при М < 0,5 их применение эффективно только в сочетании с вертикальными добывающими скважинами.

9. Найдена зависимость между длинами горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин от коэффициента подвижности нефти для рядных систем размещения. Определен диапазон величин коэффициента подвижности нефти 0,4 - 2,5 отн. ед., при котором максимальный охват пласта дренированием и воздействием достигается только при применении добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин.

10. Предложен способ разработки нефтяных месторождений по регулированию эффективности разработки нефтяных месторождений в зависимости от геолого-физических характеристик пласта. На основе предложенного способа созданы технологические решения разработки верейских объектов Есенейского, Ижевского Черепановского и Боткинского поднятий Мишкинского месторождений. Оценка эффективности предложенных решений методом построения и анализа трехмерных гидродинамических моделей подтвердила увеличение коэффициента охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения в 1,3 раза, уменьшение капитальных вложений на 10 %, увеличение индекса прибыльности в 1,7 раза по сравнению с проектными вариантами и обосновала возможность их рентабельной разработки.

11. Внедрение рекомендаций по разработке верейского объекта Южно-Киенгопского месторождения и пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения позволило повысить коэффициент охвата пласта, темпы выработки на 3 %, увеличить прогнозный коэффициент нефтеизвлечения на 12 % на опытном участке, снизить затраты на строительство скважин в 1,3 раза.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Научно-технические статьи

1. Сыромятников Е. С, Волков А. Я., Сугаипов Д. А. Оценка влияния протяженности горизонтального ствола на стоимость строительства горизонтальных скважин // Строительство нефтяных скважин на суше и на море.-2000.-№ 6-7.-С.20-23.

2. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. Оценка эффективности разработки Южно-Киенгопского месторождения с применением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело.-2002.-№ 9.-С.9-16.

3. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. О производительности горизонтальных скважин в пластах с высокой вертикальной анизотропией и расчлененностью // Нефтепромысловое дело.-2002.-№ 10.-С.28-34.

4. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. Оценка эффективности разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин // Вестник Удмуртского Университета.-2002. №8.-С.87-102.

5. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. О производительности горизонтальных скважин // Вестник Удмуртского Университета.-2002. №8.-С. 34-47.

6. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. О причинах низкой эффективности горизонтальной скважины 106 Верх-Тарского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство.-2003.-№4.-С28-34.

7. Сугаипов Д. А., Савельев В. А., Волков А. Я, Мирсаетов О. М. Об оптимальном расположении горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефть и бурение.-2003.-№ 12.-С.15-22.

8. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. Дебиты горизонтальных скважин в пластах с высокой вертикальной анизотропией и расчлененностью // Нефтяное хозяйство.-2003.-№ 11.-С.68-70.

9. Сугаипов Д. А., Савельев В. А., Мирсаетов О. М., Кудинов В. И. Влияние параметров разработки на охват горизонтально

разбуренного пласта дренированием и воздействием в зависимости от геолого-физических факторов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. (в печати).

Тезисы докладов на научных конференциях

10. Муллахметов Р. X., Сугаипов Д. А., Пчельников Р. Л. К вопросу изотермического течения газов в трубах и пористых средах // Тезисы докладов 3 Российской университетско-академической научно-практической конференции. 22 апреля 1997 г. УдГУ. Ижевск.-С.2О.

11. Волков А. Я., Сугаипов Д. А. Оценка влияния протяженности горизонтального ствола на стоимость строительства горизонтальных скважин./ Тезисы докладов 4 Международной научно-практической конференции по горизонтальному бурению 18-20 октября 2001 Ижевск. М.: Нефтегаз,2001.-с.55.

12. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. Обработка кривых восстановления давления, полученных в горизонтальных скважинах./ Тезисы докладов Российской научно-практической, конференции «Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти». 16-18 апреля 2002,-Ижевск.

13. Савельев В. А, Сугаипов Д. А. О причинах низкой эффективности горизонтальной скважины 106 Верх-Тарского нефтяного месторождения./ Тезисы докладов Росс, научно-практической конференции «Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти». 16-18 апреля 2002,-Ижевск.-С.40-42.

14. Сугаипов Д. А., Савельев В. А., Волков А. Я, Мирсаетов О. М. Об оптимальном расположении горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений./ Тезисы докладов VIII Международной конференции по разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами. 21-22 октября 2ООЗ.Ижевск.-С.44-51.

15. Сугаипов Д. А., Савельев В. А., Мирсаетов О. М. Влияние параметров разработки на охват горизонтально разбуренного пласта дренированием и воздействием в зависимости от геолого-

физических факторов./ Тезисы докладов Второй Республиканской научно-практической конференции «Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти». 4-5 ноября 2003. Ижевск.-С.65-72.

16. Сугаипов Д. А., Савельев В. А., Мирсаетов О. М., Волков А. Я. К вопросу о возможности применения нагнетательных горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений./ Тезисы докладов Второй Республиканской научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения». 18-19 декабря 2003. Казань.-С.28-30.

Патенты на изобретение и свидетельства на полезную модель

17. Заявка на выдачу патента РФ на изобретение (22.01.04 вх.№ 001839, рег.№ 2004101977). Способ разработки нефтяной залежи./ Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Савельев В. А.

18. Заявка на выдачу патента РФ на изобретение (от 24.04.04). Способ определения охвата нефтяной залежи дренированием и воздействием./ Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Савельев В. А., Кудинов В. И.

Научно-технические отчеты

19. Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Золотухин Д. Г. Отчет № НФ14-04 Технико-экономическое предложение по разработке Лозинского участка Есенейского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2004. - 29с.

20. Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Пислегин М. С. Отчет № НФ24-04 Технико-экономическое предложение по разработке верейского объекта Ижевского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2004. - 28с.

21. Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Князев А. В. Отчет № НФ34-04 Технико-экономическое предложение по разработке Черепановского поднятия Мишкинского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2004. - 32с.

22. Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Князев А. В. Отчет № НФ44-04 Технико-экономическое предложение по разработке северного участка Боткинского купола Мишкинского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2004.-ЗОс.

»-88 29

Подписано в печать 23.04.04. Формат 60x84 1/16 Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ 682 Отпечатано с оригинал-макета заказчика. Отпечатано в типографии УдГУ. 426034, г. Ижевск, ул. Университетская д. 1, корп.4.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сугаипов, Денис Асадуллаевич

СОДЕРЖАНИЕ.

СПИСОК РИСУНКОВ.

СПИСОК ТАБЛИЦ И ПРИЛОЖЕНИЙ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами"

Обоснование выбора темы.21

Формулировка цели.26

Основные задачи исследования.27

Методологические основы исследования; объекты и предметы исследования. 27

Теоретическая значимость работы и научная новизна.29

Практическая ценность результатов.30

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сугаипов, Денис Асадуллаевич

3.9. Выводы по главе

На основании построения двухмерной модели двухфазной фильтрации были исследованы процессы фильтрации и выявлены зависимости влияния схем размещения ГС на охват пласта дренированием и воздействием, а также был- проведен- анализ- разработки объекта- разработки, разбуренный- ГС. Результаты моделирования позволили сформулировать предложения по улучшению технологических показателей разработки и перейти к опытно-промышленным испытаниям.

На основе построения математических моделей разработки нефтяных месторождений была проведена оценка эффективности предложенных автором технологических схем для условий Лозинского участка Есенейского, Ижевского и Черепановского и Боткинского поднятий Мишкинского месторождений. Первый объект не вовлечен в разработку из-за низких проектных технико-экономических показателей. Анализ полученных результатов показывает, что предложенные технологические решения позволяют увеличить коэффициенты охвата пласта воздействием, уменьшить количество скважин, не приводят к снижению темпов отбора и к преждевременному прорыву воды. Коэффициенты нефтеизвлечения для предложенных технологических схем соответственно на 5 %, 8 %, 6 % и 7 % выше, чем для базовых вариантов с применением горизонтальных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин, размещенных по «пятиточечной схеме».

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ОХВАТА ПЛАСТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГС

4.1. Гидродинамические карты разработки

Предложен методический подход по построению гидродинамических карт разработки, включающих карты изобар, карты нефтенасыщенности и алгоритм построения карт изоградиентов давления, позволяющий расширить возможности гидродинамических моделей разработки и обосновывать выбор сетки скважин. Подход использован при проведении анализа разработки Южно-Киенгопского и Верх-Тарского месторождений и позволил выявить недостатки реализованных систем разработки и предложить технологические решения для регулирования их эффективности.

4.2. Карты изоградиентов давлений

Предложен алгоритм построения карты изоградиентов давления, позволяющий расширить возможности гидродинамических моделей разработки; и обосновывать выбор размещения сетки скважин.

На основании формулы [95] для определения градиентов давлений в декартовой системе координат: г р p V ïp V

Jn I M-l.y 1-1,1 . 1,/t-l 1,1-1 , , gradP" = УГгХх-J j • ( 77 > где gradPi j - градиент давления в определяемой точке; i,j - координаты узлов сетки;

X, Y - расстояние между узлами сетки в направлениях л; и у.

Для расчета используются карты текущих пластовых делений, полученные с помощью данных о забойных давлениях в добывающих и нагнетательных скважинах. Алгоритм нашел применение при определении целиков нефти, образующихся в процессе разработки нефтяных месторождений без создания постоянно-действующих гидродинамических моделей и воссоздания истории разработки залежей нефти.

4.3. Определение коэффициента охвата

Впервые предложен методический подход к определению коэффициента охвата пласта дренированием и воздействием по площади невыработанных целиков, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти.

Методический подход состоит в следующем.

1. На основании данных о забойных давлениях в добывающих и нагнетательных скважинах и данных о пластовом давлении на контуре питания строится карта текущих пластовых давлений (изобар).

2. На основании лабораторных данных о величине градиента сдвига нефти, либо на основании данных полученных по зависимостям [83] использующих данные о вязкости нефти строится карта равных градиентов сдвига нефти.

3. На основании алгоритма расчета градиента давления строится карта изоградиентов пластовых давлений.

4. Строится карта разностей карт изоградиентов пластовых давлений и карты градиента сдвига нефти. Отрицательные области на карте свидетельствуют об отсутствии фильтрации в данных зонах.

5. Производится суммирование общей площади областей с отсутствием фильтрации флюида.

6. Рассчитывается коэффициент охвата дренированием как отношение площади областей дренирования к общей площади объекта.

В случае отсутствия многочисленных данных о градиенте сдвига нефти -градиент сдвига принимается равным по объекту.

Для определения коэффициента охвата пласта воздействием также необходимо знать коэффициент вариации значений градиента давления, чем меньше отклонения градиентов давлений от среднего, тем более равномерен процесс вытеснения и меньше вероятность получения прорывов воды, а значит выше коэффициент охвата. В Таблица 28представлен расчет охвата пласта для Южно-Киенгопского месторождения по двум вариантам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате работы разработаны и научно обоснованы подходы к повышению эффективности разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтальными скважинами, включающие выбор размещения, плотности сетки, длины; диаметра ствола скважин в зависимости от геолого-физических характеристик коллектора и оценку эффективности разработки нефтяных залежей методом построения трехмерной; трехфазной математиче ской модели.

На основании проведенных исследований получены следующие результаты:

2. На основе проведенного анализа теории и практики разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, предложенным методом построения; гидродинамических" карт разработки; получены зависимости величины градиентов давления от размещения скважин: Минимальным потерям давления в пласте соответствует величины градиентов давлений с минимальными отклонениями от среднего, что достигается при? параллельном размещении горизонтальных стволов скважин. Постоянство значений4 градиента давлений по величине выражает равномерность дренирования пласта, характерную для замкнутых кольцевых элементов, стягивающих контур нефтеносности.

3. Впервые предложена; методика определения коэффициента охвата пласта воздействием основанная на расчете площади застойных зон, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти, учитывающая протяженность зоны дренирования и зональную неоднородность разрабатываемой залежи.

4. Предложена формула для расчета дебитов горизонтальных скважин в условиях анизотропных, расчлененных коллекторов на основе модели работы скважины, отдельными интервалами. Разработана методика интерпретации кривых восстановления давления для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

5. В работе установлено^ что увеличение диаметра горизонтального ствола приводит к уменьшению влиянию скин-фактора и, к пропорциональному увеличению дебита в сравнении с вертикальной скважиной. При применении параметра приведенного диаметра скважины, фактический дебит горизонтальной скважины совпадает с проектируемым и превышает значения, рассчитанные по общепринятым подходам.

6. Получена зависимость стоимости горизонтальных скважин от длины горизонтального участка; для обоснования оптимальной протяженности горизонтального ствола. Зависимость описывается линейной функцией- и позволяет определять коэффициент удорожания бурения ствола скважины с набором угла до 90 градусов и изменении длины.

7. Анализ зависимостей градиентов давлений полученных на основе двухмерных двухфазных гидродинамических моделей от длины горизонтального ствола для различных схем размещения скважин и методики расчета охвата пласта найдена зависимость величины охвата пласта дренированием и воздействием от протяженности горизонтального ствола для рядного лобного, рядного шахматного размещения скважин. Установлено, что увеличение относительной протяженности горизонтальных стволов в площадных схемах размещения ГС более 0,5 отн. ед. не приводит к увеличению производительности системы разработки, а в однорядных схемах размещения производительность растет практически линейно с увеличением длины ствола ГС. Определено, что однорядная шахматная схема размещения ГС значительно превосходит остальные схемы с точки зрения охвата пласта, а также имеет возможность разуплотнения сетки скважин за счет значительной эффективности при относительной протяженности горизонтальных стволов менее 0,6 отн. ед.

8. Аналитическими и экспериментальными исследованиями' получена зависимость количества скважин в элементе разработки от коэффициента подвижности нефти. Установлено, что при значениях М < 3 эффективно применение горизонтальных нагнетательных скважин, а при М < 0,5 их применение эффективно только в сочетании с вертикальными добывающими скважинами.

10. Предложен способ разработки нефтяных месторождений по регулированию эффективности разработки нефтяных месторождений в зависимости' от геолого-физических характеристик пласта; На основе предложенного способа созданы технологические решения разработки верейских объектов' Есенейского, Ижевского и Черепановского и Боткинского поднятия Мишкинского месторождений. Оценка эффективности предложенных решений методом построения и анализа трехмерных гидродинамических моделей подтвердила увеличение коэффициента охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения в 1,3 раза, уменьшение капитальных вложений на 10 %, увеличение индекса прибыльности В! 1,7 раза; по сравнению с проектными вариантами и обосновала возможность их рентабельной разработки.

11. Внедрение рекомендаций по разработке верейского объекта Южно-Киенгопского месторождения позволило:

- за 2 года дополнительно добыть за счет эффекта от регулирования разработки 31 тыс. т. нефти, что составляет более 30 % от добычи нефти по объекту. Коэффициент охвата по юго-восточной части месторождения, разбуренной ГС растет в 2 раза при варианте с регулированием разработки, за счет этого в целом по объекту прогнозируется увеличение КИН на 28%, с 0,43 до 0,55 д.ед.

- за счет регулирования эффективности показатели разработки сохраняются на уровне проектных без бурения оставшихся по проекту 5 ВС и без осуществления еще 6 переводов скважин с нижележащих объектов, что составляет экономию 30 % проектных капитальных затрат.

12.Разработка пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения ГС подтвердило выводы о низкой эффективности системы разработки с применением добывающих горизонтальных скважин и вертикальных нагнетательных в условиях дренирования залежей низковязкой нефти. Опыт первых четырех лет промышленной эксплуатации месторождения показал необходимость создания активной системы поддержания пластового давления. Применение горизонтальных скважин в качестве нагнетательных при разработке низковязких нефтей позволяет кратно увеличить приемистость нагнетательных скважин и сохранить начальные высокие дебиты добывающих вертикальных скважин за счет компенсации отбора закачкой с самого начала разработки и недопущения падения пластового давления в зоне отбора.

13.Эффективность методики определения зон пласта неохваченных воздействием подтверждена комплексом геолого-технических мероприятий на Лудошурском и Южно-Киенгопском месторождениях У Р. Суммарный прирост суточной добычи составил 425 т/сут, при начальной суточной добыче 750 т/сут. Суммарный эффект в дополнительно добытой нефти составляет 148 тыс. т. за 1,5 года. Методика определения целиков нефти; позволяет проводить эффективные работы по зарезке боковых горизонтальных стволов на поздней стадии разработки, как в условиях массивных залежей, так и в условиях разработки пластовых залежей при активной системе поддержания пластового давления. Научное обоснование потенциальных зон заложения БГС позволяет значительно повысить КИН «старых» месторождений, вместе с тем увеличить добычу нефти за счет реанимации бездействующего и нерентабельного фонда.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сугаипов, Денис Асадуллаевич, Ижевск

1. Савельев В., Богомольный Е., Берлин А., Струкова Н;, Опыт проектирования и разработки низкопродуктивных объектов с применением горизонтальной технологии бурения // Бурение.- 2001. № 2. С.48-53.

2. Лысенко. В. Д. Проблемы- разработки- нефтяных месторождений, горизонтальными скважинами //Нефтяное хозяйство. 1997. № 7. С. 19-241

3. Волков Ю. А., Карпова Л. Г., Муслимов P. X. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта использования горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений. Сб. тр./Международная конференция Казань 94. Т.З, стр. 837-846.

4. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами II М.: Недра, 1964.

5. Григорян A.M. Разветвленные-горизонтальные скважины // Нефтяное хозяйство.- 1976. № 11. С. 19-22.

6. Giger P.M., Reiss L.H., Jordan A.P. The Reservoi Engineering Aspects of Horizontal Drilling // SPE -p. 16-18.

7. Дж.-Ф. Жианнезини Причины широкого распространения горизонтального бурения // Нефтепромысловое дело.-1997. № 3. С. 15-19.

8. Кудинов В. И., Сучков Б. М. Новые технологии повышения добычи нефти. -Самара: Кн. изд-во, 1998. С. 29.

9. Полубаринова-Кочина П. Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // Прикладная математика. 1956. - Т. XX. Вып. 1.

10. Чарный И. А. Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1948 Пирвердян А. М. Фильтрации к горизонтальной скважине // Тр. АзНИИДН. -1956.-Вып. 3.

11. Пилатовский В. П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. Подземная гидродинамика и разработка нефтяных месторождений // Труды ВНИИ. 1961. - Вып. XXXII.

12. Меркулов В. П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в ласте конечной мощности // Изв. Мин-ва высшего образ. СССР. Сер. Нефть и газ.-1958.-№3.

13. Ювченко Н. В. Приток горизонтальной скважине при линейно-параллельной системе заводнения. М.: ОНТИ. Деп. в ВНИИОЭНГ, 1989, № 1705.

14. Борисов Ю. П., Пилатовский В. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. — 284 с.

15. Renard G. I., Dupuy J. М. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells technology. Paper SPE, Feb. 1990., Joshi S. P. Horizontal well technology. - Oklahoma, 1991.

16. Сравнительная оценка характеристик горизонтальных и вертикальных скважин World Oil. 1992, IV. -Vol. 213.Ng4. - P. 67-72 Референт К.Ф Кротков.

17. Spivey J. P., Lee W. J. Fundamentals of type curve analysis // Petroleum Engineer. 1997. - Sept. - Pp. 63-70.

18. Актисанов В. А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. -2002. №2. С.56-59.

19. Савельев В.А., Зубов Н. В. Описание методики расчета проектных показателей разработки месторождений* с применением горизонтальных скважин / Отчет НИР УдмуртНИПИнефть. 1999 г. С.87.

20. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных пластов вертикальными и горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. 2001. № 2. С.5-14.

21. Григулецкий В. Г., Коротков С. В. Основные аспекты разработки трудноизвлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин // Нефтепромысловое дело. 2000- №: 6. С.2-14.

22. Савельев В.А., Берлин А. В., Струкова Н. А. Технико-экономическое обоснование бурения боковых горизонтальных стволов на турнейский объект разработки Байтуганского месторождения (отчет). "УдмуртНИПИнефть",-Ижевск.-1999.- 96 с.

23. Богданов В. Л. Перспективы разработки месторождений ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ» с применением системно-комплексной технологии нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 8. С.25-32.

24. Черных В. А. Гидродинамические принципы применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа // Нефтепромысловое дело.- 1999. №6. С.5-7.

25. Лысенко В. Д. Эффективность применения двухзабойных горизонтальных скважин // Нефтепромысловое дело.- 2001. № 9. С.3-9.

26. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет. / Б. Т. Баишев, В. И. Подлапкин. // Тр. / ВНИИ. -М.:1994. Вып. 117.- С. 106-113.

27. Кагарманов Н. Ф. Горизонтальные скважины важный резерв повышения эффективности нефтяного производства. Фундаментальные проблемы нефти и газа. Всесоюзная конференция. М.: 1996. Т. 3., С.78-94.

28. Малюгин В:М., Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Просвирин A.A., Борисов А.П., Савельев В.А. Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" Способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин 29.08.2000.

29. Исхаков И: А., Родионов В. П. Разработка мелких нефтяных месторождений на территории Республики Башкортостан/ Сборник докладов 4 Международной конференции по горизонтальному бурению. Ижевск, 1999 г. С.142-148;

30. Майер Б. М. Плотность сетки и системы размещения горизонтальных скважин при проектировании разработки трудноизвлекаемых запасов пласта. АВ11-2 "рябчик"'Самотлорского месторождения // Вестник высших учебных заведений. Нефть и газ.- 2000. № 5. С.34-34.

31. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Савельев В. А. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство.- 1998. № 3. С. 29-32.

32. Медведев Н. Я., Саркисянц Б. Р. Результаты проектирования и разработки объекта АС4-8 Федоровского месторождения с применением горизонтальных скважин. В сб. - Нефть Сургута. Тр. ТФ "СургутНИИПИнефть". - М., 1997 г.

33. Волков Б. П. Сравнительный анализ результатов применения различных технологий разработки пласта AB 11-2 "рябчик" на Самотлорском месторождении // Известия вузов. Нефть и газ.- 2000. № 5. С.24-29.

34. Волков Б.П., Галлямов К.К., Кульчинский В.В. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении. // Нефтяное хозяйство.-1997. № 6. С.41-42.

35. Нуряев А. С., Батурин Ю. Е., Исаченко В. М., Сонич В. П., Юрьев А. Н. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ" // Нефтяное хозяйство. -2002. № 8. С.13-19.

36. Кудинов В. И., Богомольный Е. И., Дацик М. И., Сучков Б. М., Савельев В. А., Струкова Н. А. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1998: № 3. С. 25-30.

37. Сериков Ю. И., Миронов Т. П. К вопросу о добыче нефти и газа* горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. -1998. №6. С.24.

38. Сургучев М. Л., Табаков В. П., Киверенко В. М.Состояние и перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. -1999. №8.С. 14-19:

39. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование выбора: конструкции горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 2002. №5. С. 102-107.

40. Сохошко С. К., Грачев С. И. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии // Нефть и газ.-2002. №2. С.59-62.

41. Мукминов И. Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф. "Проблемы нефтегазового комплекса России". — Уфа. 1998. —С. 20-21.

42. Балуев А. Б. Обобщение опыта эксплуатации ГС в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. -2002. №2. С. 19-27.

43. Маганов Р.У., Маслянцев Ю.В., Праведников Н.К., Ювченко Н.В. Некоторые особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело.- 2001. №3. С.2-5.

44. Performance of horizontal wells in the Helder Field./ P. J. Murphy// JPT. 1990, June, №. 6. - p. 792-800.

45. The first longterm horizontal-well test in the Troll Thin oil zone / S.C.Lien, K.Seines, S.O.Havig.// JIT.- 1991.- 43, № 8.- p. 914-917, 970-973.

46. Using LWD to drill horizontally above oil/water contacts./ Trusty J.,Emmet L.//World Oil.- 1992, III.-Vol. 213, № 3!- p.41-42,44.

47. B:A. Брагин, B.E. Орел, П.И. Челпанов Разработка залежи нефти на ЮжноКарской площади многозабойными скважинами. // Нефтяное хозяйство.- 1961. №2. С. 15-19.

48. Касумов А.М; Заводнение нефтяного пласта горизонтальной нагнетательной скважиной/ Сборник трудов по науке и технике

49. Азербайджанский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности г. Баку. G.19-23.

50. Карнаухов М. Л., Гапонова Л. М., Шенбергер В. М;, Пьянкова Е. М. Прогрессивные методы разработки месторождений с применением горизонтального бурения // Нефть и газ 2003. №1, С.24-29.

51. Waterflood with horizontals as injectors set. / U.S.First.// Advanced Recovery Week.- 1992, 6/1.- Vol.3, № 1. -p.1,3.

52. Богданов В.Л., Медведев Н.Я., Ерохин В. П. и др. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении // Нефтяное хозяйство. -2000. -№ 8. С.23-29.

53. Бронзов А., Бадовский Н;, Корольке Е., Комм Э., Щепилло Ю. Проблема качества строительства скважин в нефтедобыче // Нефть и газ 2002. №З.С.11-13.

54. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений / М. Недра, 2000. С. 154.

55. Ризванов Н. Ж., Гайнуллин К. X., Юмашев P. X., Кагарманов Н. Ф., Тимашев Э. М., Самигуллин В. X. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. -1999. -№ 6. С.21-25.

56. Хисманов Р. Г. Особенности разработки пластов АС4в Федоровского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2000. № 10. С.26-31.

57. Бикмухаметова Г. И. Технико-экономический анализ бурения горизонтальных скважин в Башнефти. // Нефтепромысловое дело. 1995. №6. С. 33.

58. Сыромятников Е. С., Волков А. Я., Сугаипов Д. А. Оценка влияния протяженности горизонтального ствола на стоимость строительства горизонтальных скважин // Строительство нефтяных скважин на суше и на море.-2000. № 6-7. С.20-23.

59. Янин А. Н., Анцыгина С. А. Влияние глубины скважин на стоимость 1м проходки в Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. -1988. № 10. С. 13-14.

60. Лебидинец А. П., Ивакина Л. И., Григулецкий В. Г. Обоснование рациональной длины горизонтальной части ствола скважины, пробуренной из эксплуатационной колонны. // Нефтяное хозяйство.-1992. №1. С.8.

61. Баишев Б.Т., Подлапкин В. И., Саттаров Д. М. Эффективность применения горизонтальных скважин при разработке на естественном режиме // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. № 7. С.45-47.

62. A.c. 2159324 CI 7Е 21В 43/20 РФ Способ разработки нефтяной залежи./ В. И Кудинов, Е. И Богомольный, В. А Савельев, В. М Малюгин, Н. А Струкова, А. А. Просвирин. 25 апреля 2000 г.

63. Использование упругой энергии водоносной зоны для разработки месторождений спутников // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. № 2. С. 1721.

64. Медведский Р.И., Ишин A.B. Увеличение нефтеотдачи путем длительного ограничения закачки воды в пласт до уровня добычи нефти // Известия вузов. Нефть и газ. 2000. №6. С. 24-29.

65. Сафин С. Г., Шилов А. В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона // Нефтяное хозяйство. -2001. №2. С.39-43.

66. Крейг Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. — Нью-Йорк Даллас, 1971. Пер. с англ. Под ред. Проф. Данилова В. Л. - М.:Недра, 1974. - 61-88с.

67. Желтов Ю. В., Кудинов В: И., Малофеев Г. Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. М.: Нефть и газ, 1997. - С. 3-34:

68. Муслимов P. X., Сулейманов Э. И., Фазлыев Р. Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных, скважин // Нефтепромысловое дело. 1994. №1. С.32-37.

69. Результаты исследования керна из скважины №111р Верх Тарского месторождения: Отчет о НИР / УдмуртНИПИнефть. Рук. Берлин А. В., Миронычев В. Г. Дог. 1811 — Ижевск: 2001. - 58с.

70. ECLIPSE 100/ Technical Description.

71. ГОСТ 26450.0-85 ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. - М.: Изд. стандартов, 1985.

72. Кундин С.А., Куранов И.Ф. К вопросу о методике расчетов фазовых проницаемостей по данным опытов по нестационарному вытеснению нефти водой Тр. ВНИИнефть, вып. 28. - Л.: 1960, с. 85-95.

73. Басниев К. С., Кочина И.; Н., Максимов В. М: Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. с. 395-397.

74. Гиматудинов Ш. К., Борисов Ю. П., Розенберг М. Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра, 1983, -337 с.

75. Capillarity pressure definition // Eight European symposium on improved oil recovery. Vienna, Austria. 1995. Proceeding. Volume 1.

76. Исследование геолого-физических свойств коллекторов нефти и газа для подсчета запасов и проектирования разработки нефтяных месторождений

77. Удмуртской АССР: Отчет о НИР/ТатНИПИнефть; руководитель Берлин A.B. -№ гос. per. 32-88-356/4. Ижевск, 1990.

78. Moore, I. D., R. В. Grayson, and A. R. Ladson, (1991), Digital Terrain Modeling: A Review of Hydrological, Geomorphological and Biological Applications, Hydro. Proc.,\. 5, no. 1, p. 3-30.

79. Отчет о НИР «Дополнение к технологической схеме разработки Верх-Тарского нефтяного месторождения», «Шлюмберже». Москва, 2002.

80. Телин А. Г. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводняемого нефтяного пласта. // Нефтепромысловое дело.-1997. № 12. С.IIIS.

81. Заявка на выдачу патента РФ на изобретение (22.01.04 вх. № 001839, per. № 2004101977). Способ разработки нефтяной залежи./ Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Савельев В. А.

82. Заявка на выдачу патента РФ на изобретение (от 24.04.04). Способ определения охвата нефтяной залежи дренированием и воздействием./ Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Савельев В. А., Кудинов В. И.

83. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Золотухин Д. Г. Отчет «Технико-экономическое предложение по разработке Лозинского участка Есенейского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003.-29с.

84. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Пислегин М. С. Технико-экономическое предложение по разработке верейского объекта Ижевского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003. 28с.

85. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Князев А. В. Технико-экономическое предложение по разработке Черепановского поднятия

86. Мишкинского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003.-32с.

87. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Князев А. В. Технико-экономическое предложение по разработке северного участка Боткинского купола Мишкинского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003.-30с.

88. Отчет «Анализ эффективности бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов и перспективы их бурения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», В.А.Савельев, Н.А.Струкова, С.Д. Смеричанский, г. Ижевск, 1999 год.

89. Отчет «Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения», С. К. Тюрев, А. В. Берлин, Н. А Струкова. и др., «УдмуртНИПИнефть», Ижевск, 2001.

90. Отчет «Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения», Б. М: Сучков, В. А. Савельев, Н. А Струкова. и др., «УдмуртНИПИнефть», Ижевск, 1998.

91. Богомольный Е. И., Сучков Б. М., Савельев В. А., Зубов Н. В., Головина Т. И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. "Нефтяное хозяйство", 1998, № 3.

92. Технологическая схема разработки Лозинского месторождения. Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. УдмуртНИПИнефть Ижевск, 1991.

93. Дополнение к проекту разработки Ижевского месторождения с бурением ГС и БГС на верейский объект разработки. Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. УдмуртНИПИнефть Ижевск, 1999.

94. Дополнение к технологической схеме Мишкинского месторождения. Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. УдмуртНИПИнефть -Ижевск, 2000.

95. Дополнение к технологической схеме разработки Верх-Тарского месторождения с применением горизонтальных скважин (отчет). Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. "УдмуртНИПИнефть", Ижевск.:-1998. 276 с.

96. Нуреева Н. С., Рамазанов Р. Г., Низаси P. X. Использование трехмерной математической модели VIP фирмы LANDMARK для оценки эффективности применения горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 8. С.34-40.

97. Изучение геолого-физических свойств коллекторов нефти и газа для подсчета запасов и проектирования разработки нефтяных месторождений Удмуртской АССР (отчет). Берлин А. В. "УдмуртНИПИнефть". Ижевск. -1988.

98. СОГЛАСОВАНО Главный геолог НГДП"«Удмуртнефть-Север» Берлина Л. В. « » 2004 г.

Информация о работе

Сугаипов, Денис Асадуллаевич
кандидата технических наук
Ижевск, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы