Регулирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии с помощью боковых стволов

Токарева, Татьяна Васильевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Регулирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии с помощью боковых стволов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Регулирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии с помощью боковых стволов"

На правах рукописи

00500Ь4оо

ТОКАРЕВА ТАТЬЯНА ВАСИЛЬЕВНА

РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ С ПОМОЩЬЮ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

-8 ДЕК 2011

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2011

005006483

Диссертация выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно -производственная фирма «Геофизика».

доктор геолого - минералогических наук, профессор

Токарев Михаил Андреевич

доктор технических наук, профессор

Котенев Юрий Алексеевич

кандидат технических наук, доцент

Васильев Владимир Ильич

Государственное автономное научное учреждение Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Академии наук республики Башкортостан (ГАНУ ИНТНМ АН РБ)

Защита диссертации состоится 23 декабря 2011 года в 16 00 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно -производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «22» ноября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

д-р хим. наук Д.А. Хисаева

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Текущее состояние нефтедобывающего комплекса России характеризуется постоянным падением уровня добычи нефти и ухудшением качественного состояния сырьевой базы. Большинство крупных высокопродуктивных месторождений старых нефтедобывающих регионов находятся на завершающей стадии разработки, текущие значения коэффициента извлечения нефти (КИН) близки к проектному конечному КИН. Однако и по этим объектам имеются зоны с остаточными запасами, слабо охваченные разработкой. Несмотря на то, что общий объем неохваченных разработкой запасов небольшой, вовлечение их в разработку позволяет продлить экономически рентабельную эксплуатацию месторождений на поздней стадии разработки. Остаточные неохваченные разработкой запасы могут быть приурочены к локальным осложнениям на структуре объекта разработки и в значительной мере к зонам с высокой геологической неоднородностью. Все это вызывает необходимость разработки новой стратегии работ по повышению эффективности эксплуатации нефтяных месторождений.

В настоящее время одним из путей решения проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии является бурение боковых стволов (БС). На ряде месторождений России уже пробурено довольно много боковых стволов из основных скважин, но имеющийся опыт бурения и эксплуатации боковых стволов практически не обобщен. Поэтому актуальной задачей является выработка единой, научно обоснованной методики эффективности бурения боковых стволов. В данной работе на основе комплексного анализа эксплуатации скважин с боковыми стволами, построенного на детализации геологического строения, геофизических исследований, изучения процесса обводнения и выработки запасов, разработана методология оценки эффективности системного

разбуривания объектов на поздней стадии с помощью боковых стволов. Построены статистические модели и составлен алгоритм эффективного прогнозирования местоположения БС. Основой промыслового материала для анализа послужили данные по 61 боковому стволу, пробуренному на пласт Dil Туймазинского нефтяного месторождения.

Все вышесказанное определяет актуальность решаемой проблемы.

Цель диссертационной работы - совершенствование регулирования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии путем оптимизации выбора участков для бурения боковых стволов на базе научно-методического подхода, основанного на обобщении опыта эксплуатации БС.

Объект исследования - боковые стволы, бурящиеся с целью вовлечения в разработку выявленных остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти или слабо дренируемых участков залежей при разработке месторождений на завершающей стадии.

Предмет исследования - обводненные залежи нефти на завершающей стадии разработки с большой историей эксплуатации.

Основные задачи исследования

1. Обоснование бурения боковых стволов как эффективного способа регулирования разработки месторождений на завершающей стадии путем вовлечения остаточных невыработанных извлекаемых запасов в активную разработку.

2. Оценка влияния геологической неоднородности на продуктивность боковых стволов. Прогнозирование участков для бурения боковых стволов с учетом комплексного показателя геологической неоднородности (экспресс-методика).

3. Построение адекватной регрессионной модели для прогнозирования технологической эффективности эксплуатации боковых стволов.

4. Разработка методических подходов построения комплексной карты «желательности» с целью выявления перспективных участков для забуривания боковых стволов и подтверждение на данной карте выбранных кандидатов.

Методы исследования

- Геолого-промысловый анализ результатов эксплуатации боковых стволов на разных эксплуатационных объектах месторождений республики Башкортостан.

- Статистический анализ результатов эксплуатации БС и математическое моделирование прогнозирования эффективности бурения новых БС.

- Картопостроение в программном комплексе «ВМУ1е\¥», эксплуатирующемся в ОАО АНК «Башнефть». Построение карт по данным постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) с помощью программного комплекса «КезУ1е\у» компании Кохаг.

Научная новизна

1. Обоснован комплекс из одиннадцати геолого-технологических и гидродинамических параметров, рекомендованный для выбора положения точек бурения новых боковых стволов и использованный для создания регрессионных моделей оценки эффективности бурения БС.

2. Предложена методика проверки обоснованности выбора участков (зон) для бурения БС на основе комплексной карты «желательности», полученной при ранжировании зон на картах текущей выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, текущей обводненности.

Основные защищаемые научные положения

1. Определение перспективных участков для бурения боковых стволов на основе карты комплексного показателя неоднородности по скважинам (экспресс-методика).

2. Регрессионная модель расчета эффективности и прогнозирования боковых стволов по данным пробуренных на пласт ЭП Туймазинского месторождения боковых стволов.

3. Проверка обоснованности выбранного местоположения боковых стволов с использованием комплексной карты «желательности», полученной при ранжировании зон с помощью карт текущей выработки запасов нефти, карт остаточных нефтенасыщенных толщин и карт текущей обводненности.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность результатов диссертационного исследования обеспечивается высокой степенью сходимости рассчитанных по построенным математическим моделям данных по добыче нефти, обводненности, системного бурения боковых стволов с фактическими показателями БС. Достоверность результатов по выбору благоприятных зон для бурения боковых стволов с помощью карт «желательности» подтверждена сравнительным анализом с картами остаточных удельных подвижных запасов на основе ПДГТМ.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Апробирована экспресс-методика определения перспективных участков для бурения боковых стволов на основе комплексного показателя геологической неоднородности на залежи пласта Dil Туймазинского месторождения.

2. На основе регрессионных моделей рассчитаны технологические показатели (годовая добыча нефти, накопленная добыча нефти за первые три года эксплуатации, обводненность продукции) кандидатов для бурения боковых стволов на пласт Dil Туймазинского месторождения.

3. Разработана методика проверки обоснованности выбранного местоположения забоя бокового ствола на основе комплексной карты «желательности», которая апробирована на залежи пласта Dil Туймазинского месторождения для подбора кандидатов под зарезку боковых стволов (6 БС).

4. Проведен анализ динамики показателей разработки (добыча нефти и жидкости, обводненность) по 268 БС, пробуренным на месторождениях республики Башкортостан (Туймазинское, Ардатовское, Арланское, Алкинское, Серафимовское, Уршакское), на основе которого сделаны следующие выводы:

- динамика выработки остаточных запасов боковыми стволами с I м перфорированной толщины на терригенной толще девона (ТТД) характеризуется высокими темпами по сравнению с боковыми стволами на терригенной толще нижнего карбона (ТТНК), что позволяет рекомендовать БС

на ТТД для эффективного доизвлечения остаточной нефти в короткий период времени;

- динамика добычи нефти БС на ТТНК обладает стабильным уровнем и плавным ростом обводненности в течение 14 лет эксплуатации, что обосновывает целесообразность бурения и эксплуатации БС на ТТНК с целью продления срока эксплуатации объектов, находящихся на завершающих стадиях разработки.

Личный вклад автора

В работе соискателю принадлежат: обоснование выбора комплекса геолого-технологических и гидродинамических параметров для создания регрессионных моделей, анализ промыслового материала и геологического строения продуктивных объектов по пробуренным БС на месторождениях республики Башкортостан, создание адекватных регрессионных моделей, разработка методики построения комплексной карты «желательности».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: научно-практической конференции «60 лет девонской нефти» (г.Октябрьский, сентябрь 2004г.); VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (г.Уфа, май 2009г.); третьей международной конференции молодых ученых и студентов «Новые направления исследований в науках о Земле» (г.Баку, октябрь 2009г.); научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, май 2010г.); а также на технических советах и семинарах ОАО НПФ «Геофизика», ОАО АНК «Башнефть», ООО «БашНИПИнефть».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов. Работа представлена на 166 страницах машинописного

теста, содержит 70 рисунков и 17 таблиц, список использованных источников включает 120 наименований.

Автор считает своим долгом выразить особую признательность и искреннюю благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору М.А. Токареву за содействие и постоянное внимание к работе на всех этапах подготовки диссертации. Также автор благодарит специалистов геологической службы НГДУ «Туймазанефть» ОАО АНК «Башнефть» за постановку задач в области регулирования разработки на поздней стадии, помощь в анализе и предоставлении геолого-промысловых данных.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель, основные задачи исследования и научная новизна, показана практическая значимость полученных результатов.

В первой главе предложено в качестве способа регулирования разработки месторождений на завершающей стадии - бурение боковых стволов в старом фонде согласно классификации профессора Р.Х. Муслимова.

Рассмотрены и обобщены результаты бурения боковых стволов на месторождениях России и зарубежья. Сделаны следующие выводы: во-первых, боковые стволы бурились на разные стратиграфические горизонты, типы пород и характеризуются высокими начальными дебетами нефти, средней обводненностью; во-вторых, для управления процессом разработки существуют различные технологии, однако вовлечь в разработку слабо вырабатываемые участки, не меняя систему размещения скважин, можно только с помощью бурения боковых стволов. Срок окупаемости боковых стволов в два раза короче по сравнению с новыми пробуренными скважинами.

При планировании дорогостоящих операций, таких как бурение боковых стволов, необходимо всестороннее изучение геолого-промысловых условий на том участке, где находится выбранная для зарезки БС скважина. Не исключены варианты, когда после успешного технического проведения работ так и не

удается достичь желаемого результата. В литературных источниках приводятся различные данные по эффективности применения боковых стволов (накопленная добыча на один БС, начальные и текущие дебиты нефти, жидкости, обводненности), но вопрос выбора местоположения БС до конца не решен.

В настоящее время также отсутствует оценка эффективности эксплуатации БС в зависимости от геолого-промысловой и геолого-физической характеристики продуктивного пласта. Проблемы, связанные с эффективностью выработки запасов при различных геологических условиях и различной дифференциации объемных запасов приходящихся на скважину рассматривались в работах: В.Е. Андреева, М.М. Ивановой, Ю.А. Котенева, Е.В. Лозина, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимова, М.А. Токарева, Э.М. Халимова, P.C. Хисамова, Н.И. Хисамутдинова, В.Н. Щелкачева и других. Весомой вклад в разработку и совершенствование технологии бурения боковых стволов внесли: P.M. Гилязов, А.Г. Калинин, Н.Ф. Кагарманов, Г.С. Рамазанов, А.Ш. Янтурин и другие. Теме бурения боковых стволов на месторождениях Южно-Китайского моря, Канады, Западного Техаса, ОАЭ, Индии посвящены работы зарубежных авторов: Тревор Дафресн, Brent Emerson, Make Cure, Richard White и другие.

Таким образом, при планировании БС имеется ряд вопросов, требующих изучения, и возможные пути решения этих вопросов рассмотрены в диссертации на примере месторождений республики Башкортостан.

Во второй главе проведен анализ результатов эксплуатации боковых стволов на разных продуктивных горизонтах месторождений республики Башкортостан. Определены геолого-статистические характеристики пласта Dil Туймазинского месторождения.

Обработка технологических показателей проведена по 156 боковым стволам, эксплуатирующим ТТД с 1998 года, и 112 БС, эксплуатирующим ТТНК с 1997 года. Годовые показатели эксплуатации боковых стволов группировались таким образом, чтобы сравнить добычу нефти с 1 м

перфорированной нефтенасыщенной толщины и обводненность в первые и последующие годы работы БС. На рис. 1 представлена годовая добыча нефти с 1 м перфорированной толщины в абсолютных отметках и среднегодовая обводненность боковых стволов, пробуренных на ТТНК (Туймазинское, Ардатовское, Арланское) и ТТД (Туймазинское, Серафимовское, Алкинское, Уршакское) месторождений Башкортостана.

100

Рисунок 1 - Динамика добычи нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной толщины и динамика обводненности боковых стволов, эксплуатирующихся на ТТД и ТТНК месторождений Башкортостана

Условные обозначения: И-добыча нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной

ТТНК Туймазинского и Ардатовского месторождений, И - добыча нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной ТТНК Арланского месторождения, !■ - добыча нефти с 1 м перфорированной нефтенасыщенной ТТД, ЕЗ - обводненность добываемой продукции из БС по ТТНК Туймазинского и Ардатовского месторождений, га - обводненность добываемой продукции из БС по ТТНК Арланского

месторождения, Е^З - обводненность добываемой продукции из БС по ТТД, 0 -количество БС, эксплуатирующихся на ТТНК Туймазинского и Ардатовского |8б|

месторождений, О - количество БС, эксплуатирующихся на ТТНК Арланского месторождения, ИЗ - количество БС, эксплуатирующихся на ТТД.

Проведенный анализ данных и построенная на его основе динамика

показателей БС позволяют сделать следующие выводы:

1) уровень добычи нефти из БС на ТТНК характеризуется высокими темпами в первые годы эксплуатации и устойчивыми - в последующие годы;

2) добыча нефти из БС на ТТД снижается с каждым годом более быстро; снижение динамики добычи нефти по БС на ТТД в сравнении с добычей на ТТНК объясняется свойствами пластовых нефтей: нефти девонских отложений являются легкими, маловязкими, с высокой газонасыщенностью, а нефти «угленосных» отложений - тяжелые, высоковязкие;

3) обводненность продукции из БС на ТТД к 5-му году эксплуатации достигает 90% и продолжает расти в последующие годы, приближаясь к полному обводнению; к 13-му году эксплуатации обводненность добываемой жидкости достигла 98,9%;

4) обводненность добываемой продукции на ТТНК Туймазинского и Ардатовского месторождений невысокая в течение 9 лет эксплуатации (порядка 36,5 - 73,5%) и продолжает расти в последующие годы; обводненность продукции БС на ТТНК Арланского месторождения характеризуется высоким уровнем в первые годы эксплуатации (80,7 - 85,4%) и последующим плавным ростом.

Полученные выводы по результатам эксплуатации боковых стволов могут использоваться при принятии решений о зарезке БС.

С целью выбора эксплуатационного объекта для дальнейшего изучения кратко рассмотрена история эксплуатации Туймазинского нефтяного месторождения, которое является не только первым крупным месторождением в регионе, но также своеобразным полигоном, на котором испытывались многие технологические решения, оборудование различного назначения, приборы. В осуществлении рациональной довыработки остаточных запасов нефти на Туймазинском месторождении заметная роль принадлежит бурению с 1996 года боковых стволов из скважин, вышедших из эксплуатационного фонда из-за технического состояния или обводненности. В настоящее время (на 01.07.2011г.) на месторождении пробурено 203 БС, из которых 186 перебывали в эксплуатации. Накопленная добыча нефти из БС составляет 1 198,5 тыс. т,

жидкости 8 491,3 тыс.т, накопленный ВНФ 6,01 т/т. По текущим результатам, на один БС приходится 6,2 тыс.т накопленной добычи нефти. В целом в годовой добыче по месторождению 20% приходится на добычу из БС.

Для анализа выбрана залежь нефти пласта БП в терригенном девоне, по которому достигнут высокий коэффициент нефтеотдачи (0,505) при проектном - 0,511. На завершающей стадии разработки особенно актуальной становится проблема выявления зон и участков слабодренируемых подвижных запасов нефти.

До настоящего времени при проектировании боковых стволов не учитывалась геологическая неоднородность продуктивных объектов. По пласту БII проведено изучение геологической неоднородности, с помощью методов математической статистики определены геолого-статистические характеристики пласта БП и комплексный показатель неоднородности по северной и южной частям залежи. Аналитическое выражение комплексного показателя неоднородности имеет следующий вид:

К„

(1)

М(Ьзф)-М(\р)>

где ¡¥„, IVкн - коэффициенты вариации соответственно пористости и нефтенсыщенности;

М(Ьэф), М(Ъ„Р) - математическое ожидание соответственно нефтенасыщенной толщины и толщины пропластков. В табл. 1 представлены геолого-статистические характеристики пласта БП, из которых следует, что комплексный показатель неоднородности на северной части залежи больше, чем на южной.

Зона пласта ЦП Нефтенасыщеиная толщина Пористость пласта Нефтенасыщенность пласта Коэффиц иент расчленен НОСТИ, Кр Комплексный показатель неоднородности, К,„,

М(Ь„,Ф), и M(h„p), м М(ш), % 5 wm М(к,,),% б Wk„

Юг Север 15,56 11,08 8,93 6,37 20,97 20,37 1,86 2,81 8,88 13,74 86,52 80,19 7,99 7,42 9,215 9,229 2,33 2,15 0,588 1,796

По классификации Г.М. Золоевой пласт Dil Туймазинского месторождения относится к третьему иерархическому уровню, т.е. гидродинамически

связанный пласт, состоящий из сложного сочетания песчаных пропластков, сливающихся между собой, расчленяющихся и выклинивающихся как по толщине, так и по площади. По величине показателя Кие0д выявляются застойные зоны и слабодренируемые участки залежи.

Таким образом, анализ опыта эксплуатации боковых стволов на месторождениях РБ способствует развитию методических основ регулирования поздней стадии разработки залежей и является базой для планирования бурения БС на перспективу.

В третьей главе проведен анализ технологических особенностей бурения боковых стволов, а также влияния направления изменения пластового давления и геологической неоднородности на эффективность бурения боковых стволов. Изложена последовательно технология зарезки и бурения БС от подготовки геолого-промысловой информации до освоения бокового ствола.

Промысловая эффективность эксплуатации боковых стволов проанализирована с учетом гидродинамической связи с нагнетательными скважинами и направлений фильтрационных потоков на дату планирования БС по двум участкам пласта ОН:

а) на юге залежи, в нефтяной (НЗ) и водонефтяной зоне (ВИЗ), на заводненной, хорошо выработанной площади;

б) на севере в чисто ВИЗ с менее интенсивной системой разработки.

Сделаны следующие выводы:

1) показатели эксплуатации БС, пробуренных на заводненных, хорошо выработанных площадях, по добыче нефти низкие;

2) показатели эксплуатации БС, пробуренных на участке ВИЗ, с менее интенсивной системой разработки, характеризуются высокими уровнями добычи нефти;

3) боковые стволы, вскрывшие обводненные и низкодебитные интервалы пласта, согласно направлениям линий тока пластовых флюидов, находятся в промытых участках залежи.

Для оценки влияния геологической неоднородности на эффективность бурения боковых стволов построена карта изменения коэффициента неоднородности (Кт0д) по 369 скважинам пласта Dil Туймазинского месторождения. Согласно построенной карте Кт.вг) юго-западная часть пласта Dil является однородной, так как верхняя пачка пласт DIIbx в этом районе не замещается глинистыми алевролитами и аргиллитами, а основная пачка DIIoch является однородной с равномерной небольшой толщиной по сравнению со всей залежью. Северная ВНЗ пласта Dil характеризуется наибольшей геологической неоднородностью, так как коллекторы пласта DIIbx часто замещаются глинистыми алевролитами, а мощный DIIoch разделен до 4-х прослоев. На рис. 2 представлен участок карты изменения Кпсо/, по скважинам ВНЗ пласта Dil, на который пробурено 7 боковых стволов.

Рисунок 2 - Участок карты изменения К,т,д по скважинам ВНЗ пласта ОН. Условные обозначения: - внешний контур нефтеносности; " " -

внутренний контур нефтеносности; П - Кнеод < 2; 1 I - К„еод = 2-4; - Кт,„а = 4-6;

- Кнеод =6-8; И - К„еад > 8.

По карте геологической неоднородности проведен анализ эффективности пробуренных боковых стволов. Боковые стволы на участке залежи с высоким коэффициентом геологической неоднородности подтверждают наличие невыработанных остаточных запасов своей высокой накопленной добычей нефти. БС 1525с1 и 1600с 1 пробурены на участке с Кнеод >6; 424с 1 из менее однородной в сторону более неоднородной зоны, с К„еод >4; 2379с 1 пробурен в чисто нефтяной зоне, но рядом с зоной замещения, что характеризует высокую геологическую неоднородность пласта; 1308с1 - в районе Ктод >2. БС 1885с], вскрывший обводненную часть пласта, пробурен на более однородном участке, где Кпеод <2, что подтверждает отсутствие застойных зон. БС 159с1 пробурен в районе с меньшим показателем геологической неоднородности К„„„> <2. Отсутствие тупиковой зоны в районе БС 159с1 подтверждают невысокие уровни накопленной добычи нефти - 1,5 тыс. т. Все новые добывающие скважины в рассматриваемом районе пробурены на участках с высоким коэффициентом геологической неоднородности и характеризуются высокими уровнями добычи нефти.

Для оценки промышленных (кондиционных) свойств пласта Dil и ввиду небольшого процента охвата скважин гидродинамическими исследованиями предлагается использовать косвенный метод оценки продуктивности, учитывающий Кпеод и коэффициент удельной продуктивности К'прод, оцениваемый в т/(сут-МПа-м). Коэффициенты удельной продуктивности первого года работы были определены для 72 новых скважин и боковых стволов, пробуренных за последние 12 лет на пласт Dil. К'прод группировались и усреднялись для групп скважин с одинаковой геологической неоднородностью. Полученная зависимость К „pod=J[Kneod) представлена на рис. 3.

месторождения.

В данной главе установлено, что основные запасы высокопродуктивных, однородных пластов площадного распространения выработаны, а неоднородные, прерывистые низкопроницаемые коллекторы становятся основным источником обеспечения добычи нефти. Предлагается оценивать по картам геологической неоднородности коэффициенты неоднородности на участках залежи, а по зависимости К'прод=ЛКшод) - продуктивность и возможные дебиты на изучаемых участках. В этом состоит экспресс-метод выявления геологически неоднородных участков, в которых вероятно содержится остаточная нефть.

В четвертой главе на основании математического моделирования построены адекватные регрессионные модели для обоснования выбора участков с целью бурения боковых стволов.

На производительность боковых стволов, обводненность продукции оказывают влияние различные геолого-промысловые и технологические факторы: положение забоя БС относительно основного ствола, геологическое строение вскрываемых объектов, промысловые показатели эффективности работы окружающих скважин, геологические запасы, приходящиеся на анализируемый участок и т.д. Показателями эффективной и рентабельной

работы боковых стволов или характеристиками изучаемых параметров Уь У2...,У; являются добыча нефти и обводненность добываемой продукции из БС. Для изучения степени влияния технологических, геолого-промысловых параметров на эффективность эксплуатации бокового ствола были выбраны 11 наиболее критериальных независимых параметров, которые определялись по фактическим данным. Исходные параметры (отклики и регрессоры) для статистического моделирования эффективности бурения боковых стволов представлены в табл. 2.

Таблица 2 - Исходные параметры (отклики и регрессоры) для статистического моделирования эффективности бурения боковых стволов_

У/Х

У,

Х2

Хз

Х5

Х7

Определение откликов/регрессоров

Накопленная добыча нефти по данному боковому стволу (БС) за год после освоения на I м

перфорированной толщины, т_

Обводненность продукции по результатам освоения, %, весовая

Обводненность продукции в первые месяцы работы после освоения, %, весовая

Кпрод БС по нефти после освоения (первые месяцы работы БС), т/сут-атм Накопленная добыча нефти по БС за первые 3 года, т

Среднегодовая добыча нефти по БС за первые 3 года (СЬцзгод./З), Обводненность первого года работы, % весовая

Фактическое смещение забоя от устья (определено при замере инклинометрии), м

Расстояние БС от основного (определено по координатам забоев), м

Кпеод- комплексный показатель неоднородности по анализируемому участку ^расчл - коэффициент расчлененности по анализируемому участку

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам анализируемого участка МЬ„

Средняя пористость проницаемых пластов рассматриваемого участка Мт, %

Геологические запасы, приходящиеся на одну скважину анализируемого участка О,, Градиент давления Г, МПа/м

X»

Х„

Коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по анализируемому участку, т/т

Х„

» « ■ т-----------------у*- «у «-то^» утулчд^ 1/ 1

ВНФ накопленный (ОА?„ в пластовых условиях) по анализируемому участку, мУм3

ВНФ годовой (д/дн в пластовых условиях) по анализируемому участку, м3/м

Математическое моделирование результатов ввода боковых стволов в эксплуатацию проведено на примере боковых стволов, эксплуатирующих пласт ОН муллинского горизонта Туймазинского месторождения.

Для повышения достоверности модели проведен статистический анализ с исключением из общей выборки резко выделяющихся наблюдений. Это в основном, боковые стволы, не давшие по разным причинам притока нефти (вскрыт обводненный пласт, водонефтенасыщенный интервал) и не вступавшие в эксплуатацию, а также резко обводнившиеся боковые стволы со сроком эксплуатации менее 1,5 года. Окончательный расчет проведен по 41

экспериментам. Стандартизированные регрессионные модели для прогнозирования технологической эффективности эксплуатации боковых стволов имеют вид:

7, = К +Ъ[Х1 +Ь[Х2 + ... + Ь[,Хп = К +^Ъ)Хр1 =1,...,7 (2)

7=1

Значения коэффициентов Ь, (¡'=1,...,7, _/=0,...,11) для всех Г, представлены в табл. 3.

Таблица 3 - Коэффициенты стандартизированных регрессионных моделей для

прогноза технологической эффективности боковых стволов

Модель Отклики

У1 \г УЗ У4 У5 У6 У7

Коэффициенты при параметрах Св. член 1418.5 51.93 59.78 0.21 3370.6 1139.51 62.37

XI -4134.7 52.14 -10.84 -0.13 -7200.2 -2361.13 -14.58

Х2 -1999.0 35.23 29.09 -0.48 -4389.7 -1456.80 32.94

хз -2728.8 6.66 71.52 -0.41 -5197.2 -1193.49 55.82

Х4 833.9 40.05 41.40 -0.14 2704.7 790.95 44.89

Х5 -931.1 26.46 58.75 -0.24 -4668.1 -1347.33 16.02

Х6 601.6 -90.67 -19.45 0.00 3551.0 1177.22 -8.22

Х7 -5544.4 87.80 78.14 -0.05 -12261.9 -4100.00 94.80

Х8 -4767.7 80.08 105.57 -0.41 -7632.5 -2504.03 98.15

Х9 -2081.2 10.83 22.98 0.19 -4475.8 -1455.18 24.33

Х10 -471.6 30.39 39.79 1.03 -3918.7 -1400.40 24.54

ХИ -38.1 50.56 -11.10 -0.23 -1997.7 -719.78 3.57

Л 0,73 0,60 0,72 0,60 0,75 0,75 0,71

Для оценки качества полученных моделей используется статистический анализ коэффициента множественной корреляции К На основании расчета фактических значений /•'-критерия распределения Фишера, ¿-распределения Стьюдента, доверительной оценки коэффициента корреляции и их сравнения с соответствующими табличными критическими значениями был сделан вывод о том, что коэффициенты множественной корреляции 7? для всех откликов являются значимыми (7?, > Ккр, /=/,...,7). Таким образом, построенные модели являются адекватными, т. е. достоверно описывают отклики как функции регрессоров.

На рис. 4 представлен кросс-плот откликов накопленной добычи нефти по БС за первые 3 года эксплуатации (У5) для фактических и рассчитанных значений, указывающих высокую сходимость.

12000

2 -:ооо ...........................................

f -1000 О 1000 2000 3000 4000 5000 оООО -ООО 8000 »ООО 10000

Расчетная накопленная добыча нефти по БС'эл первые^ года (\"5_модель(.т

Рисунок 4 -Кросс-плот откликов накопленной добычи нефти по БС за первые 3 года эксплуатации (Ys) для фактических и рассчитанных по регрессионной модели значений экспериментов

Для качественной сверки полученных результатов по регрессионным уравнениям проведена процедура сопоставления показателей, рассчитанных по ним, с фактическими данными. Сравнение расчетных и фактических откликов представлено в табл. 4.

Таблица 4. - Сравнение расчетных и фактических значений откликов

Сравнение Отклики

У,,т (сумма) У2,% (среднее) (среднее) Yj, т/еут*атм (среднее) Y5,t (сумма) Y„,t (сумма) Y„% (среднее)

Расчет по модели 58160 52 60 0,21 138193 46720 62

Факт 58619 52 60 0,21 140201 47343 62

Для прогнозирования бурения боковых стволов на залежи пласта БП Туймазинского месторождения была подготовлена геолого-промысловая основа и выбраны участки для бурения 6 БС согласно перечню регрессоров. Стандартизированные значения регрессоры вводились в регрессионные модели для прогноза технологической эффективности боковых стволов. Результаты рассчитанных значений откликов по прогнозируемым боковым стволам представлены в табл. 5.

Таблица 5 - Результаты расчета откликов по прогнозируемым боковым стволам

п/п № БС Отклики

V, У, У. У, У5 V,

1 3215с1 1829.7 44 33 0.32 4309.6 1417.9 36

2 2410с1 2900.1 33 19 0.23 6358.5 2095.8 26

3 3330с1 3793.6 21 37 0.19 8242.2 2900.7 40

4 1303с1 3878.7 27 32 0.39 7707.9 2752,8 32

5 1786с1 3455.0 26 22 0.23 7371.7 2513.6 30

6 1576с1 2197.9 4 20 0.24 5335.8 1805.5 28

Итого 18055.0 26 27 0.27 39325.7 10733.5 32

По результатам, полученным с помощью регрессионной модели, для запланированных 6 боковых стволов накопленная добыча нефти за первые 3 года (отклик У5) будет составлять 39325.7т, а за первый год эксплуатации (отклик У1) - 18055 т, что является существенным вкладом в общий объем добычи по данному пласту. Добываемая жидкость характеризуется невысокой обводненностью в первые месяцы работы БС (Уз) и в первый год ("У7).

Таким образом, в данной главе:

- разработана математическая модель показателей эффективности эксплуатации БС в виде системы регрессионных уравнений, которая является действенным средством при оперативном прогнозировании эффективности эксплуатации боковых стволов;

- для повышения эффективности доразработки залежи нефти пласта БП Туймазинского месторождения предложено местоположение проектных боковых стволов и проведены расчеты прогнозных технологических показателей по регрессионным моделям.

В пятой главе для прогнозирования выбора местоположения боковых стволов предлагается построение комплексной карты «желательности» (целесообразности), получаемой при ранжировании зон на картах: текущей выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин и текущей обводненности.

Для прогноза эффективности геолого-технологических мероприятий существуют различные методики выбора объектов и обоснования адресного воздействия, но наборы исходной информации различны.

Построение карты «желательности» выполнено по данным анализируемого пласта DII Туймазинского месторождения в программном комплексе «BN-View», применяемом в ОАО АНК «Бапгнефть» с 2010г.

При построении соответствующей карты «желательности» учитываются наши представления о перспективности выбора участка для планирования БС. Принята пятиранговая градация факторов, представленная в табл. 6. Таблица 6 - Ранговая градация для построения карты «желательности»

Параметр Значение параметра

Ранг 1 2 3 4 5 «

ОННТ, м <1.6 0 1.6-2.0 0.2 2,0-3.0 0.5 3.0-4.0 0.8 >4.0 1

В (выработка запасов), д.ед. >0.51 0 0.51-0.4 0.2 0.4-0.3 0.5 0.3-0.18 0.8 <0.18 1

Обводненность, Д.ед. 0.93-0.99 0 - - - <0.93 1

В ячейках со значениями параметра в числителе приведено фактическое значение параметра, в знаменателе - ранговое.

Предложены следующие этапы построения комплексной карты «желательности».

1. Построение карты «желательности остаточных нефтенасыщенных толщин» с присвоением рангов толщинам согласно табл. 6. Средняя остаточная нефтенасыщенная толщина (ОННТ) по пласту Dil составляет 1.6м, поэтому толщины меньше 1,6 м принято считать неперспективными, и им присвоено значение ранга 0.

2. Построение карты «желательности по выработке запасов» с присвоением рангов выработке согласно табл. 6. Проектный КИН по пласту Dil равен 0,511, поэтому участки с выработкой больше 0,511 являются неперспективными и им присвоено значение ранга на карте 0.

3. Построение карты «желательности по обводненности» с присвоением рангов обводненности согласно табл. 6. Среднегодовая обводненность по пласту Dil на 01.01.2011г. составляет 93%. Участкам на карте с обводненность от 93 до 100% присвоено значение ранга 0.

4. Построение комплексной карты «желательности» на основе суммирования рангов всех факторов с учетом веса рангового коэффициента каждого фактора. Наибольшая сумма рангов соответствует самому перспективному участку для планирования бурения боковых стволов.

Комплексная карта «желательности» представлена на рис. 4.

Рисунок 4- Комплексная карта «желательности» на 01.01.2011г.

Условные обозначения:

нк

о«- о:»

шкала желательности, д.ед.;

изолинии равных значений;

- внешний контур нефтеносности.

При помощи построенной карты «желательности» была оценена результативность использования регрессионной модели по выбору участка для прогнозирования бурения боковых стволов. Из 6 запланированных БС 5 боковых стволов расположены на участках с высокой и средней «желательностью».

Заключительным проверочным этапом оценки перспективных участков для бурения боковых стволов является проверка кандидатов по картам удельных подвижных запасов. На базе трехмерной геолого-технологической

модели в программном комплексе «11езу1е\у» построены 2Б карты удельных подвижных запасов нефти.

Запланированные и рассчитанные по регрессионным моделям БС на пласт БП, которые также были оценены на комплексной карте «желательности», проанализированы на карте удельных запасов.

Таким образом, в данной главе:

1) с целью обоснования выбора участков для бурения боковых стволов предложена комплексная карта «желательности», полученная при ранжировании зон на основе карт: текущей выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, текущей обводненности; разработан алгоритм построения карты «желательности»;

2) рекомендована оценка участков для бурения БС на карте удельных подвижных запасов нефти, визуализированной на основе данных ПДГТМ;

3) на основе карты «желательности» и карты удельных подвижных запасов нефти предложено бурение боковых стволов из скважин 2410, 3215, 1576, 1303, 3330.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ и обобщение опыта эксплуатации боковых стволов на месторождениях России и мира, из которого следует, что в настоящее время не существует методик обоснования выбора местоположения БС и отсутствует оценка эффективности эксплуатации БС в зависимости от геолого-промысловых, геолого-физических характеристик продуктивного пласта.

2. Проведен анализ динамики выработки остаточных запасов боковыми стволами с 1 м перфорированной толщины на месторождениях республики Башкортостан, на основе которого определены темпы добычи нефти и обводненности по нефтегазоносным толщам ТТНК и ТТД.

3. Осуществлен анализ эффективности эксплуатации БС, пробуренных на пласт БП Туймазинского месторождения, на основе: гидродинамической связи с нагнетательными скважинами, направлений фильтрационных потоков, влияния комплексного показателя геологической неоднородности.

4. Построена математическая модель показателей эффективности эксплуатации БС в виде системы регрессионных уравнений для ТТД Туймазинского месторождения и групп родственных объектов, позволяющая оценивать влияние геологической неоднородности, величины объемных запасов, приходящихся на скважину, градиент давления и т.д.

5. Разработан алгоритм построения комплексной карты «желательности» для оценки целесообразности бурения новых БС.

6. Разработан методический подход к комплексному обоснованию и прогнозу эффективности бурения БС на примере пласта БП Туймазинского месторождения, заключающийся в планировании участков для бурения БС на основе: комплексного показателя геологической неоднородности, геолого-ггромысловой информации, математической модели прогнозирования технологических показателей БС, оценки целесообразности бурения выбранных кандидатов под БС по комплексной карте «желательности», подтверждения запланированных БС на карте удельных подвижных запасов.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Токарева Т.В. Геолого-промысловое обоснование и эффективность бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений/ Т.В. Токарева// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. —2010. - №1(79). — С. 15—23.

2. Токарева Т.В. Статистическое моделирование результатов ввода в эксплуатацию боковых стволов скважин/ Т.В. Токарева, Н.М. Токарева// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2011. -№1(83). -С. 32-41.

3. Токарева Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатации боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2011. - №2. http://www.ogbus.ru/authors/Tokareva/Tokareva_l.pdf. - С. 457-468.

4. Токарева Т.В. Прогнозная оценка эффективности системного бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки месторождений с помощью регрессионной модели/ Т.В. Токарева // Нефтегазовое дело. - 2011. -Т.9 №1. — С.79 - 84.

в других изданиях:

5. Токарева Т.В. Поиски новых способов прироста извлекаемых запасов в терригенных отложениях нижнего карбона Александровской площади Туймазинского месторождения/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. научно-практической конференции, посвященной 60 - летаю девонской нефти. Уфа. 2004.-С. 31-33.

6. Токарева Т.В. Бурение боковых стволов - потенциальный резерв добычи нефти на Туймазинском месторождении/ Т.В. Токарева// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика а управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - 2009.-Вып. 6.-С. 55-58.

7. Токарева Т.В, Анализ динамики подъема водонефтяного контакта с целью прогнозирования добычи нефти и фонда эксплуатационных скважин и боковых стволов/ Т.В. Токарева// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - 2009. - Вып. 6. - С. 106 - 108.

8. Токарева Т.В. Выбор положения боковых стволов с учетом геологической неоднородности (на примере пласта Б11 Туймазинского нефтяного месторождения)/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин». - Уфа. - 2009. - С. 213 - 217.

9. Токарева Т.В. Прогнозирование продуктивности бокового ствола с использованием количественных значений геологической неоднородности/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии геофизических исследований скважин». -Уфа.-2009,- С. 221-224.

Ю.Токарева Т.В. Комплексный подход к выбору положений боковых стволов/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. третьей международной конференции молодых ученых и студентов «Новые направления исследований в науках о Земле». - Баку. - 2009. - С. 135 - 136.

П.Токарева Т.В. Технологический аспект и опыт бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений/ Т.В. Токарева// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - 2010. - Вып. 7. - С. 85 - 94.

12. Токарев М.А. Регулирование разработки нефтяных месторождений путем бурения боковых стволов/ М.А. Токарев, И.Н. Файзуллин, Т.В. Токарева, Д.Ф. Ситдикова, Н.М. Токарева// В сб. докл. научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть». -Альметьевск. - 2010. - С. 209 - 213.

Подписано в печать 17.11.2011 г. Формат 60x84716. Усл.печ. л. ¡,5. Бумага офсетная. Гарнитура Times. Тираж 100 экз. Заказ № 282. Печать на ризографе.

Отпечатано в типографии ООО «Лайм» г.Уфа, ул. Новосибирская, 2.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Токарева, Татьяна Васильевна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. БОКОВЫЕ СТВОЛЫ, КАК СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Классификация методов регулирования разработки.

1.2. Реанимация фонда скважин с помощью бурения боковых стволов

1.3. Обоснование изучения эффективности эксплуатации боковых стволов.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1.

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АНАЛИЗИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ И КРАТКИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ

ВЫБРАННОГО ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ОБЪЕКТА.

2.1. Анализ результатов эксплуатации боковых стволов на месторождениях республики Башкортостан со сложным геологическим строением.

2.1. Обоснования выбора объекта для анализа.

2.2. Стратиграфическая приуроченность и литолого-фациальная характеристика пласта Dil муллинского горизонта.

2.3. Геологическая неоднородность пласта Dil и ранжирование параметров в многомерном пространстве геолого-физических данных.

2.4. Анализ текущего состояния и оценка потенциальной нефтеотдачи на различных этапах разработки.

2.5. Анализ динамики подъема водонефтяного контакта с целью прогнозирования добычи нефти и фонда скважин.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2.

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА АНАЛИЗИРУЕМОМ ОБЪЕКТЕ - ПЛАСТЕ Dil ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1. Технологические аспекты бурения боковых стволов на анализируемом объекте.

3.2. Анализ промысловой эффективности бурения боковых стволов с учетом гидродинамической связи с нагнетательными скважинами.

3.3. Анализ геофизических исследований скважин с боковыми стволами

3.4. Анализ влияния геолого-физических условий на эффективность бурения боковых стволов.

3.4.1. Влияние геологической неоднородности на эффективность бурения боковых стволов.

3.4.2. Оценка промышленных (кондиционных) свойств пласта Dil.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3.

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ И СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ ВВОДА НОВЫХ БОКОВЫХ СТВОЛОВ.

4.1. Дифференциальное прогнозирование эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами.

4.1.1. Динамика добычи нефти и обводненность по боковым стволам Туймазинского месторождения.

4.1.2. Влияние добычи нефти по боковым стволам на темп отбора и прирост нефтеотдачи на поздней стадии разработки.

4.2. Математическое моделирование результатов ввода боковых стволов в эксплуатацию.

4.2.1 Обоснование регрессионной модели на основе статистического анализа

4.2.2 Обоснование выбора регрессоров и откликов при математическом моделировании.97.

4.2.3 Регрессионные модели для прогноза добычи нефти, обводненности продукции и их статистические характеристики.

4.3 Использование регрессионных моделей для прогноза эффективности бурения новых боковых стволов.

4.3.1 Подготовка геолого-промысловой основы и выбор точек для бурения БС.

4.3.2 Прогнозная оценка эффективности системного бурения новых боковых стволов.

ГЛАВА 5. ПРОГНОЗИРОАНИЕ ВЫБОРА МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

5.1. Оценка эффективности эксплуатации боковых стволов на основе изменения остаточных нефтенасыщенных толщин.

5.2. Прогнозирование боковых стволов с помощью комплексной карты «желательности».

5.3. Оценка эффективности эксплуатации и прогнозирование местоположения боковых стволов на основе данных ПДГТМ.

5.3.1 Оценка эффективности эксплуатации боковых стволов с помощью данных ПДГТМ.

5.3.2 Прогнозирование боковых стволов на основе карт удельных подвижных запасов нефти.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Регулирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии с помощью боковых стволов"

Актуальность темы

Текущее состояние нефтедобывающего комплекса России характеризуется постоянным падением уровня добычи нефти и ухудшением качественного состояния сырьевой базы. Большинство крупных высокопродуктивных месторождений старых нефтедобывающих регионов находятся на завершающей стадии разработки, текущие значения коэффициента извлечения нефти (КИН) близки к проектному конечному КИН. Однако и по этим объектам имеются зоны с остаточными запасами, слабо охваченные разработкой. Несмотря на то, что общий объем неохваченных разработкой запасов небольшой, вовлечение их в разработку позволяет продлить экономически рентабельную эксплуатацию месторождений на, поздней стадии разработки. Остаточные неохваченные разработкой запасы могут быть приурочены к локальным осложнениям на структуре объекта разработки и в значительной мере к зонам с высокой геологической неоднородностью. Все это вызывает необходимость разработки новой стратегии работ по повышению эффективности эксплуатации нефтяных месторождений.

Построены статистические модели и составлен алгоритм эффективного прогнозирования местоположения БС. Основой промыслового материала для анализа послужили данные по 61 боковому стволу, пробуренному на пласт ЭН Туймазинского нефтяного месторождения.

Все вышесказанное определяет актуальность решаемой проблемы.

Цель диссертационной работы — совершенствование регулирования -разработки нефтяных месторождений на поздней стадии путем-оптимизации выбора участков для бурения боковых стволов на базе научно-методического подхода, основанного на обобщении опыта эксплуатации БС.

Основные задачи исследования

Методы исследования

- Статистический анализ результатов эксплуатации БС и математическое моделирование прогнозирования эффективности бурения

----------новых БС. - ~

- Картопостроение в программном комплексе «BNView», эксплуатирующемся в ОАО АНК «Башнефть». Построение карт по данным постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) с помощью программного комплекса «ResView» компании Roxar.

Научная новизна

Основные защищаемые научные положения

2. Регрессионная модель расчета эффективности и прогнозирования боковых стволов по данным пробуренных на пласт Dil Туймазинского месторождения боковых стволов.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность результатов диссертационного исследования обеспечивается высокой степенью сходимости рассчитанных по построенным математическим моделям данных по добыче нефти, обводненности, системного бурения боковых стволов с фактическими-показателями БС. Достоверность результатов по выбору благоприятных зон для бурения боковых стволов с помощью карт «желательности» подтверждена сравнительным анализом с картами остаточных удельных подвижных запасов на основе ПДГТМ.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Апробирована экспресс-методика определения перспективных участков для бурения боковых стволов на основе комплексного показателя геологической неоднородности на залежи пласта БП Туймазинского месторождения.

2. На основе регрессионных моделей рассчитаны технологические показатели (годовая добыча нефти, накопленная добыча нефти за первые три года эксплуатации, обводненность продукции) кандидатов для бурения боковых стволов на пласт БП Туймазинского месторождения.

3. Разработана методика проверки обоснованности выбранного местоположения забоя бокового ствола на основе комплексной карты «желательности», которая апробирована на залежи пласта БП Туймазинского месторождения для подбора кандидатов под зарезку боковых стволов (6 БС).

- динамика выработки остаточных запасов боковыми стволами с 1 м перфорированной толщины на терригенной толще девона (ТТД) характеризуется высокими темпами по сравнению с боковыми стволами на терригенной толще нижнего карбона (ТТНК), что позволяет рекомендовать БС на ТТД для эффективного доизвлечения остаточной нефти в короткий период времени;

Личный вклад автора

Апробация работы

Публикации

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов. Работа представлена на 166 страницах машинописного теста, содержит 70 рисунков и 17 таблиц, список использованных источников включает 120 наименований. Автор считает своим долгом выразить особую признательность и искреннюю благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору М.А. Токареву за содействие и постоянное внимание к работе на всех этапах подготовки диссертации. Также автор благодарит специалистов геологической службы НГДУ «Туймазанефть» ОАО АНК «Башнефть» за постановку задач в области регулирования разработки на поздней стадии, помощь в анализе и предоставлении геолого-промысловых данных.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Токарева, Татьяна Васильевна

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 5

1. По картам остаточных нефтенасыщенных толщин, построенных динамике времени, установлено изменение остаточных нефтенасыщенных толщин в районах эксплуатации боковых стволов.

2. С целью обоснования выбранного местоположения боковых стволов рекомендована карта «желательности», являющаяся комплексной картой, полученной при ранжировании зон на основе карт: текущей выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, текущей обводненности. Разработан алгоритм построения карты «желательности».

3. Установлено изменение удельных подвижных запасов в районах эксплуатации боковых стволов по картам удельных подвижных запасов, построенных по данным ПДГТМ.

4. Рекомендована оценка участков для бурения БС на картах удельных подвижных запасов нефти, визуализированной на основе данных ПДГТМ.

5. На основе комплексной карты «желательности» и карты удельных подвижных запасов нефти проверены запланированные в 4-ой главе боковые стволы и рекомендовано бурение БС из скважин 2410, 3215,1576,1303, 3330.

150

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ и обобщение опыта эксплуатации боковых стволов на месторождениях России и мира, из которого следует, что в настоящее время вопрос обоснованности выбора местоположения БС до конца не изучен и отсутствует оценка эффективности эксплуатации БС в зависимости от геолого-промысловых, геолого-физических характеристик продуктивного пласта.

3. Осуществлен анализ эффективности эксплуатации БС, пробуренных на пласт Dil Туймазинского месторождения на основе: гидродинамической связи с нагнетательными скважинами, направлений фильтрационных потоков, влияния комплексного показателя геологической неоднородности.

4. Построена математическая модель показателей эффективности эксплуатации БС в виде системы регрессионных уравнений для ТТД Туймазинского месторождения и групп родственных объектов, позволяющая оценивать влияние геологической неоднородности, величины объемных запасов приходящихся на скважину, градиент давления и т.д.

5. Разработан алгоритм построения карты «желательности» для оценки целесообразности бурения новых БС.

6. Разработан методический подход к комплексному обоснованию и прогнозу эффективности бурения БС (схема на рис.1) на примере пласта Dil Туймазинского месторождения, заключающийся в планировании участков для бурения БС на основе: комплексного показателя геологической неоднородности, геолого-промысловой информации, математической модели прогнозирования технологических показателей БС, оценки целесообразности бурения выбранных кандидатов под БС по комплексной карте «желательности», подтверждения запланированных БС на карте удельных подвижных запасов.

1. Подготовка геолого-промысловой основы и выбор точек для бурения БС

2. Расчет прогнозных технологических показателей (добыча нефти, обводненность) БС по регрессионным моделям.

3. Оценка кандидатов на комплексной карте «желательности».

4. Оценка кандидатов на карте удельных подвижных запасов.

1) По картам геологической неоднородности оценивается степень геологической неоднородности в различных участках залежи (экспресс-методика).

2) По картам изобар оценивается направление изменения пластового давления и линий тока пластовых флюидов.

3) По структурным картам оцениваются гипсометрические отметки запланированного под бурение БС участка.

4) Определение средневзвешенных показателей по окружающим скважинам в районе запланированного БС (КИН, ВНФ, удельные геологические запасы и т.д.) и сравнение их с пределами.

Математическая модель показателей БС:

QH(W0CB, WHa4, КПр0Д, Qh(3 года), Он(Згада/3) ao+aiL+a2LK+a3K„eOÄ+a4Kpac4+a5Mhnn+a6Mm+a7Qreon+ а7Г+а9КИН+аюВНФнак+а11ВНФГ0Д

Выбор зон на карте с ранговыми значениями от 0,6 до 1,0, характеризующиеся (для пласта Dil Туймазинского месторождения) ОННТ>Зм, выработкой запасов < 0,3, обводненностью <93%.

Для рассматриваемого пласта или объекта разработки строится собственная карта «желательности», в которую закладываются представления о перспективности, присущие данному пласту или объекту разработки.

Выбор зон на карт удельных подвижных запасов на основе ПДГТМ с концентрацией запасов > 0,5 т/м2.

Рисунок 1 - Алгоритм выбора перспективных участков для бурения боковых стволов

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Токарева, Татьяна Васильевна, Уфа

1. Абызбаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана/ И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин. Уфа: Баш. Изд-во «Китап», 1994. - 180с.

2. Ахметов Н.З. Применение горизонтальной технологии для выработки запасов нефти из неоднородных карбонатных пород нижнего и среднего карбона / Н.З. Ахметов, A.M. Исхакова // Нефтяное хозяйство. 2010. - №7. - С. 40-43.

3. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения/ К.С. Баймухаметов, В.Р. Еникеев, А.Ш. Сыртланов, Ф.М. Якупов. Уфа: Баш. изд-во «Китап», 1993. - 278с.

4. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения/ К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов, Э.М. Тимашев // Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 368с.

5. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов // Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 424с.

6. Балин В.П. Об аналогии подгазовых залежей нефти в пластах БУю-ц Уренгойского и АС9.10 Лянторского месторождений / В.П. Балин, А.Б. Крявкин, A.M. Брехунцов // Геология нефти и газа. 1990. - №1. С.18-33.

7. Барский JI.A. Системный анализ в обогащении полезных ископаемых / JI.A. Барский, В.З. Козин М: Недра, 1978. - 486с.

8. Балуев A.A. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского района / A.A. Балуев // Нефтяное хозяйство.-2001. -№9. С.33-34.

9. Бескопыльный В.Н. Проблемы разработки месторождений нефти и пути их решения в Беларуси / В.Н. Бескопыльный, H.A. Демьяненко // Нефтяное хозяйство. 2004. - №11. - С. 20 - 21.

10. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи / И.В. Владимиров. М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - 216с.

11. Вучков И. Прикладной линейный регрессионный анализ / И.Вучков, JI. Бояджиева, Е. Солаков. М: Финансы и статистика, 1987. - 239с.

12. Гилязов P.M., Г.С. Рамазанов, P.A. Янтурин. Технология строительства скважин с боковыми стволами. Уфа, 2002.

13. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами / Р. М. Гилязов М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. - 255с.

14. Гилязов P.M. Совершенствование техники и технологии бурения боковых стволов: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1999. 25с.

15. Гилязов P.M. Проблемы заканчивания скважин с боковыми стволами / P.M. Гилязов, Р.Ш. Рахимкулов // Нефтяное хозяйство. 2001. - №11. - С. 10 -12.

16. Гмурман. B.C. Теория вероятностей и математическая статистика / B.C. Гмурман. М.: издательство «Высшая школа», 1972. 367с.

17. Демиденко В.В. Линейная и нелинейная регрессия / В.В.Демиденко. — М.: Финансы и статистика, 1981. 302 с.

18. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология: терминологический справочник/ М.М. Иванова, В.А. Тимофеев, С.Б. Вагин и др. М.: АО «ТВАНТ», 1994.-277с.

19. Исхаков H.A. Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения / H.A. Исхаков, К.С. Баймухаметов, Г.Х. Габитов // Нефтяное хозяйство. 2004. - №8. - С. 12 - 16.

20. Ишалин Р.Н. Летопись башкирской нефти / Р.Н. Ишалин, E.H. Сафонов, P.M. Гилязов и др. Уфа: Башгеопроект, 2007. - 400с.

21. Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкий, Б.З. Султанов. М.: Недра, 1997. - 648с.

22. Каналин В.Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. Области применения: учеб. для вузов / В.Г. Каналин, С.Б. Вагин, М.А. Токарев и др. М.: Недра, 2006. - 372с.

23. Каналин В.Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / В.Г. Каналин, М.Г. Ованесов, В.П. Шугрин. -М.: «Недра», 1985. 247с.

24. Карташ Н.К. Повышение темпов освоения запасов в результате бурения вторых стволов скважин / Н.К. Карташ// Нефтяное хозяйство. 2004. -№11. -С. 24-25.

25. Кац Р.Определение остаточных извлекаемых запасов в обводненных зонах. /Р. Кац, Е. Волгин // Oil&Gas Journal Russia. 2011. - №2. - С.40 - 43.

26. Крамер В.Г. Математические методы статистики / В.Г. Крамер. М.: Мир, 1975.-485 с.

27. Котенев Ю.В. Научно-методические основы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи: автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 2004. - 47с.

28. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк и др. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 424с.

29. Кудинов В.И. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть»/ В.И. Кудинов, В.А. Савельев, Е.И. Богомольный, Б.М. Сучков // Нефтяное хозяйство. 1997. - №1. С. 17 - 20.

30. Кудинов В.И. Строительство горизонтальных скважин / В.И. Кудинов, В.А.Савельев, Е.И.Богомольный и др. М.: ЗАО «издательство «Нефтяное хозяйство», 2007. - 688с.

31. Кунцяк Я. В. Повышение эффективности бурения наклонно 'направленных и горизонтальных скважин / Я.В. Кунцяк, Д.М. Мартынюк //

32. Нефтяное хозяйство. 2007. - №1. - С. 36 - 39.

33. Лозин E.B. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей стадии / Е.В. Лозин, A.B. Шувалов, А.Ш. Гарифуллин, А.И. Кириллов // Вестник ЦКР Роснедра. 2008. - №1. - С. 19-22.

34. Лозин Е.В. Предварительные результаты бурения новых скважин на заключительной стадии разработки Туймазинского нефтяного месторождения / Е.В. Лозин, А. И. Кириллов // Нефтяное хозяйство. 2006. - №9. - С. 118 - 119.

35. Лозин Е.В. Геолого-физические характеристики и особенности проектирования доразработки Серафимовского месторождения/ Е.В. Лозин, С.А. Грошев // Нефтяное хозяйство 2010. - №5. - С. 84 - 86.

36. Лукьянов Ю.В. История и опыт разработки Туймазинского нефтяного месторождения/ Ю.В. Лукьянов, A.B. Шувалов, Е.В. Лозин, А.И. Кириллов // Нефтяное хозяйство. 2010. - №1. - С. 43 - 48.

37. Налимов В.В. Статистические методы планирования экстремальных экспериментов / В.В. Налимов, H.A. Чернова. М.: Наука, 1965. - 341с.

38. Нуряев A.C. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / A.C. Нуряев // Нефтяное хозяйство.-2002.- №8. С. 13 - 19.

39. Макаров A.B. Эффективность бурения вторых стволов скважин на Лянторском месторождении./А.В. Макаров // Нефтяное хозяйство.- 2001. №9. - С.108 -112.

40. Макаров A.B. Анализ результатов и пути повышения эффективности строительства и эксплуатации боковых стволов скважин на Лянторском месторождении / A.B. Макаров, A.B. Титова // Нефтяное хозяйство. 2003. -№7. - С.128 — 132.

41. Медведев Н.Я. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Н.Я. Медведев // Нефтяное хозяйство.- 2001. №9. - С.58 - 62.

42. Мессер А.Г. Бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны на шельфе Черного моря / А.Г. Мессер, O.K. Рогачев // Нефтяное хозяйство. 1999. - №6 - С. 9 - 10.

43. Меркурьев Е.А. Система оценки геологических рисков при бурении / Е.А.Меркурьев // Материалы 4-1 региональной научно-практической конференции ТНК-ВР. Бузулук, 2007.

44. Минликаев В.З. Совершенствование методов моделирования, анализа и проектирования доразработки нефтяных месторождений Башкортостана: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2005. - 25с.

45. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения / Р.Х. Муслимов. -Издательство Казанского университета, 2003. 600с.

46. Муслимов Р.Х. КИН его прошлое, настоящее и будущее на месторождениях России/ Р.Х. Муслимов // Научно-технический и производственный журнал. Бурение и нефть.- 2011. - №2. - С.22 - 26.

47. Муслимов Р.Х. Еще раз об энергетической стратегии России на период до 2030г./ Р.Х. Муслимов // Научно-технический и производственный журнал. Нефтяное хозяйство. 2011.-№1. - С.2 - 6.

48. Мухаметшин Р.З. Результаты ввода в эксплуатацию уплотняющих скважин на залежах с подошвенной водой / Р.З. Мухаметшин, А.Т. Панарин // Научно-технический и производственный журнал. Нефтяное хозяйство. 2006. - №4. - С. 106-110.

49. Мюллер П. Таблицы по математической статистике/ П.Мюллер, П. Нойман, Р. Шторм. М.: Финансы и статистика, 1982 - 278 с.

50. Нурисламов Н.Б. Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии эксплуатации: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Бугульма, 2005. 25с.

51. Нуряев A.C. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / A.C. Нуряев // Нефтяное хозяйство,-2002.- №8. С.13 - 19.

52. Пат. 2263196 Россия, 2161659 Россия. Комплекс инструмента «КГБ» для зарезки боковых стволов за один рейс / И.Ф. Максютов/ Разрешение № РРС 41-00094.

53. Пермяков И. Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. М., Гостоптехиздат, 1959. 213 с.

54. Рамазанов Р.Г. Эффективность применения горизонтальных технологий в условиях терригенных отложений на месторождениях Татарстана / Р.Г. Рамазанов, И.А. Гаах // Нефтяное хозяйство. 2009. - №5. - С.62 - 64.

55. Рамазанов Р.Г. Анализ эффективности разработки небольших месторождений с трудноизвлекаемыми запасами в Татарстане / Р.Г. Рамазанов, З.С. Идиятуллина // Нефтяное хозяйство. 2010. - №2 - С.66 - 69.

56. Румшиский JI.3. Математическая обработка результатов эксперимента / JI.3. Румшиский М.: Наука, 1971. - 192с.

57. Рябоконь С.А. Установка для цементирования хвостовиков в боковых стволах скважин старого фонда/ С.А. Рябоконь, В.М. Милыптейн // Нефтяное хозяйство. 2007. - №1. - С. 32 - 33.

58. Сазонов Б.Ф. Плотность сетки скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи / Б.Ф. Сазонов, А.Г. Пономарев // Нефтяное хозяйство. 2010. - №6. - С. 60 - 64.

59. Самигуллин В.Х. Восстановление бездействующих и малодебитных скважин путем бурения дополнительных стволов / В.Х. Самигуллин, P.M. Гилязов // Нефтяное хозяйство. 2001. - №11. - С. 13 - 14.

60. Самигуллин В.Х. Результаты эксплуатации комплекса инструмента «КГБ» для забуривания боковых стволов за один рейс / В.Х. Самигуллин, P.M. Гилязов // Нефтяное хозяйство. 2007. - №4. - С. 25 - 27.

61. Сафонов E.H. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана / E.H. Сафонов, Р.Х. Алмаев. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 246с.

62. Сметанин A.B. Комплексный подход к созданию постоянно действующей геолого-технологической модели на примере Вахского месторождения / A.B. Сметанин И Научно-технический и производственный журнал. Нефтяное хозяйство. 2011. - №3. - С.53 - 57.

63. Соловьева В.Н. Метод оценки проницаемости гидроразрыва на объектах эксплуатации на примере Ключевого месторождения / В.Н. Соловьева, А.Г. Усольцев // Научно-технический вестник. Роснефть. 2008. -№4. - С.16- 18.

64. Сулакшин С.С. Техника и технология направленного бурения скважин/ С.С. Сулакшин, А.Г. Калинин, Б.И. Спиридонов. — М.: Недра, 1967. -219 с.

65. Султанов Ш.Х. Метотехнология системного анализа разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов / Ш.Х. Султанов. Уфа: Изд. научно-технической литературы «Монография», 2009. - 204с.

66. Токарев М.А. Влияние распределения запасов нефти по скважинам на полноту выработки залежей / М.А.Токарев, В.Г. Щербинин, Ю.В. Брагин // Нефтяное хозяйство. 1978. - №7. - С. 22 - 25.

67. Токарев. М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта / М.А. Токарев. Уфа: Изд. Уфимск. нефт. институт, 1983. - 66с.

68. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой / М.А. Токарев М.: Недра, 1990. - 255с.

69. Токарев М.А. Использование рангового значения геологической неоднородности для оценки нефтеотдачи / М.А.Токарев // Нефтяное хозяйство. 1981.-№2.-С. 35-38.

70. Токарев М.А. Влияние геологической неоднородности на некоторые показатели разработки и конечную нефтеотдачу / М.А.Токарев, В.Г. Щербинин,

71. Н.Х. Сабиров, Б.А. Калинский // Нефтепромысловое дело. 1975. - №11. - С. 18 - 19.

72. Токарев М.А. Прогнозирование продуктивных залежей нефти по геолого-физической характеристике пласта / В.Г. Щербинин, М.А.Токарев, М.Ш. Каримов // Нефтегазовая геология и геофизика. 1981. - №5. - С. 19-21.

73. Токарев М.А. Оценка нефтеотдачи залежей с обширными водонефтяными зонами / М.А.Токарев, В.Г. Щербинин, Т.А. Дроздова // Нефтепромысловое дело. 1978. - №9. - С. 5 - 6.

74. Токарева Т.В. Геолого-промысловое обоснование и эффективность бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений/ Т.В. Токарева// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2010. - №1(79). - С. 15-23.

75. Токарев М.А. Сравнительная характеристика современных постоянно действующих моделей для проектирования разработки нефтяного месторождения: учебное пособие/ М.А. Токарев, Е.А. Меркурьев. Уфа, ООО «Монография», 2008, 96 с.

76. Токарева Т.В. Статистическое моделирование результатов ввода в эксплуатацию боковых стволов скважин/ Т.В. Токарева, Н.М. Токарева//

77. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. -№1(83).-С. 32-41.

78. Токарева Т.В. Прогнозная оценка эффективности системного бурения боковых стволов на завершающей стадии разработки месторождений с помощью регрессионной модели/ Т.В. Токарева // Нефтегазовое дело. — 2011. — Т.9№1.-С.79-84.

79. Токарева Т.В. Комплексный подход к выбору положений боковых стволов/ Т.В. Токарева// В сб. тез. докл. третьей международной конференции молодых ученых и студентов «Новые направления исследований в науках о Земле». Баку. - 2009. С. 135 - 136.

80. Тытянюк В.Н. Эффективность разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами путем забуривания вторых стволов / В.Н. Тытянюк, Р.Т. Дрампов // Нефтяное хозяйство.- 2001.- №12. С.40 - 43.

81. Фаткуллин Р.Х.Строительство и эксплуатация горизонтальных и многозабойных скважин в Татарстане / Р.Х. Фаткуллин, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство. 2006. - №3. - С.54 - 56.

82. Филиндаш C.B. Результаты внедрения технологии зарезки боковых стволов на месторождениях ООО «РН Юганскнефтегаз»/ C.B. Филиндаш// Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2006. - С.58 - 61.

83. Хисамов P.C. Сопоставительная оценка эффективности реализуемой системы разработки на площадях Ромашкинского месторождения / P.C. Хисамов // Нефтяное хозяйство. 2010. - №7. - С. 24 - 28.

84. Хисамов Р.Б. Повышение эффективности выработки остаточных запасов нефти санитарно — защитных зон, исходя из использования результатов геолого-промыслового анализа / Р.Б. Хисамов, B.JI. Шаймухаметова // Нефтяное хозяйство. 2009. - №12. - С.84 - 88.

85. Хисамутдинов Н.И. Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова. СПб: ООО «Недра», 2007.-232с.

86. Хисамутдинов Н.И. Разработка нефтяных месторождений / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Г. Телин и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - T.I.

87. Черемисин H.A. Проектирование боковых стволов на постоянно действующей модели месторождения / H.A. Черемисин, A.A. Климов // Нефтяное хозяйство. 2006. - №4. - С.62 - 66.

88. Чернышов C.B. Совершенствование технологии бурения и заканчивания дополнительных стволов: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2010. - 25с.

89. Шевкунов E.H. Характеристика обводнения горизонта Д1 Туймазинского месторождения / E.H. Шевкунов, М.А. Токарев, И.Г. Пермяков, Э.М. Халиков // Нефтепромысловое дело. 1978. - №3. - С. 6 - 8.

90. Ширяев Ю.Х. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов / Ю.Х. Ширяев, Г.Г. Даниленко // Нефтяное хозяйство.- 2001.- №7.- С.51 53.

91. Юсупов И.Г. Восстановление бездействующих скважин зарезкой вторых стволов в ОАО «Татнефть» / И.Г. Юсупов, Р.Г. Габдуллин // Нефтяное хозяйство. 2001. - №2. - С.53 - 56.

92. Multilateral technology then and now // Magazine E&P, 2007, № 8. CcbuiKa:http: //www.spe.org/ jpt/ print/ archives/ 2009/ 01/ JPT20090115MFRFocus.pdf

93. Multilateral wells come from Russia, with love // Magazine E&P, 2009, № 9. Ссылка: www.http://www.epmag.com/Magazine/2009/9/item44536.php.

94. Brent Emerson, Richard White. Multilaterals and intelligent well systems applied to a mature field: They're not just for deepwater subsea wells //World Oil, June 2006. Vol. 227. - N 6. - Gulf Publishing Company.

95. Horizontal, Multilateral Well Advances Addressed in Malaysia/ JPT Online, №8, 2009. Ссылка: http://www.spe.org/jpt/2009/08/horizontal-multilateral-well-advances-addressed-in-malaysia.

96. Тревор Дафресн. Преимущества применения гибких труб, горизонтального бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины в Британской Колумбии, Канада/ Тревор Дафресн, концерн Репп

97. West Energy Trust, Канада; Дон Макклэтчи и Тим Лещишин, компания BJ Services Company, Канада// Журнал World Oil. Том 227.- №1. - 2006. - С. 51-52.

98. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition/ Zheng Hongyin, Zhang Peimao, CNOOC Research Center/16-18 October 2000, Brisbane, Australia

Информация о работе

Токарева, Татьяна Васильевна
кандидата технических наук
Уфа, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Регулирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии с помощью боковых стволов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы