Совершенствование методов моделирования, анализа и проектирования доразработки нефтяных месторождений Башкортостана

Минликаев, Владимир Зирякович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование методов моделирования, анализа и проектирования доразработки нефтяных месторождений Башкортостана
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов моделирования, анализа и проектирования доразработки нефтяных месторождений Башкортостана"

На правах рукописи

МИНЛИКАЕВ ВЛАДИМИР ЗИРЯКОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ, АНАЛИЗА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАШКОРТОСТАНА

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете

доктор физико-математических наук, профессор

Бахтизин Рамиль Назифович

доктор технических наук Рогачев Михаил Константинович

кандидат технических наук, ~гарший научный сотрудник Ыарафутдинов Ирик Гафурович

Ведущая организация Закрытое акционерное общество

«УфаНИПИнефть»

Защита состоится 24 июня 2005г. в 11— ч. на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул.Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 24 мая 2005г. Ученый секретарь диссертационного совета

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. Нефтяные месторождения Республики Башкортостан эксплуатируются длительное время, начиная с 1932 г. Свыше 150 месторождений имеют самый широкий диапазон геолого-физических характеристик и могут находиться в какой-либо из стадий разработай. Крупные и средние месторождения девона (вовлечены в разработку с 1944 по 1955 гг. Туймазинское, Серафимовское, Шкаповское) и терригенного нижнего карбона (с 1958 г - Арлан-ское, Манчаровское, Орьебашское, Игровское, Четырмановское и др.) в течение последнего десятилетия находятся в Ш и IV - поздней и завершающей стадиях разработки по классификации проф. М.М.Ивановой. В данных стадиях задача поддержания высокого уровня добычи нефти при условии экономической рентабельности производства решается путем повышения коэффициента извлечения нефти из пластов, применения в производстве инновационных технических и технологических решений. В последнее время разработка нефтяных месторождений велась в рыночных условиях, при которых, наряду с новыми технологиями добычи нефти, интенсивно развивакпся научные методы проектирования и анализа разработки месторождений. При полной компьютеризации процесса проектирования разработки месторождений созданы геолого-технологические и постоянно действующие математические модели месторождений. Результатом этого стало повышение качества и точности проектных документов.

Основателями моделирования разработки башкирских месторождений физическими, аналоговыми и гидродинамическими методами являются Г.А.Бабалян, И.Л.Мархасин, В.М.Березин, М.И. Швидлер, Р.З. Сайфутдинова, И.Ф.Рахимкулов, М.М.Сатгаров, В.В.Девликамов, К.Я.Коробов и др. (УфНИИ 1955-1965 гг.). С внедрением в практику проектирования показателей разработки месторождений электронно-вычислительных машин первых поколений был достигнут высокий уровень математического моделирования процессов разработки месторождений (руководитель работ д.т.н. Б.И. Леви, В.И.Дзюба, В.М.Санкин, Ю.В.Сурков, Х.Г.Шакиров, А.Г.Шахмаева, Э.М.Халимов, С.А.Пономарев и др.).

Разработка нефтяных месторождений Башкортостана в настоящее время ведется в крайне сложных условиях, характерных для поздней стадии разработки

большинства месторождений страны и Волго-Уральского нефтегазоносного региона. К таким условиям относятся:

о ухудшение геолого-физических параметров объектов разработки, структуры запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов;

о высокая обводненность продукции скважин;

о осложнения, связанные с высоким содержанием в составе продукции скважин асфальтово-смолистых веществ, парафинов, солей и сероводорода.

На основе анализа особенностей разработки крупных нефтяных месторождений Башкортостана, выполненного ведущими специалистами-нефтяниками ОАО «АНК Башнефть», определены ближайшие задачи их доразработки и повышения эффективности эксплуатации скважин. Реализация поставленных задач будет происходить на основе восстановления принятых систем разработки, доведением плотности сетки скважин до оптимального уровня, стабилизацией и наращиванием темпов отбора жидкости, активизацией разработки на месторождениях с большими остаточными запасами, оптимизацией систем разработки путем применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и др.

В рамках этих задач находятся вопросы, связанные с совершенствованием методов проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений на основе создания новых и совершенствования известных методов моделирования разработки месторождений, воздействия на продуктивный пласт и повышения эффективности эксплуатации скважин.

Цель диссертационной работы - повышение эффективности доразработки нефтяных месторождений Башкортостана, приуроченных к терригенной толще нижнего карбона (ТТНК), путем совершенствования методических подходов в моделировании, проектировании и обосновании применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов, методов оптимизации режимов эксплуатации промысловых систем

Основные задачи исследований

1. Создание и усовершенствование математических моделей нефтяных месторождений, приуроченных к залежам ТТНК Башкортостана.

2.р.$осцоввнив»и«с(Я1е]»шенствование методов прогнозирования технологиче-

• * «И I <»# з -с ч ;

' ; 4

* «».1 «г *<"

ских показателей разработки месторождений и определения коэффициентов нефтеотдачи при реализации систем разработки месторождений с заводнением пластов ТТНК.

3. Исследование эффективности процессов разработки залежей с применением горизонтальных скважин (ГС), зарезки боковых стволов (БС) и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГД МУН).

4. Создание методов и технологий оптимизации режимов эксплуатации скважин в осложненных условиях поздней стадии разработки месторождений.

Методы исследований

При обработке данных разработки залежей, эксплуатации скважин использовались методы математической статистики, подземной гидромеханики и гидродинамического моделирования с внедрением современного программного обеспечения (ПО) компании «Роксар» RMS и MORE, а также вновь созданного ПО, численных методов решения задач.

На защиту выносятся:

1. Геолого-технологические модели для проектирования и анализа разработки Арланского, Кушкульского, Петропавловского, Биавашского, Саитовского, Бадряшского, Волковского и Гареевского месторождений.

2. Методика построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений с терригенными пластами-коллекторами, высокой неоднородностью геологического строения (расчлененностью) и повышенной вязкости нефти (на примере ТТНК Арланского месторождения). Методика прогнозирования показателей разработки с применением геолого-технологических моделей на поздней стадии разработки.

3. Методика расчета полимерного заводнения и влияния температуры закачиваемой воды при заводнении залежей с нефтями повышенной вязкости (для условий Арланского месторождения).

4. Моделирование разработки месторождений с применением ГС, БС и других ГД МУН при проектировании и анализе разработки.

5. Метод оптимизации режимов эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин для повышения эффективности эксплуатации системы ППД и уровня добычи нефти.

Научная новизна

1. Разработаны методы магматического моделирования процессов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения их нефтеотдачи (полимерного заводнения и термозаводнения), адаптированные к условиям разработки залежей терригенной толщи нижнего карбона Башкортостана, включающие: модель неоднородности пласта, ремасштабирование, расчеты модифицированных относительных фазовых проницаемостей (МОФП), идентификацию и расчеты показателей разработки.

2. Разработана методика выбора, проектирования и оценки эффективности ГС, зарезки боковых стволов в скважинах, вскрывших нефтяные пласты ТТНК Башкортостана.

3. Разработана методика оптимизации режимов эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации системы ППД и уровня добычи нефти.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана и внедрена методика построения геологических и гидродинамических моделей разработки нефтяных месторождений, на основе которой созданы постоянно-действующие геолого-технологические модели (ПДГТМ) основных объектов разработки месторождений Башкортостана (Кушкульского, Петропавловского, Биавашского, Саитовского, Баряшского, Волковског о, Гареевского).

2. Разработана и внедрена методика прогнозирования показателей разработки месторождений на поздней стадии с применением ПДГТМ

3. Разработаны и внедрены методы математического моделирования процессов воздействия на продуктивный пласт с целью повышения нефтеотдачи - полимерного и термозаводнения (применительно к залежам ТТНК Арланского нефтяного месторождения).

4. Разработана методика обоснования выбора, проектирования, оценки эффективности зарезки боковых стволов скважин (методика апробирована на Арлан-ском нефтяном месторождении)

5. Разработаны методы и способы, направленные на оптимизацию эксплуатации скважин в осложненных условиях:

о усовершенствована методика расчета забойного давления по динамическому

уровню жидкости в стволе скважин; о методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные трубы при эксплуатации ШСНУ; о методика определения предела эксплуатации добывающих скважин.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях и совещаниях в ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 1995г.), институте «БашНИПИнефтъ» (г.Уфа, 1998, 1999гг.), компании «Роксар» (2000, 2002 гг.), заседаниях центральной комиссии по разработке и защите проектов разработки нефтяных месторождений (г.Москва, 1999 г., 2002. Протоколы заседаний центральной комиссии по разработке Минтопэнерго РФ № 2513 и № 2925).

Публикации

Основное содержание работы изложено в 22 работах, в том числе 15 статьях, 1 книге и 1 брошюре, 3 тезисах к докладам, 2 регламентах и стандартах предприятий, 1 авторском свидетельстве. В большинстве работ, опубликованных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач, основные идеи разработки.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка и приложений. Текст работы изложен на 158 страницах машинописного текста, содержит 45 рисунков, 19 таблиц. Библиографический список включает 106 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновываются актуальность темы, цель работы и сформулированы задачи, методы исследований, защищаемые положения, научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе изложены следующие вопросы: 1 ) аналитический обзор исследований в области математического моделирования процессов разработки нефтяных месторождений; 2) научно-технические задачи и проблемы, возникающие в

процессе анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений, пути решения методами моделирования; 3) постановка задач исследований.

Поэтапное развитие методов по моделированию процесса разработки нефтяных месторождений можно разделить на три периода:

- до 80-х годов усилия исследователей концентрировались на создание методов расчета (аналитические, одномерные и двумерные численные);

- 1980-2000 гт. созданы эффективные трехмерные численные модели с огромным количеством формальных опций (возможностей);

- в настоящее время внимание сосредоточено на задачах оптимизации технологических процессов.

Формальных и универсальных алгоритмов методов моделирования разработки месторождений пока не создано. Технологии принятия решений зависят от конкретных условий разработки месторождений и постоянно развиваются. В создание и совершенствование методов моделирования разработки нефтяных месторождений внесли огромный вклад отечественные ученые: В.Е.Андреев, К.С.Баймухаметов, П.М.Белаш, Ю.П.Борисов, Д.В.Булыгин, Ю.Е.Батурин, Г.Г.Вахитов, А.В.Гавура, А.Т.Горбунов, Р.Н.Дияшев, В.И.Дзюба, Ю.В.Желтов, С.Н.Закиров, М.М.Иванова, ГС.Камбаров, А.В.Копытов, А.П.Крылов, Б.И.Леви, Е.В.Лозин, В.Д.Лысенко, М.М.Максимов, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Т.Мищенко, Р.Х.Муслимов, В.Ш.Мухаметшин, Э.Д.Мухарский, С.А.Назаров, Б.М.Орлинский, И.Г.Пермяков, А.И.Пирвердян, Б.Ф.Сазонов, М.М.Саттаров, М.Л.Сургучев, Э.М.Тимашев, М.А.Токарев, В.З, Тухватуллин, Р.Т.Фазлыев, А Я.Хавкин, Э М Ха-лимов, Н.Ш.Хайрединов, Н.И.Хисамутдинов, И.А.Чарный, А.В.Черницкий, М.И. Швидлер, В.Н.Щелкачев и многие другие. Большой вклад внесли зарубежные ученые: A.Settari, D.L.Katz, G.R.King, I.H.Kassam, I.V.Vogel, K.Aziz, M.C. Leverett, T.Ertekin.

Изучение тенденций в развитии методов проектирования процессов разработки показало, что в настоящее время из большого количества задач, решаемых при проектировании, наиболее актуальной является задача обоснования полноты извлечения неф ih из пласта. Эта задача может быть решена путем создания постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений и использования этих моделей для составления технико-экономического обоснования (ТЭО)

полноты извлечения нефти из пласта.

Исходя из концепции моделирования разработки месторождений, порядок и особенности решаемых в диссертации задач следующие. Дается краткая геолого-техническая характеристика залежи для правильного построения геологической модели в соответствии с требованиями РД, определения основных параметров фильтрационной модели (ФМ). Геолого-технологическая модель является инструментом анализа текущего состояния и истории разработки месторождения. В особенности это важно при изучении многопластовых разрезов скважин залежей ар-ланского типа с совместной перфорацией пластов как в добывающих, так и нагнетательных скважинах. При достаточной идентификации показателей модели и фактических данных разработки решается задача о распределении закачиваемой воды и добываемой жидкости по пластам, что позволяет определить текущую выработку пластов На следующем этапе производится анализ выработки запасов по пластам с помощью карт текущих запасов, таблиц и геологических профилей, на которые наносится текущая нефтенасьпценность, что в конечном итоге позволяет скорректировать систему разработки на каждом этапе, повысить эффективность эксплуатации системы ППД. Следующим этапом является обоснование выделения эксплуатационных объектов. Для пластов ТТНК Арланского месторождения обосновано выделение двух и реже - трех эксплуатационных объектов.

Главной задачей анализа и проектирования разработки месторождений является прогноз технологических показателей разработки и, в конечном итоге, уточнение достигаемых коэффициентов извлечения нефти (КИН) по пластам. Важнейшей проблемой на этапе моделирования месторождения является проектирование системы контроля и регулирования процесса разработки. Для многопластовых месторождений проблема сводится к определению количеств раздельного притока жидкости и закачки в пласты, объемов проводимых ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ограничению водопритока из отдельных пластов. Данное направление работ, а также задача обоснования эксплуатационных объектов, исследовалось К С Баймухаметовым и др.

Следует отметить, что постоянно-действующие геолого-технологические модели нефтяных месторождений (ПДГТМ) для залежей нефти ТТНК, в особенности Арланского месторождения, не имеет аналогов по расчлененности пластов раз-

реза. В работе дается описание модели, предложенной для отображения разработки уникального Арланского нефтяного месторождения. По аналогии с Арланским месторождением и с учетом дополнительных особенностей построены модели ряда других месторождений с коллекторами ТТНК.

Для моделируемых месторождений термины «достаточная обоснованность», или «точность», обязательно включают требования непротиворечивости и согласованности модели со всем объемом информации о геологическом строении, лабораторных экспериментах, физико-химических свойствах пластовых жидкостей, многолетней истории разработки и показателях эксплуатации скважин, данных промысловых исследований.

Этому условию отвечает методология математического моделирования процессов разработки объектов, включающая: построение геологических моделей пластов; построение гидродинамических моделей на основе многомерных уравнений многофазной фильтрации жидкостей в пористых средах; идентификацию моделей по всей совокупности данных истории разработки месторождения; эксплуатацию модели для поиска оптимальных решений.

До 2001 г. в лаборатории математического моделирования института «Баш-НИПИнефть» под руководством и при непосредственном участии автора был разработан программный комплекс «Караидель». С помощью этого комплекса были созданы математические модели процессов заводнения ряда месторождений Башкортостана, позволяющие решать широкий класс сложных задач доразработки месторождений.

С 2001г. в АНК «Башнефть» реализуется программа работ по созданию и внедрению в практику проектирования и анализа разработки ПДГТМ. В плане реализации этой программы под руководством и при непосредственном участии автора в институте «БашНИПИнефть» выполнены следующие работы: ° внедрено современное ПО компании «Роксар» RMS и MORE, позволившее

создать детальные трехмерные трехфазные модели пластов; ° усовершенствованы методики построения геологических и гидродинамических цифровых моделей с применением нового ПО; ° созданы ПДГТМ основных объектов разработки ряда месторождений АНК «Башнефть»: Кушкульского, Петропавловского, Биавашского, Саитовского,

Баряшского, Волковского, Гареевского;

0 смоделирована разработка Юбилейного месторождения;

0 усовершенствована модель разработки Арланского месторождений.

Были построены геолого-цифровые модели основных продуктивных пластов ряда месторождений Башкортостана и Удмуртии. При этом использовались программа RMS компании «Роксар» и отечественная программа «Геопак-3».

Опыт использования программы RMS при построении ПДГТМ показал, что данный программный продукт является удобным инструментом, имеющим дружественный интерфейс, внутренний язык программирования, возможности 2D и 3D визуализации, набор методов двумерной интерполяции. В процессе работы с данной программой был выявлен ряд задач, решение которых позволило повысить качество, надежность и достоверность построения детальной геологической модели и, как следствие, более адекватно отражать геологические особенности и фильтра-ционно-емкостные свойства (ФЕС) при ремасштабировании модели на гидродинамическую сетку.

Одной из таких задач является моделирование пропластков неколлекторов, а также границ зон выклинивания (отсутствия) коллекторов, в пределах общей эффективной толщины продуктивного пласта. Для построения детальных геолого-цифровых моделей (ГЦМ) с различными типами разрезов (замещение, выклинивание пропластков - коллекторов), а также смешанных типов была разработана и внедрена методика преобразования дискретной кривой литологии (ДКЛ) в непрерывные математические статистические кривые псевдолитологии (НМСКПЛ). Использование данной методики при построении ПДГТМ позволило специалистам более гибко подходить к процессу создания детальной ГЦМ, учитывая особенности геологического строения и уникальность каждого объекта моделирования.

Основные задачи, решаемые с применением ПДГТМ:

1. Анализ разработки - эти задачи перечислены выше.

2. Задачи проектирования разработки, основной из которых является прогноз проектных технологических показателей разработки месторождений при заводнении.

3. Задачи управления процессом разработки: оценка эффективности геолого-

технологических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи: бурение ГС, зарезка БС различных модификаций, ГРП, изменение модификаций заводнения, физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (ФХ МУН) и задачи контроля и регулирования разработки.

Вторая глава посвящена моделированию, анализу разработки и достижениям в проектировании разработки крупных нефтяных месторождений с пластами-коллекторами в ТТНК на примере Арланского месторождения. Дается краткая геолого-физическая характеристика месторождения.

Решение комплекса задач для крупного месторождения (свыше 8 тыс. скважин) является возможным с применением компьютерной технологии, имеющей в составе геолого-технологическую модель процесса разработки, базы данных и ПО. Задача прогноза технологических показателей разработки с расчетом КИН является основной как в собственно проекте доразработки месторождения, так и в методике компьютерных расчетов и ПО. Структура математической модели представлена диаграммой Идентификация входных и выходных параметров разработки производилась до достижения заданной погрешности - не более 1 % по накопленной добыче нефти и жидкости. Модель Арланского месторождения по пластам ТТНК не имеет аналогов среди известных автору математических моделей в силу особенности, обусловленной такой геологической характеристикой, какой является многопластовость объекта.

Пласты гидродинамически не связаны, разделены непроницаемыми глинистыми пластами, вследствие этого в модели учитываются:

а) вертикальная неоднородность по совокупности пластов;

б) неоднородность «внутри пласта» меньшая, чем расчлененность на пласты.

Дополнительно учитывается, что выделенные продуктивные пласты ТТНК

имеют сложную, комбинированную систему совместно-раздельного вскрытия перфорацией. Тем самым, объект ТТНК имеет сложную систему разработки с раздельной и совместной по пластам эксплуатацией нагнетательных и добывающих скважин Ввиду этой важной особенности ТТНК, управление процессом разработки является чрезвычайно сложным При идентификации требуется достичь согласия рассчитанных и фактических показателей разработки по каждому из пластов в отдельности, но, в отличие от объекта в целом, - в условиях существенной неполноты

раздельной по пластам нефтепромысловой информации. Другими словами, имеет место увеличение неопределенности модели. Фактор многопластовости в сложной модели с вертикальным взаимодействием пластов через скважины является существенным аргументом в пользу использования при проектировании схемы плоского течения жидкости в каждом из пластов, т.е. двумерной («квазитрехмерной») модели.

Структура математической модели

Геологическая

модель | экспп. объекта

"ГЕОПАК-

Г еометрия пластов

Координаты скважин

Свойства коллекторов

Свойства флюидов

Математическая

модель месторождения

Базы по эксплуатации скважин

•ВТ1М•

Добьг

Закачка

Замеры давлений

Перфорация, заливка пластов

Расчетный блок

■ИОО"

Прогноз

Параметры настройки

Блок визуализации расчетов

"ОЕМ РО/_"

Карты

Графь

Таблицы

Решение основной задачи моделирования - прогноза технологических показателей разработки и КИН - в нашем случае многопластового месторождения - по пластам может бьггь выполнено при условии устойчивого надежного функционирования модели на основе проведенной идентификации. Для решения задачи корректируются граничные условия на забоях скважин, в т ч новых проектных скважин, и управляющие воздействия по отключению отдельных пластов в скважинах, добывающих и нагнетательных, переводу добывающих скважин в нагнетательные. Устанавливаются взаимосвязи в прогнозном периоде между параметрами текущей насыщенности пластов и коэффициентами охвата вытеснением (К0) и заводнением (Кзав). Предложена методика построения карт остаточных нефтенасыщенных толщин в модели пластов ТТНК. ПДГТМ месторождения учитывает последовательное

отключение пластов в скважинах вплоть до отключения последнего из них, с применением технологических и экономических критериев. Таким образом, методика прогноза показателей, внедренная при проектировании Арланского месторождения, позволяет учесть ряд особенностей доразработки месторождения. В работе приведен пример расчета прогнозных показателей разработки по ТТНК Новоха-зинской площади с использованием математической модели.

Рассмотрена задача выработки запасов пластов ТТНК по Новохазинской и Юсуповской площадям Арланского месторождения. Наибольшая выработка достигнута по основным продуктивным пластам Сп и СУь по которым текущий КИН равен соответственно 0,577 и 0,346. Также высокой является выработка по пласту Сш - 0,589. По другим, так называемым промежуточным, пластам выработка запасов отстает приблизительно вдвое. Отставание объясняется меньшей проницаемостью и большей прерывистостью этих пластов Построены карты остаточных извлекаемых запасов нефти по пластам с нанесением накопленных отборов нефти, воды и закачки воды по каждой скважине.

По данным моделирования разработки месторождения произведено распределение операций КРС по времени в прогнозном периоде. Время отключения одного из пластов рассчитывается по критерию «предельная обводненность». Объему изоляций соответствует количество необходимых исследований по раздельному притоку из пластов. Расчеты на модели показали, что по четырем площадям Арланского месторождения общий объем РИР составит около 4 тыс. операций, исследований притоков - 4200 шт. Таким образом, для регулирования разработки залежей ТТНК в последней стадии следует произвести свыше 8000 скв.-операций по контролю выработки и отключению пластов методами КРС которые соответствуют гидродинамическим методам увеличения нефтеодачи (ГД МУН). По данным направлениям совершенствования систем разработки разработана методика моделирования и руководящий документ.

Третья глава посвящена разработке и совершенствованию методов математического моделирования процессов воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеотдачи и предотвращения потерь нефти в пласте. В работе представлены технологии горизонтального бурения и зарезки дополнительных (боковых) стволов из старых скважин. Из методов увеличения нефтеотдачи - поли-

мерное заводнение. Термозаводнение рассматривается с точки зрения оценки и предотвращения потерь нефти вследствие возможного охлаждения пластов в процессе заводнения. Оценивается также возможный технологический эффект от закачки подогретой воды. Технологии рассматривается применительно к Арланскому месторождению.

Для обоснования систем разработки, выбора эксплуатационных объектов и повышения эффективности эксплуатации ГС использовали трехмерное математическое моделирование процесса разрабогки. Для проектирования технологий ГС и БС созданы методика и программа расчетов.

Например, для двухпластового объекта разработки необходимо обосновать выделение эксплуатационных объектов, расстояния (2а) между ГС в ряду и длины (Ь) горизонтальной части ствола ГС. За основу брали базовую систему разработки (рядной, площадной и т.д.) для гипотетического пласта. В качестве примера рассмотрена трехрядная система размещения скважин, соответственно вертикальных и горизонтальных. Дебит жидкости ГС зависит от длины Ь и отношения 2сг/Ь. Построены зависимости среднего дебита жидкости ГС от параметров систем. Установлено, что эффективность ГС с увеличением длины ствола более некоторого значения I. (в зависимости от 2а) может снижаться. Эффективность ГС возрастает при использовании горизонтальных нагнетательных скважин в замену вертикальным (ВС). Возрастание дебита ГС по отношению к дебиту ВС составляет 6... 10 раз, КИН возрастает на 4...9 пунктов. Оптимальная длина Ь горизонтальной части ствола находится в пределах 400...600 м и 2о/Ь=0,3...0,75. Обосновано объединение двух пластов в единый эксплуатационный объект. Даются рекомендации по размещению ГС в пластах с различной I еолого-физической характеристикой. Анализируются результагы эксплуатации ГС на месторождениях, в том числе на залежах ВНЗ ТТНК Арланского месторождения

Разработана методика выбора, проектирования и оценки технологической эффективности зарезки боковых стволов в скважинах. Математический эксперимент, выполненный с применением разработанного программного комплекса «Ка-раидель», позволил оценить эффективность применения ПДГТМ для обоснования бурения боковых стволов скважин на Арланском нефтяном месторождении Результаты эксперимента показали, что из 30 пробуренных боковых стволов прогноз

по 2/3 оказался точным.

Применение на практике созданных математических моделей разработки нефтяных месторождений позволяет существенно повысить обоснованность выполнения и успешность различных геолого-технических мероприятий, в частности таких, как бурение ГС, боковых стволов, уплотняющих скважин и ввод нагнетательных скважин для интенсификации ППД.

Полимерное воздействие, рассмотренное для ТТНК Арланского месторождения, хорошо соответствуют критериям применимости метода по проницаемости, неоднородности пластов и повышенной вязкости нефти. В работе с применением методов математического моделирования произведена оценка технологического эффекта от применения полимерного заводнения на различных стадиях разработки. Модель позволяет варьировать режимы закачки полимерного раствора (непрерывную закачку или закачку оторочками), свойства растворов, виды адсорбции полимера породой продуктивного пласта (обратимую и необратимую адсорбцию или ее отсутствие). Моделирование процесса полимерного заводнения Арланского месторождения, выполненное для среднестатистического элемента, позволило определить прогнозную величину удельной эффективности от закачки полимерного раствора, которая составила 0,02...0,16 тыс.т на 1т реагента для варианта закачки полимера в виде оторочки и 0,01...0,08 тыс.т/т для варианта непрерывной закачки полимерного раствора.

В диссертационной работе представлена математическая модель, позволяющая провести оценку нефтеотдачи при закачке в залежи ТТНК с целью ППД воды с различной температурой. Модель позволяет рассчитывать основные показатели процесса закачки теплоносителя в пласт, выбирать наиболее эффективные варианты закачки теплоносителя в пласт. Моделирование процесса термозаводнения Арланского месторождения, выполненное для среднестатистического элемента, показало, что подогрев закачиваемой воды с 23 до 60 и 90 °С позволит увеличить КИН соответственно на 0,064 и 0,104, получить дополнительно 23,42 и 37,81 тыс.т нефти на элемент залежи. В свою очередь, закачка не подогретой воды за время разработки приведет к охлаждению пластов на 1,0-1,5°С и к снижению КИН, но не более чем на 1 процентный пункт.

В четвертой главе представлены результаты исследований, направленных

на повышение эффективности эксплуатации системы ППД на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Дано описание методики по оценке эффективности работы нагнетательных скважин и комплекса программ для моделирования заводнения нефтяных залежей.

Вначале на примере залежей ТТНК Арланского месторождения проанализировано состояние системы ППД на многопластовом месторождении. Установлены неравномерность закачки воды по пластам, отсутствие приемистости по промежуточным пластам, влияние давления нагнетания на распределение закачиваемой воды в сложных разрезах скважин и т.д.

Разработаны критерии оценки эффективности работы нагнетательных скважин и системы ППД в целом. Для их определения предложена методика, основанная на использовании программного комплекса «Караидель», основой которого является расчет текущих и накопленных полей (сеточных распределений) расходов (скоростей) воды и нефти за счет закачки воды в нагнетательную скважину (группу скважин) с последующим их осреднением и взвешиванием. С применением программного комплекса создается математическая модель разработки анализируемого объекта. Модель настраивается по истории разработки, производит расчеты показателей разработки на фактический и проектный периоды. При этом на каждый временной слой записываются поля давлений и насыщенностей, показатели работы добывающих и нагнетательных скважин, перетоки (расходы) жидкостей между элементарными ячейками.

Ниже представлены основные расчетные формулы предлагаемой методики и оцениваемые с ее помощью критерии эффективности работы нагнетательных скважин и системы ППД в целом.

Материальный баланс жидкостей для любой ячейки пласта:

ег1 =а+а+?гу+<г+<г+<г(1)

где (¿Вр - количество воды и нефти в ячейке на соответствующий временной слой; ql,J*l^J количество нефти и воды, поступившей за временной слой в ячейку.

Количество жидкости Ом, вытекающей из элементарной ячейки в соседние, вследствие закачки в нее воды через нагнетательную скважину:

о; = О' *((г>: +/>:)//'), (2)

где /д- - количество жидкости, втекшей в ячейку под действием закачки в скважину Ы; Оп в - количество нефти (воды), втекшей в ячейку из скважины.

Расходы флюидов в залежи под действием закачки воды в нагнетательную скважину (суммирование осуществляется по всем ячейкам): -нефти: а"-X (<?:')

- жидкости: + Я';1) (3)

Средневзвешенная обводненность:

/."-(й-егкег) (4)

Средневзвешенная по объему зоны дренирования скважины скорость движения жидкости:

(5)

где V2' - объем нор ячейки С4, а и* определяется векторным суммированием скоростей вытекающей жидкости для жидкой ячейки.

Расчетное расстояние (Я) от нагнетательной скважины до добывающей (добывающих) скважины:

(6)

Критерии эффективности работы нагнетательной скважины и системы ППД в целом:

° - количество движущейся в пласте нефти под действием закачки в данную нагнетательную скважину должно быть не меньше предельного б"«,^; ° - обводненность движущейся в пласте нефти под действием закачки в данную

нагнетательную скважину ^должна быть не выше предельной ° - расстояние, на которое перемещается закачиваемая вода, не должно превышать Н^

В целом разработан комплекс программ по анализу и проектированию системе ППД месторождений с залежами в 1 ГНК, на основе которого реализованы математические модели по 13 основным объектам разработки Башкортостана, в том числе таких крупных, как ТТНК Арланской, Николо-Березовской и Вятской А

площадей Арланского нефтяного месторождения. Обоснованы рекомендации по совершенствованию, в т.ч по разделению закачки, системы ППД многопластовых эксплуатационных объектов.

Пятая глава посвящена проблеме повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин. В ней представлен ряд разработанных методов и способов, направленных на оптимизацию эксплуатации добывающих скважин в осложнен-

ных условиях.

Разработана усовершенствованная методика расчета забойного давления по динамическому уровню в насосных скважинах. Составленная программа расчета учитывает кривизну ствола скважины, привязана к базам данных, что позволяет обрабатывать данные замеров уровня в автоматическом режиме, по мере поступления информации. Апробация программы показала достаточную сходимость с результатами, получаемыми путем прямых замеров забойных давлений глубинными манометрами с погрешностью не выше 3%.

Разработана методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные трубы при эксплуатации ШСНУ Получены значения величин коэффициентов трения муфт о насосные трубы с учетом совместного влияния вязкости нефти, скорости движения и прижимающей силы. Установлены границы перехода для пар трения муфта-труба и штанга-труба на режим граничного (сухого) трения, которое имеет место при условии 50 <10"6. Полученные результаты позволяют прогнозировать возникновение указанного режима при работе ШСПУ и выработать рекомендации для предотвращения сухого трения.

Разработана методика определения предела экономической и техноло! иче-ской рентабельности эксплуатации добывающих скважин. Наличие баз данных позволяет вести расчеты и принимать решения не только по месторождению, но и отдельно по промыслу, НГДУ, компании. Методика позволяет определять перечень скважин, эксплуатация которых обеспечивает заданный уровень экономической и технологической рентабельности разработки месторождения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Усовершенствована методика построения детальных геолого-цифровых моделей с различными типами разрезов путем преобразования дискретной кривой литологии в непрерывные математические статистические кривые псевдолитологии, что позволило:

• реалистично моделировать пропластки - неколлекторы, а также границы зон выклинивания (отсутствия) коллекторов в пределах общей эффективной толщины продуктивного -пласта;

• повысить качество, надежность и достоверность построения геологической модели пласта и, как следствие, адекватно отражать его геологические осо-

бенности и фильтрационно-емкостные свойства (с учетом горизонтальной и вертикальной анизотропии) при ремасштабировании модели на гидродинамическую сетку.

2. Разработан программный комплекс «Караидель», позволяющий создавать модели заводнения крупных нефтяных месторождений, приуроченных к терриген-ной толще нижнего карбона Башкортостана и находящихся на поздней стадии разработки, и эксплуатировать модели как постоянно-действующие. Созданная модель доразработки крупнейшего Арланского месторождения позволила уточнить распределение остаточных запасов нефти в ТГНК, состоящей из 8 совместно и раздельно разрабатываемых продуктивных пластов, оценить степень их выработки и показать отставание выработки промежуточных пластов от основных до 50 %. Для повышения эффективности доразработки Арланского месторождения рекомендуется «попластовая система разработки», предусматривающая организацию закачки воды в промежуточные пласты отдельно от основных.

3. Усовершенствована методика моделирования процессов воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеизвлечения: полимерного заводнения, термозаводнения, зарезки боковых стволов скважин.

• Смоделирована разработка ТТНК Арланского нефтяного месторождения с применением полимерного заводнения. Модель позволяет варьировать режимы закачки полимерного раствора (непрерывную закачку или закачку оторочками), свойства растворов, виды адсорбции полимера породой продуктивного пласта (обратимую и необратимую адсорбцию или отсутствие). Применение полимерного заводнения моделировалось на различных стадиях разработки. Моделирование процесса полимерного заводнения Арланского месторождения, выполненное для среднестатистического элемента, позволило определить прогнозную величину удельной эффективности от закачки полимерного pací вора, которая составила 0,02... 0,16 тыс.т/т для варианта закачки полимера в виде оторочки и 0,01. ..0,08 тыс.т/т для варианта непрерывной закачки полимерного раствора.

• Смоделирована разработка ТТНК Арланского нефтяного месторождения с закачкой с целью ППД воды с различными температурами, в том числе охлажденной, что соответствует фактическим условиям. Модель позволяет рассчитывать основные показатели процесса закачки теплоносителя в пласт, выбирать наиболее оптимальные температурные режимы закачки воды в пласт. Моделирование процесса термозаводнения Арланского месторождения, выполненное для среднестатистического элемента, показало, что увеличение температуры закачиваемой воды с 23°С до 60 и 90 °С позволит увели-

чить коэффициент извлечения нефти (КИН) соответственно на 0,064 и 0,104, получить на один элемент дополнительно 23,42 и 37,81 тыс.т нефти.

• Разработана методика выбора, проектирования и оценки технологической эффективности зарезки боковых стволов в скважинах. Математический эксперимент, выполненный с применением разработанного программного комплекса «Караидель», позволил оценить эффективность применения ПДГТМ для обоснования зарезки боковых стволов скважин на Арланском нефтяном месторождении. Результаты эксперимента показали, что из 30 пробуренных боковых стволов по 20 прогноз оказался точным.

4. Предложены методы и способы, направленные на оптимизацию эксплуатации скважин в осложненных условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений:

• усовершенствованная методика расчета забойного давления по динамическому уровню;

• методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные трубы при эксплуатации ШСНУ;

• методика определения предела эксплуатации добывающих скважин. Результаты исследований по диссертационной работе нашли практическое

использование на месторождениях Башкортостана.

Материалы диссертации опубликованы в следующих основных работах:

1. Минликаев В.З., Васильева Л.Н., Тимашев Э.М., и др. Анализ методики прогнозирования технологических показателей разработки (на примере залежей нефти Новохазинской площади Арланского нефтяного месторождения)// Нефтепромысловое дело. - 2003г. -№ 9. - С.18-29.

2. Минликаев В.З., Родионов В.П. Эффективная разработка залежей нефти терригенного девона Серафимовского месторождения на естественном водонапорном режиме: Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть: - Уфа, 1992. - С. 136-140.

3. Минликаев В.З., Юсупов Р.Г. Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах месторождений НГДУ «Октябрьскнефть»: Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть; Вып 96 - Уфа, 1999 - С. 91-99

4. Дзюба В.И., Никитин В.Т., Минликаев В.З., и др. Моделирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии// Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещания (г.Альметьевск, сентябрь 1995г.). - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 424-433

5. Минликаев В.З., Чиняев В.В., Баймухаметов Т.К. Основные результаты математического моделирования разработки ТТНК Арланского нефтяного месторождения// Тезисы науч.-практ. конференции "Решение проблем освоения нефтя-

ных месторождений Башкортостана", г.Уфа, БашНИПИнефть, 10-11 декабря 1998г. - Уфа: БашНИПИнефть, 1999. - С. 48-49.

6. Минликаев В.З., Солдаткин A.B. Разработка методических приемов, улучшающих качество и достоверность геолого-цифровой модели при работе с ПО RMS: Сборник докладов III Российской конференции пользователей компании ROXAR. -М., 2002. -С. 117-119.

7 Батыршин И.М, Минликаев В.З., Баймухаметов Т.К. Построение и корректировка схематических геологических профилей по данным интерпретации ГИС: Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть; Вып. 98. - Уфа, 1999. С.7-10.

8. Абдулмазитова Г.Ф., Минликаев В.З. Математическое моделирование разработки ТТНК Кадыровского участка Илишевского нефтяного месторождения: Материалы VI науч.-техн. конференции молодых ученых и специалистов /ДООО "Башнипинефть",- Уфа, 2001.-С.З8-44.

9. Минликаев В.З.. Математическая модель разработки терригенной толщи нижнего карбона Николо-Березовской площади и некоторые результаты: Сб. науч. тр./БашНИПИнефть; Вып. 92. -Уфа, 1997. -С. 87-95.

10. Минликаев В.З., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. Критерии оценки эффективности работы нагнетательных скважин и методика расчета: Сборник научных трудов/ Уфа, БашНИПИнефть; Вып.100,2000, -С. 28-36.

11. Минликаев В.З., Чиняев В.В., Баймухаметов Т.К. Комплекс программ для моделирования заводнения нефтяных залежей: Сб науч. тр. БашНИПИнефть; Вып. 96.-Уфа, 1999.-С. 87-91.

12. Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Гарифуллина JI.A., Минликаев В.З., Родионов В.П., Тимашев Э.М., Чиняев В.В. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть»// НТЖ "Нефтепромысловое дело". -М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -№ 8. -С. 33-38.

13. Гарифуллин А.Ш., Минликаев В 3 Методика определения предела эксплуатации добывающих скважин: Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть; Вып. 96. - Уфа, 1999. -С. 92-96.

14. Минликаев В.З, Уразаков K.P., Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В. Метод расчета забойного давления по динамическому уровню: Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть; Вып. 94. -Уфа, 1998. -С. 179-183.

15. Уразаков K.P., Минликаев В.З., Песляк Ю.А. Экспериментальное исследование трения муфт и штанг о насосные трубы: Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. Уфа. 1985. -С. 16-23.

16. Уразаков K.P., Минликаев В.З. и др. РД 39-00147275-057-2000 "Методическое руководство по проектированию, строительству и эксплуатации дополни-

тельных (боковых) стволов скважин"/К.Р. Уразаков, В.З. Минликаев и др. - Уфа БашНИПИнефть, 2000. - 47 с.

17. Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Козлов Ю.А., Минликаев В.З., Тимашев Э.М. Проектирование и реализация систем разработки залежей с применением горизонтальных скважин //Нефтяное хозяйство - 2000. -№ 12. - С. 123-127.

18. Аглиуллина Е.А., Дунаев С.А., Лозин Е.В., Минликаев В.З.. Никитин В.Т., Родионов В.П., Тимашев Э.М., Чиняев В.В. Методика Башнипинефть для анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений/ Башнипинефть. -Уфа, -2002. - 60 с.

19. Уразаков K.P., В.В.Андреев, Минликаев В.З. и др. Справочник по добыче нефти. -М.: Недра, 2000. - 374 с.

20. Баймухамегов Т.К., Гарифуллин А.Ш., Минликаев В.З., и др. Прогноз работы эксплуатационных скважин: Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть; Вып. 96. - Уфа, 1999. -С. 59-66.

21. Минликаев В.З, Уразаков K.P. и др. Область применения и подбор компрессоров для откачки газа из затрубного пространства насосных скважин. -Депонировано в ВИНИТИ, № 485 - В 99,15.02.1999. - 8 с.

Подписано в печать 23 05 2005 Бумага офсетная Форматб0х84 1/16 Печать трафаретная Печ л 2 Тираж 90 экз Заказ 35"> Типография Уфимского государегвенного нефтяного технического университета Адрес тииографии 450062,1 Уфа, ул Космонавтов, 1

M 1 355

PHB PyccKHH 4>oh£

2006-4 6829

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Минликаев, Владимир Зирякович

Введение.

1 РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Обзор работ по моделированию разработки нефтяных месторождений.

1.2 Типы задач, решаемых при геолого-технологическом моделировании.

1.3 Геолого-технологические модели разработки нефтяных месторождений АНК «Башнефть» с залежами в ТТНК.

1.3.1 Совершенствование методики геологического моделирования продуктивного пласта.

1.3.2 Моделирование разработки.

2 МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ^ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАЛЕЖАМИ

НЕФТИ В ТТНК ПРИ ЗАВОДНЕНИИ.

2.1 Геолого-технологическая модель Арланского нефтяного месторождения, краткая геолого-физическая характеристика.

2.2 Обоснование методики прогноза технологических показателей и КИН при разработке с заводнением.

2.3 Решение задач анализа и проектирования разработки залежей при заводнении с применением постоянно действующей геолого-технологической модели.

2.3.1 Анализ выработки запасов нефти из многопластовых залежей.

2.3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов в терригенных толщах.

2.3.3 Методика планирования геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки.

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА

ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ.

3.1 Моделирование методов увеличения нефтеотдачи пластов

3.1.1 Моделирование полимерного заводнения.

3.1.2 Моделирование термозаводнения.

3.2 Моделирование скважин с боковыми стволами и горизонтальных скважин.

3.2.1 Моделирование скважин с боковыми стволами (БСГ).

4 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ

ППД НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1 Критерии оценки эффективности работы нагнетательных скважин и методика расчета.

4.2 Разработка комплекса программ для моделирования заводнения нефтяных залежей.

5 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН.

5.1 Совершенствование методики проведения гидродинамических исследований.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов моделирования, анализа и проектирования доразработки нефтяных месторождений Башкортостана"

Актуальность темы диссертации. Нефтяные месторождения Республики Башкортостан эксплуатируются длительное время, начиная с 1932 г. Свыше 150 месторождений имеют самый широкий диапазон геолого-физических характеристик и могут находиться в какой-либо из стадий разработки. Крупные и средние месторождения девона (вовлечены в разработку с 1944 по 1955 гг. Туймазинское, Серафимовское, Шкаповское) и терригенного нижнего карбона (с 1958 г. - Арлан-ское, Манчаровское, Орьебашское, Игровское, Четырмановское и др.) в течение последнего десятилетия находятся в III и IV - поздней и завершающей стадиях разработки по классификации проф. М.М.Ивановой. В данных стадиях задача поддержания высокого уровня добычи нефти при условии экономической рентабельности производства решается путем повышения коэффициента извлечения нефти из пластов, применения в производстве инновационных технических и технологических решений. В последнее время разработка нефтяных месторождений велась в рыночных условиях, при которых, наряду с новыми технологиями добычи нефти, интенсивно развиваются научные методы проектирования и анализа разработки месторождений. При полной компьютеризации процесса проектирования разработки месторождений созданы геолого-технологические и постоянно действующие математические модели месторождений. Результатом этого стало повышение качества и точности проектных документов.

Основателями моделирования разработки башкирских месторождений физическими, аналоговыми и гидродинамическими методами являются Г.А.Бабалян, ИЛ.Мархасин, В.М.Березин, М.И. Швидлер, Р.З. Сайфутдинова, И.Ф.Рахимкулов, М.М.Саттаров, В.В.Девликамов, КЛ.Коробов и др. (УфНИИ 1955-1965 гг.). С внедрением в практику проектирования показателей разработки месторождений электронно-вычислительных машин первых поколений был достигнут высокий уровень математического моделирования процессов разработки месторождений (руководитель работ д.т.н. Б.И. Леви, В.И.Дзюба, В.М.Санкин, Ю.В.Сурков, Х.Г.Шакиров, А.Г.Шахмаева, Э.М.Халимов, С.А.Пономарев и др.).

Разработка нефтяных месторождений Башкортостана в настоящее время ведется в крайне сложных условиях, характерных для поздней стадии разработки большинства месторождений страны и Волго-Уральского нефтегазоносного региона. К таким условиям относятся: о ухудшение геолого-физических параметров объектов разработки, структуры запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов; о высокая обводненность продукции скважин; о осложнения, связанные с высоким содержанием в составе продукции скважин асфальтово-смолистых веществ, парафинов, солей и сероводорода.

Основные задачи исследований

2.0боснование и совершенствование методов прогнозирования технологических показателей разработки месторождений и определения коэффициентов нефтеотдачи при реализации систем разработки месторождений с заводнением пластов ТТНК.

Методы исследований

На защиту выносятся:

Научная новизна

1. Разработаны методы математического моделирования процессов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения их нефтеотдачи (полимерного заводнения и термозаводнения), адаптированные к условиям разработки залежей терригенной толщи нижнего карбона Башкортостана, включающие: модель неоднородности пласта, ремасштабирование, расчеты модифицированных относительных фазовых проницаемостей (МОФП), идентификацию и расчеты показателей разработки.

Практическая ценность и реализация работы

5. Разработаны методы и способы, направленные на оптимизацию эксплуатации скважин в осложненных условиях: о усовершенствована методика расчета забойного давления по динамическому уровню жидкости в стволе скважин; методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные трубы при эксплуатации ШСНУ; методика определения предела эксплуатации добывающих скважин.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Минликаев, Владимир Зирякович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Создана усовершенствованная методика моделирования доразработки нефтяных месторождений, основанная на построении детальных геолого-цифровых моделей с различными типами разрезов путем преобразования дискретной кривой литологии в непрерывные математические статистические кривые псевдолитологии, которая позволяет:

• моделировать пропластки-неколлектора, а также границы зон выклинивания (отсутствия) коллекторов в пределах общей эффективной толщины продуктивного пласта;

• повысить качество, надежность и достоверность построения геологической модели пласта и, как следствие, более адекватно отражать его геологические особенности и фильтрационно-емкостные свойства (с учетом горизонтальной и вертикальной анизотропии) при ремасштабировании модели на гидродинамическую сетку.

2. Разработан программный комплекс «Караидель», позволяющий создавать модели заводнения крупных нефтяных месторождений, приуроченных к терригенной толще нижнего карбона Башкортостана и находящихся на поздней стадии разработки, и позволяющий эксплуатировать модели как постоянно-действующие. Созданная модель доразработки крупнейшего Арланского месторождения позволила уточнить распределение остаточных запасов нефти в ТТНК, состоящей из 8 совместно разрабатываемых продуктивных пластов, оценить степень их выработки и показать отставание выработки промежуточных пластов от основных пластов на 30%. Для повышения эффективности доразработки Арланского месторождения рекомендуется «попластовая система разработки», предусматривающая организацию закачки воды в промежуточные пласты отдельно от основных.

3. Усовершенствована методика моделирования процессов воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеизвлечения (полимерного заводнения, термозаводнения, зарезки боковых стволов скважин).

• Создана математическая модель разработки терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Арланского нефтяного месторождения с применением полимерного заводнения. Модель позволяет варьировать режимы закачки полимерного раствора (непрерывную закачку или закачку оторочками), свойства растворов, виды адсорбции полимера породой продуктивного пласта (обратимую и необратимую адсорбцию или ее отсутствие). Моделирование процесса полимерного заводнения Арланского месторождения, выполненное для его среднестатистического элемента, позволило определить прогнозную величину удельной эффективности от закачки полимерного раствора, которая составила 0,02.0,16 тыс.т/т для варианта закачки полимера в виде оторочки и 0,01.0,08 тыс.т/т для варианта непрерывной закачки полимерного раствора.

• Создана математическая модель разработки терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Арланского нефтяного месторождения с применением термозаводнения. Модель позволяет рассчитывать основные показатели процесса закачки теплоносителя в пласт, использовать различные формы природных резервуаров, выбирать наиболее эффективные варианты закачки теплоносителя в пласт. Моделирование процесса термозаводнения Арланского месторождения, выполненное для его среднестатистического элемента, показало, что увеличение температуры закачиваемой воды с 23°С до . 60 и 90 °С позволит увеличить соответственно коэффициент извлечения нефти (КИН) на 0,064 и 0,104, получить дополнительно 23,42 и 37,81 тыс.т нефти.

• Разработана методика выбора, проектирования и оценки технологической эффективности зарезки боковых стволов в скважинах. Математический эксперимент, выполненный с применением разработанного программного комплекса «Караидель», позволил оценить эффективность бурения боковых стволов скважин на Арланском нефтяном месторождении. Результаты эксперимента показали, что из 30 пробуренных боковых стволов лишь 20 оказались успешными.

• усовершенствованная методика расчета забойного давления по динамическому уровню;

• методика экспериментального определения сил трения штанг о насосные трубы при эксплуатации ШСНУ;

• методика определения предела эксплуатации добывающих скважин.

Результаты исследований по диссертационной работе нашли практическое использование на месторождениях Башкортостана.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Минликаев, Владимир Зирякович, Уфа

1. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т. 1. - 280 с.

2. Аглиуллина Е.А., Дунаев С.А., Лозин Е.В., Минликаев В.З. Никитин В.Т., Родионов В.П., Тимашев Э.М., Чиня ев В.В. Методика Башнипинефть для анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений.- Башнипинефть, Уфа-2002, 60 с.

3. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982. - 407 с.

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

5. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. 1981. - 286 с.

6. Баймухаметов К.С., Ефремов Ф.М., Крашенинников Ю.И., Тимашев Э.М. Пути рациональной разработки Арланского нефтяного месторождения в поздней стадии. //Труды Башнипинефть, вып.77, 1988- С.8-12.

7. Баймухаметов Т.К., Гарифуллин А.Ш., Минликаев В.З., Юсупов Р.Г., Прогноз работы эксплуатационных скважин. / Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып. 96. Уфа, БашНИПИнефть, 1999. С. 59-66.

8. Баймухаметов К.С., Тимашев Э.М. Регулирование разработки многопластовых и многообъектных нефтяных месторождений Башкирии -М., Нефтяное хозяйство. -№ 11, 1989. С.28-33.

9. Баймухаметов К.С., Гильманшин И.Г. Расчет объемов работ по опробованию и изоляции обводнившихся пластов. / Тр. Башнипинефть. — вып. 77. = 1988.-С. 197-198.

10. Багиров М.А. Расчет прогрева призабойной зоны скважины // Нефтяное хозяйство. № 12. - С. 18-24.

11. Батыршин И.М., Минликаев В.З., Баймухаметов Т.К. Построение и корректировка схематических геологических профилей по данным интерпретации ГИС/ Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып. 98. Уфа, БашНИПИнефть, 1999, С.7-10.

12. Балакин В.В., Власов С.А., Фомин А.В. Моделирование полимерного заполнения слоисто-неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. 1998. № 1. - С. 47-48.

13. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Б., Ефремов Е.П., Пономарева И.А., Праведников Н.К. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Ср.-Уральское кн. изд-во. 1975.- 175 с.

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

15. Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазной фильтрации «Техсхема» // Нефт. хоз-во. 2002. - № 3. -С.38-42.

16. Бериштейн М.А. Поддержание пластовой температуры и проблема подогрева нагнетаемой в пласт воды на промыслах.// Нефтяное хозяйство. 1986. - № 11.-С. 54-56.

17. Бояршин Е., Чоловский В., Рэкли С. Постоянно действующие геолого-технические модели основа эффективного проектирования и управления процессами разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа. / Нефтяное хозяйство.-№ 9. - 2004. - С. 30-32.

18. Вахитов Г.Г., Полищук А.Н. и др. Теоретические основы и методика расчета технологических показателей заводнения нефтяных пластов растворами полимеров и ПАВ.- Тр. ВНИИнефти.- 1977. Вып. 61.- С.24-26.

19. Вахитов Г.Г., Сургучев M.JL, Кац P.M., Шалимов Б.В. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных и нефтегазовых залежей (ВНИИ-2) М.: ВНИИ,1978. - 139 с.

20. Власов С. А., Коган Я. М. и др. Новые перспективы полимерного заводнения в России // Нефтяное хозяйство.- 1998, № 5.- С. 46 49.

21. Гарифуллин А.Ш., Минликаев В.З. Методика определения предела эксплуатации добывающих скважин/ Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып. 96. Уфа, БашНИПИнефть, 1999, С. 92-96.

22. Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Козлов Ю.А., Минликаев В.З., Тимашев Э.М. Проектирование и реализация систем разработки залежей с применением горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство.-№ 12, 2000, С. 123-127.

23. Генеральная схема разработки Арланского нефтяного месторождения: Отчет / Башнипинефть; Руководители: М.М.Саттаров, Е.А.Андреев, В.С.Ключарев. Уфа, 1965. - 742 с.

24. Глумов И.Ф., Слесарева В.В., Уваров С.Г. и др. Ранговая классификация ПАА зарубежных фирм. Бугульма. - 2000. - С. 133-139.

25. Григоращенко и др. Применение полимеров в добыче нефти.- М.: Недра, 1978.-186 с.

26. Губайдуллин К.А., Хохлов В.В., Ямурдин А.Ю., Охотников А.Ю., Хузин И.Я. Компьютерно-вычислительная сеть института ТатНИПИ-нефть.Появление, развитие, перспектива / Сб.научн.тр. ТатНИПИнефть под ред И.Г.Юсупова. Бугульма. - 2000.

27. Джафаров И.С., Пьянков В.Ы. Концепция ОАО «ТНК» в области создания и эксплуатации ПДГТМ нефтяных месторождений //Нефт. хоз-во. 2002. - № 6. - С.23-26.

28. Дзюба В.И., Рубин Е.И., Никитин В.Т., Баймухаметов Т.К. Оценка технологической эффективности закачки горячей воды на Воядинском месгорождении с помощью математического моделирования/ //Труды Башнипинефти. Уфа, 1993.-Вып.87-С.71-74.

29. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.:- 2004.- 520 с.

30. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: «Недра». 1976.- 248 с.

31. Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Гарифуллина Л.А., Минликаев В.З., Родионов В.П., Тимашев Э.М., Чиняев В.В. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть»/ НТЖ "Нефтепромысловое дело". М.:ВНИИОЭНГ.-2003.-№ 8, С. 33-38.

32. Кашик А.С., Гогоненков Г.Н. О моделировании крупных давно эксплуатирующихся месторождений. / Нефтяное хозяйство. № 7.-2002. — С. 94-99.

33. Костюченко С.В. Математическое, программное и информационное обеспеченибе мониторинга нефтяных месторождений и моделирования нефтяных резервуаров методами декомпозиции. Дисс. докт.техн.наук. Томск, 2000.

34. Костюченко С.В., Зимин С.В. Количественный анализ эффективности систем заводнения на основе моделей линий тока. / Нефтяное хозяйство. № 1. — 2005.-С. 56-60.

35. Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей / Самара: НТЖ «Интервал».-2000.-№6(17).-С.З-7.

36. Леви Б.И. Расчет нефтеотдачи многослойного пласта при неизотермической фильтрации. / Нефтяное хозяйство, № 9. 1972.

37. Леви Б.И., Сурков Ю.В., Зайдель Я.М., Щахмаева А.Г. Методы математического моделирования на ЭВМ процесса заводнения нефтяных месторождений. Уфа: Башнипинефть, 1975.- 52 с.

38. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. — 152 с.

39. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра.-1987.- 247 с.

40. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности / Обзор зарубежной литературы. Серия: Добыча. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1974.-62 с.

41. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

42. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат. -1963.

43. Материалы 2-ой Научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов». М.: ОАО «НК ЛУКойл», 1998.-63 с.

44. Материалы 3-й Научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов». М.: ОАО «НК ЛУКойл», 1999. - 54 с.

45. Минликаев В.З., Родионов В.П. Эффективная разработка залежей нефти терригенного девона Серафимовского месторождения на естественном водонапорном режиме / Сб. науч. Тр. БашНИПИнефть, 1992, С. 136-140.

46. Минликаев В.З., Юсупов Р.Г. Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах месторождений НГДУ «Окгябрьскнефгь» / Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып. 96. Уфа, БашНИПИнефть, 1999, С. 91-99.

47. Минликаев В.З., Солдаткин А.В. Разработка методических приемов, улучшающих качество и достоверность геолого-цифровой модели при работе с ПО RMS/ Сборник докладов Ш-ей Российской конференции пользователей компании ROXAR. Москва. 2002. С.117-119.

48. Минликаев В.З. Математическая модель разработки терригенной толщи нижнего карбона Николо-Березовской площади и некоторые результаты/ Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып. 92. Уфа, БашНИПИнефть, 1997, С. 87-95.

49. Минликаев В.З., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. Критерии оценки эффективности работы нагнетательных скважин и методика расчета/ Сборник научных трудов. Уфа, изд. Башнипинефть, вып. 100,2000, С. 28-36.

50. Минликаев В.З., Чиняев В.В., Баймухаметов Т.К. Комплекс программ для моделирования заводнения нефтяных залежей/ Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып. 96. Уфа, БашНИПИнефть, 1999, С. 87-91.

51. Минликаев В.З., Уразаков К.Р., Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В. Метод расчета забойного давления по динамическому уровню/ Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып. 94. Уфа, БашНИПИнефть, 1998, С. 179-183.

52. Минликаев В.З. и др. А.с. № 1798486. Способ разработки углеводородной залежи, включающий вскрытие пласта скважинами, пересекающими пласт два и более раз с целью контроля за разработкой пласта. Госкомитет СССР по делам изобретений и открытий, 1989 г.

53. Минликаев В.З, Уразаков К.Р. и др. Область применения и подбор компрессоров для откачки газа из затрубного пространства насосных скважин. / Депонировано в ВИНИТИ, № 485 В 99, 15.02.1999, 8 с.

54. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. -Уфа: Гил ем, 1999.

55. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд-во Казанского университета, 2003. - 596 с.

56. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиз-дат, 1956.

57. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий // Труды научно-практической конференции, Бугульма. Казань: Новое издание.- 1998.- 360 с.

58. Проект доразработки Арланского нефтяного месторождения. //Отчет о НИР, рук. Е.В. Лозин, Э.М. Тимашев, В.З. Минликаев, Ю.П. Крашенинников, И.Г. Шарафутдинов, и др. кн. 1-18. Уфа: Фонды Башнипинефть, 2002.

59. РД 39-0147035-214-86 Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. -М., 1986.-253 с.

60. РД 153-39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Минтопэнерго РФ, 2000.- 130 с.

61. Рубинштейн Л.И. Температурное поле нефтяного пласта при тепловой инжекции, осуществляемой путем нагнетания несжимаемой жидкости через единичную скважину. Фонды УфНИИ, 1963.

62. Румянцева Е. А., Акимов Н.И., Дягилева И.А., Зацепин Н.Н. Физико-механические свойства полимерных гидрогелей, применяемых в нефтедобыче. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 .- С. 27-33.

63. Самарский А. А., Михайлов А. П., Математическое моделирование: Идеи. Методы. Примеры. 2-е изд., испр. - М.: ФИЗМАТ ЛИТ, 2002. 320с.

64. Сампиев М.Х.-Б., Гавура А.В., Дзюба В.И., Шаевский О.Ю. Особенности проектирования разработки крупных месторождений с применением компьютерных технологий. / Международный технологический симпозиум. 17-19 марта 2004 г. Москва. 5 с.

65. Сатгаров М.М. Проектирование разработки нефтяных месторождений и планирование добычи нефти ОИ, сер. «Экономика нефтяной промышленности».- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- 45 с.

66. Сатгаров М.М. и др. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. М., 1969.

67. Создание математической модели разработки Сергеевского месторождения: Отчет о НИР/ Башнипинефть. Рук. Родионов В.П., Минликаев В.З., Баймухаметов Т.К. Чиняев В.В. -Дог.3142. Уфа, 1999.- 70 с.

68. Составление ТЭО КИН Кузбаевского нефтяного месторождения: Отчет о НИР/ Башнипинефть. Рук. Гарифуллин А.Ш., Минликаев В.З., Чиняев В.В. -Дог.3326. Уфа, 1999.- 129 с.

69. Составление проекта разработки Кузбаевского нефтяного месторождения: Отчет о НИР/ Башнипинефть. Рук. Гарифуллин А.Ш.,- Минликаев В.З., Чиняев В.В. -Дог.3254. Уфа, 2001.- 362 с.

70. Сопровождение действующих и создание новых математических моделей разработки нефтяных месторождений. Совершенствование программного обеспечения. Отчет о НИР/ БашНИПИнефть. Рук. Минликаев В.З., Чиняев В.В. -Дог.4056. Уфа, 2001.- 62 с.

71. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. - 456 с.

72. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1986. - 308 с.

73. Сургучев М.П., Горбунов А.Т., Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991.- 347 с.

74. Сыртланов В.Р., Кадочникова Л.М., Трушникова О.М. Методика оценки эффективности ГТМ на основе трехмерного гидродинамического моделирования // Нефт. хоз-во. 2002. - № б. - С.38-40.

75. Теоретические, экспериментальные, нефтепромысловые исследования применения полимеров для увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи (отчет) по теме 4273, Б 452110. Башнипинефть, рук.темы: Г.А.Бабалян, И.Ф Рахимкулов, М.Н.Галлямов, Уфа. - 1975.

76. Технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлече-ния залежей нефти Арланского нефтяного месторождения: Отчет о НИР/ Башнипинефть. Рук. Ленчевский А.В., Крашенинников Ю.Н., Шарафутдинов И.Г. кн.2. -Дог.3161. Уфа, 1997.- 272 с.

77. Тимашев Э.М., Кузилов И.А., Столбова Т.М., Панова Р.К. Отчет по теме 1167/П -Проект разработки Арланского нефтяного месторождения; тома I-III.1. Фонды УФНИИ, 1970.

78. Уразаков К.Р., Минликаев В.З., Песляк Ю.А. Экспериментальное исследование трения муфт и штанг о насосные трубы / Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, Уфа, БашНИПИнефть, 1985. С. 16-23.

79. Уразаков К.Р., Минликаев В.З. и др. РД 39-00147275-057-2000 "Методическое руководство по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин", Башнипинефть, 2000,47 с.

80. Уразаков К.Р., В.В.Андреев, Минликаев В.З. и др. Справочник по добыче нефти. Москва, Недра, 2000, 374 с.

81. Уточненный проект разработки Арланского месторождения, отчет / Башнипинефть. Рук . темы : Е.В.Лозин, Ю.Н. Крашенинников, Т.М. Столбова, Ф.М. Ефремов, Б. Б. Сергеев, С.Л. Пономарев и др. -Уфа. 1986. - т. 1-14.

82. Хасанов М.М., Кондаратцев С.А., Исламов Р.А. О методах идентификации модели упругого пласта // НТЖ Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1998.-№ 6.-С.27-31.

83. Хисматуллина Ф.С., Сыртланов В.Р. Сыртланова B.C. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов. / Нефтяное хозяйство. № 1. 2005. - С. 47-51.

84. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: ГТТН, 1963. - 380 с.

85. Шахвердиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Моделирование залежей нефти с позиции системной оптимизации процессов.// Нефт. хоз-во. -2000.-№12-С. 19-22.

86. Шахвердиев А.Х. Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий / Нефтяное хозяйство. -2001. № 5. - С. 44-48.

87. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения //Нефтяная промышленность.-1989. Вып.21 (41).- С. 38-41.

88. Швецов И.А., Бакаев Г.А., Кабо В.Я. и др. Состояние и перспективыприменения полимерного воздействия на пласт// Нефтяное хозяйство.- 1994. № 4. С.37-41.

89. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме Гостоптехиздат. 1959.- 260 с.

90. Юрченко Н.В., Абрамов В.Н., Румянцева Е. А., Манахова И.Л. Результаты внедрения технологии закачки композиций сшивающихся полимерных составов на Архангельском месторождении республики Татарстан. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 .- С. 6-9.

91. Bondor P.L., Hirasaki G.J., Tham MJ. Mathematical simulation of polymer floodingin complex reservoirs // SPE Journal, October 1972.- p.369-382.

92. Murgay Ertekin, Jamal H. Abou-Kassem, Cregory R.King Basic Applied Reservoir Simulation. Henry L. Doherty Memorial Fund of AJME Society of Petrolium Enqineers. Richardson, Texas, 2001, p. 406.

93. Seright R.S. A review of gel placement concepts // New Mexico Nech. PRRC 96-21, July, 1996.-p. 37-40.

94. Stavland A., Kvanvik B.A., Lohne A. Simulation model for presiding placement ofgels // SPE 28600. SPE 69'th Annual Technical Conference, New Orleans, LA, USA, 25-28 September, 1994.-p.387-402.

95. Todd B.J., Willhite G.P., Green D.W. A mathematical model of insitu gelation of polyacrylamide be a redox process // SPE 20215, SPE Reservoir Engineering, 1993, Feb., p. 51-61.

Информация о работе

Минликаев, Владимир Зирякович
кандидата технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Совершенствование методов моделирования, анализа и проектирования доразработки нефтяных месторождений Башкортостана - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы