Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов

Чернокожев, Дмитрий Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов"

003 164732

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ МЕЖСКВАЖШШОГО ПРОСТРАНСТВА НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25 00 10 -«Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 Ш 2008

Дубна - 2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Московской области (ГОУ ВПО МО) «Международный университет природы, общества и человека «Дубна» на кафедре общей и прикладной геофизики

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Хозяинов Михаил Самойлович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Михайлов Николай Нилович

доктор технических наук, профессор Хаматдинов Рафис Такиевич

Ведущая организация ОАО «Самаранефтегаз»

Защита состоится 21 марта 2008 г. в 14 00 в аудитории 1-300 на заседании диссертационного совета Д 800.017 01 при Международном университете природы, общества и человека «Дубна» по адресу 141980 Московская обл, г Дубна, ул Университетская, д 19

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО МО «Международный университет природы, общества и человека «Дубна».

Автореферат разослан 21 февраля 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат биолог ических наук, доцент Каманина И 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность исследования

Полнота добычи запасов нефти из недр — одна из важнейших задач рационального использования природных ресурсов

Современный этап развития нефтяной индустрии характеризуется осложнением условий добычи и эксплуатации большинства нефтяных месторождений

Связано это, как правило, с неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах Вступлением большого числа разрабатываемых высокопродуктивных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся резким ростом обводненности продукции добывающих скважин и интенсивным снижением добычи нефти Основная часть остаточных запасов нефти по ним относится к трудноизвлекаемым (преобладание низкопроницаемых пластов небольшой толщине.1 и неоднородной структуры, высоковязких нефтей и тд.) Подавляющее большинство вводимых в разработку новых нефтяных месторождений приурочено к низкопроницаемым коллекторам и характеризуется сложным геологическим строением, неоднородностью коллектор-ских свойств и фильтрационных параметров продуктивных отложений

Повышение степени выработки запасов можно обеспечить, в частности, путем детального изучения геологического строения и фильтрационной неоднородности межскважинного пространства продуктивных коллекторов Это позволяет прогнозировать и предупреждать причины формирования участков пласта, не охваченных процессом вытеснения нефти и зон опережающего обводнения пласта по высокопроницаемым пропласткам

Для оценки фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства нефтяных пластов наиболее информативными являются методы, отражающие непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позволяющие получить усредненную информационную картину о фильтрационной неоднородности значительной части пласта

Одним из немногочисленных методов изучения фильтрационной неоднородности межскважинного пространства является индикаторный (трассерный) метод — метод изучения фильтрационных потоков с помощью меченых веществ

Основным объектом изучения индикаторного метода является фильтрационная неоднородность межскважинного пространства нефтяной залежи, обобщенный показатель неоднородности, обусловленной особенностями геологического строения пласта (геологическая неоднородность) и неоднородности, вызванной расположением и режимом работы скважин, особенностями воздействия на пласт (технологическая неоднородность)

Совместное использование геолого-геофизических данных и результатов индикаторных исследований позволяет, существенно повысить достоверность знаний о строении нефтяной залежи и количественно оценивать емкостные и фильтрационные параметры трещиноватых и пористых пластов, осуществлять контроль эффективности физико-химического воздействия на пласт Цель диссертационной работы

Создание комплекса методических рекомендаций по интерпретации результатов индикаторных исследований, позволяющего расширить круг решаемых задач при изучении фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных месторождений с помощью меченых веществ.

Основные задачи исследования

1 Установление влияния неоднородности горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время» на основе модельных исследований для двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в стоисто-неоднородном поровом, зонально-неоднородном поровом и трещиновато-поровом пластах для оценки возможностей и определения разрешающей способности индикаторного метода

2 Разработка программного обеспечения (ПО) и создание методики выбора параметров индикаторных исследований, позволяющей рассчитывать начальную концентрацию и необходимое количество меченого вещества, частоту отбора проб и продолжительность исследований

3 Разработка ПО и создание методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели, позволяющей комплексно оценивать объёмы сверхпроницаемых пропла-стков по участкам исследований и пластам в целом

4 Разработка ПО и создание методики оценки адекватности постоянно-действующих геолого-технологических моделей

(ПДГТМ) нефтяной залежи реальному объекту разработки Основными критериями соответствия приняты, гидродинамические связи нагнетательных и добывающих скважин, объемы переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления, оцененные по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований

Научная новизиа Автором впервые

1 Проведены модельные исследования фильтрации меченой жидкости для слоисто-неоднородного порового, зонально-неоднородного порового и трещинно-порового пласта-коллектора с помощью разработанного ПО и показана качественная и количественная степень зависимости кривых «концентрация индикатора -время» от различных видов неоднородности пласта

2 Разработаны принципы и автоматизирован процесс выбора параметров индикаторных исследований фильтрационных потоков (начальной концентрации и необходимого количества меченого вещества, частоты отбора проб и продолжительности исследований)

3 Показана возможность уточнения ПДГТМ залежи нефти по результатам индикаторных исследований.

Основные защищаемые положения

1. Кривая «концентрация индикатора - время» реагирует на любой вид неоднородности пласта. Определение характера неоднородности нефтяных пластов требует дополнительных геолого-геофизических исследований По характеру кривых «концентрация индикатора - время» в промысловых исследованиях представляется возможным выделить несколько независимых пропластков только при условии различия значений фильтрационных параметров меж-скважинного пространства более чем на 20-25%

2 Разработанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов обеспечивает значительное повышение качества интерпретации за счет минимизации ошибки обработки данных и возможность массовых исследований за счет автоматизации первичной интерпретации результатов

3 Уточнение существующей ПДГТМ нефтяной залежи возможно по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований (учет соответствия гидродинамических связей нагнетательных и добывающих скважин и объемов перено-

симой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления) с привлечением данных специального расширенного комплекса ГИС Практическая денность и реализация работы

1 Описанная в диссертационной работе технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов была успешно опробована на 50 участках 9 месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья

2. Показана возможность одновременной закачки 5 различных меченых веществ в 12 нагнетательных скважин и комплексной интерпретации полученных результатов индикаторных исследований, что позволило оценить фильтрационную неоднородность по пласту в целом

3 Разработана программа для ЭВМ "Программный комплекс «ИНДИКАТОР» для гидродинамического моделирования фильтрации меченых жидкостей и интерпретации данных трассерных исследований" [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005611373, 8 июня 2005]

4. Технологический регламент применения индикаторных методов регулирования и контроля разработки нефтяных месторождений разработан и внедрен в двух крупных нефтяных компаниях России

5 Разработана первая редакция проекта национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения Правила индикаторных исследований залежей» (принята за основу на заседание ТК 431 от 15 ноября 2007 г ) Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались

1 на конференции "Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геологических моделей залежей нефти и газа" (Москва, ОАО «ЦГЭ», апрель 2004 г),

2 на межвузовской научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука - образование - отрасли народного хозяйства - профессия (потенциал Подмосковья)» (Дубна, Университет «Дубна», март 2005 г )

3 на XIII научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2006 г ),

4 на 5 Пленуме Самарского областного правления научно-технического общества нефтяников и газовиков им. ИМ Губкина (Самара, ОАО «Самаранефтегаз», январь 2007 г ),

5 на XIV научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых ученых (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2007 г );

6. на Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень-2007» (Тюмень, декабрь 2007)

Публикации

Основные положения диссертации изложены в 7-ми печатных работах, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК [1, 2,

4].

Объём и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, заключения и библиографии, включающей 128 наименований Изложена на 141 странице, включая 49 таблиц и 47 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность д.т.н., проф. Хо-зяинову М С (Университет «Дубна») за научное руководство, постоянные научные консультации, помощь в постановке и проведении исследований.

Автор выражает признательность д.т н , проф. Соколовскому ЭВ (РГУНГ им. ИМ Губкина) за содействие в проведении ряда научно-исследовательских работ

Автор благодарит к.т.н. с н с Тренчикова Ю И (ВНИИгеосистем), д ф -м н, проф. Пергамент А X., Марченко Н.А (ИПМ им МВ Келдыша РАН) помощь и научные консультации которых способствовали успешному решению поставленных задач

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы и темы исследования, определены объект, цели и задачи исследования, раскрыты научная новизна работы и ее практическая ценность, приведены основные этапы реализации и апробации работы; сформулированы основные положения, выносимые на защиту

Первая глава состоит из трех разделов

Первый раздел посвящен описанию возможностей, области применения и условиям применимости индикаторного метода ис следования фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных месторождений

Второй раздел посвящен истории развития индикаторных методов в нашей стране и за рубежом

Большой вклад в создание теоретических и технологических основ индикаторных методов изучения межскважинного пространства внесли ведущие отечественные ученые, среди которых Антонов Г П, Байков У.М, Букин И И, Веселов M В , Герасименко Ю.В , Зайцев В И, Звягин Г А, Иванкин В.П, Иванов В С., Ильяев В В , Киляков В Н., Кощеев И.Г, Кузьмина Г И., Кузьмин Ю А, Макаров M С , Михайлов H H., Мурадян А В , Овцын О П, Пинкен-зон Д Б , Полищук A M , Сеночкин П Д, Сойфер В.Н., Соколовский Э В , Соловьёв Г.Б., Султанов С А., Суркова Л M, Тренчиков Ю И, Трофимов А.С , Филиппов В П, Финкелыытейн Я.Б., Хозяинов M С , Хромов А П, Челокьян Р С , Чернорубашкин А И, Чижов С И, Шимелевич Ю С , Юдин В.А и др

Из зарубежных учёных вопросами индикаторных исследований межскважинного пространства занимались Archer J S , Bischoff К В , Baldwin D E , Bngham W.E , Daltaban T S , Dovan H.T., Ellington RT., Hutchms RD., Landau L., Sandiford B.B, Sato К, Wheelet VJ и др

Третий раздел посвящен анализу современного состояния индикаторных исследований

Достаточно большое число сервисных компаний, научно-исследовательских и производственных институтов проводят закачку индикаторов и предоставляют рекомендации по контролю заводнения нефтяных пластов по результатам интерпретации данных индикаторных исследований ЗАО «ВолгоградНИПИнефть», ЗАО «УфаНИПИнефть», МАНТС «Геоинформатика», ОАО «Ойл Техно-лоджи Оверсиз», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «СевКавНИПИгаз», ОАО «CK «Черногорнефтеотдача», ОАО «Татнефть», ООО «Вен-сис», ООО «ИТ-Сервис», ООО «НИИ СибГеоТех», ООО «Новые технологии-Сервис» и др

Современные индикаторные исследования (за последние 10 лет) в нефтепромысловой практике заняли достойное место методов регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей.

Однако, практически все работы в области интерпретации индикаторных исследований основаны на уже существующих методических рекомендациях (РД 39-014-7428-235-89) и технология подготовки, проведения и интерпретации индикаторных исследований не претерпевала изменений с 1989 года.

В этой связи актуальность результатов исследований, полученных в рамках данной диссертационной работы, становится очевидной, поскольку это позволяет вывести интерпретационную составляющую индикаторных исследований на более высокий уровень и расширить круг решаемых задач

Вторая глава состоит из трёх разделов и посвящена модельным исследованиям влияния неоднородности горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время» с целью оценки возможностей и определения разрешающей способности индикаторного метода

В рамках диссертационной работы проведено моделирование фильтрации индикаторов для различных случаев (более 40) геологической неоднородности и технологических особенностей разработки нефтяных месторождений

1 произвольное и геометрически правильное зональное распределение различных значений пористости и проницаемости по пласту,

2. включение непроницаемых, низкопроницаемых и аномально высокопроницаемых участков и зон;

3 задание трещиноватости порового пространства вдоль, поперек и под углом к направлению фильтрации,

4. моделирование фильтрации индикатора для одной нагнетательной и одной добывающей скважин,

5 моделирование фильтрации индикатора для произвольного количества и расположения нагнетательных и добывающих скважин,

6 моделирование фильтрации для произвольного числа индикаторов

Для оценки влияния неоднородности горных пород на продвижение оторочки меченой жидкости по пласту и изменения выходной кривой «концентрация индикатора - время» автором разработано ПО, включающее-

• ядро гидродинамического симулятора двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости по слои-

сто-неоднородному поровому, зонально-неоднородному поровому и трещиновато-поровому пластам-коллекторам;

• модуль обработки полученных результатов (визуализация продвижения оторочки меченой жидкости от нагнетательных к добывающим скважинам; получение расчетных кривых «концентрация индикатора - время», «количество индикатора - время»),

В первом разделе проводится количественный и качественный анализ влияния слоистой и зональной неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время».

Наиболее типичные случаи моделирования воды, нефти и оторочки меченой жидкости для слоисто-неоднородного поровогс» пласта-коллектора, рассмотренные в разделе, представлены в таблице (таблица 1). Проведено моделирование фильтрации индикатора по двухслойному пласту для различных значений проницаемости 2-го слоя при постоянном значении проницаемости 1-го слоя. Получены зависимости концентрации индикатора от времени для всех 6-ти случаев (рис. 1).

таблица 1 Схема послойной фильтрационной неоднородности исследуемого ___модельного пласта _ _

i скв 1 скв 2

X /

слой 1 / 7

» слой 2 / У

скв1 - нагнетательная скважина; скв2 — добывающая скважина.

1 - К2=К1 (однородный пласт);

2 - К2 на 10% больше К,

3 - К2 на 15% больше Кь

4 - К2 на 20% больше К,

5 - К2 на 25% больше К^

6 - К2 на 30% больше Кь

К!: К2 - проницаемости 1 и 2 слоев соответственно.

Как видно из рисунка (рис. 1), кривые даже качественно существенно различаются между собой, т.е. индикаторный метод чувствителен даже к незначительным изменениям фильтрационных особенностей пласта. Однако, при промысловых исследованиях необходимо решение обратной задачи (по виду кривой «концентрация индикатора - время» определить фильтрационные параметры исследуемого нефтяного объекта). Очевидно, что порция индикатора, фильтруемого по 2-му, более проницаемому, слою для случаев 2-6 (таблица 1) должна прийти в добывающую скважину с определённым опережением (это видно и из рис. 1). Например, для случая 6, когда проницаемость 2-го слоя на 30% выше проницаемости 1-го, возможно определить приход индикатора по двум независимым

слоям пласта даже визуально (2 экстремума на кривой соответствуют поступлению индикатора по двум независимым слоям).

рис. 1 Модельное изменение концентрации индикатора в воде, извлекаемой на поверхность добывающей скважиной для различных случаев послойной фильтрационной неоднородности (таблица 1)

время, прошедшее от начала ввода в пласт индикатора (сут.)

Проведенные исследования, с целью количественной оценки степени чувствительности кривых «концентрация индикатора - время» на слоистую неоднородность, показали, что кривые начинают реагировать уже при разнице в проницаемости слоёв в 2.0% (рис. 2). С увеличением значений проницаемости 2-го слоя на кривой 4 первой была зафиксирована точка перегиба, которая соответствует приходу максимальной порции индикатора по 1 -ому слою.

рис. 2 Чувствительность кривых "концентрация индикатора - время" на слоистую неоднородность пласта (таблица 1)

Наиболее типичные случаи моделирования воды, нефти и оторочки меченой жидкости для зонально-неоднородного порового ■ пласта-коллектора, рассмотренные в разделе, представлены в табли цах (таблица 2, таблица 3).

таблица 2 Схема зональной фильтрационной неоднородности исследуемого модельного пласта. Модельное изменение концентрации индикатора в воде, извлекаемой на поверхность добывающей скважиной (кривая 1 — однородный

Проведено моделирование фильтрации индикатора по зонально-неоднородному пласту при наличие в центре участка полностью непроницаемой зоны (таблица 2). Качественный анализ показал, что индикатор позднее появляется в добывающей скважине (так как воде приходится подходить к ней по более длинному пути) и увеличивается максимальная концентрация индикатора, так как разбавление происходит в меньшем поровом объёме пласта. В качестве базы сравнения использованы результаты моделирования фильтрации индикатора по однородному по проницаемости пласту. Качественно же кривые «концентрация индикатора - время» для обоих рассмотренных случаев не различаются. Эти результаты показывают, что кривые «концентрация индикатора - время» реагируют на неоднородность в пласте, но по виду кривых в реальном промысловом эксперименте вряд ли возможно выделять неоднородные зоны, а возможно рассчитывать только усреднённые фильтрационные параметры в целом по исследуемой площади.

Проведено моделирование фильтрации индикатора по зонально-неоднородному пласту при расположении зон с различными значениями проницаемости параллельно направлению основных фильтрационных потоков (таблица 3). Получены зависимости концентрации индикатора от времени для всех 6-ти случаев (рис. 3).

Подобное разделение зон выбрано не случайно, а с целью «сымитировать» характер слоистой фильтрационной неоднородности.

таблица 3 Схема зональной фильтрационной неоднородности исследуемого

модельного пласта

{ зона 1 1 1 - К2=К1 (однородный пласт); 2 - К2 на 10% больше К,;

1скв 1 скв 2J 1 1 3 - К2 на 15% больше Кь

1 ■ИМИ * 4 - К2 на 20% больше Кь

■в 5 - К2 на 25% больше Кь

ИИКШц 6 - К2 на 30% больше Кь К], К2 - проницаемости 1 и 2 зон соответственно.

' скв1 — нагнетательная скважина; 1 скв2 — добывающая скважина.

Как видно из рисунка (рис. 3), кривые так же, как и для случая слоистой неоднородности (рис. 1) качественно различаются между собой, т.е. подтверждается факт, что индикаторный метод чувствителен даже к незначительным изменениям фильтрационных особенностей пласта. Дальнейшие рассуждения здесь абсолютно аналогичны примеру слоистой неоднородности пласта (таблица 1) с той лишь разницей, что фильтрация индикатора шла не по слоям, а по зонам различной проницаемости.

рис. 3 Модельное изменение концентрации индикатора в воде, извлекаемой на поверхность добывающей скважиной для различных случаев зональной

рис. 4 Чувствительность кривых "концентрация индикатора - время" на зональную неоднородность пласта (таблица 3)

I . i 5

!: i l ¡: i5

80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280

время, прошедшее от нахала ввода в пласт имдикзтора (суг.)

Проведенные исследования, с целью количественной оценки степени чувствительности кривых «концентрация индикатора - время» на зональную неоднородность, показали, что кривые начинают реагировать уже при разнице в проницаемости зон в 15% (рис. 4). С увеличением значений проницаемости 2-ой зоны на кривой 3 первой была зафиксирована точка перегиба, которая соответствует приходу максимальной порции индикатора по 1 -ой зоне.

Рассматриваемые в данном разделе модельные примеры позволили дать качественную и количественную оценку влияния неоднородности пластов на характер кривых «концентрация индикатора - время» и, тем самым, определить разрешающую способность индикаторного метода при проведении промысловых исследований. Обосновать (с учётом погрешности измерений в реальных промысловых исследованиях), что несколько независимых пропластков по виду кривых поступления индикатора в добывающую скважину можно уверенно различать при разнице в проницаемостях более 2025%.

Во втором разделе проводится качественный анализ воздействия трещиноватости горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время».

Наиболее типичные случаи моделирования воды, нефти и оторочки меченой жидкости для трещиновато-порового пласта-коллектора, рассмотренные в разделе, представлены в таблице (таблица 4).

случай 1 .Трещины расположены поперек направлению фильтрации

скв1

скв 2

случай 2.Трещины расположены вдоль направления фильтрации

СКВ1

скв 2

случай 3.Трещины расположены под углом к направлению фильтрации

СКВ1

СКВ 2

скв! - нагнетательная скважина;скв2 — добывающая скважина.

таблица 5 Зависимость концентрации индикатора в добываемой воде от вре-__мени для различных случаев трещиноватости (таблица 4)__

| З.£й«$ 1 У.1»

«хж.-0.002

случаи

* % £ ч

случай 2

0,044

0.043 0,04 0.033-йозе

0.034 | 0.032

а о.оз |о.озе -

|0.02<5 I 0.024 \ 0.022 § 0,02 | 0.019 5 0.016 : 54 0.014 0.012 0.01 0,008 : о.оое !

0.004 • 0,002

с*»*« мч с«

£0,0044

IГ

случай 3

Результаты моделирования для системы трещин, расположенной поперек направлению фильтрации (случай 1, таблица 4) показали, что фильтрация происходит как в поровом коллекторе (случай 1, таблица 5). Увеличение числа трещин в этом случае фактически эквивалентно увеличению порового объёма пласта и увеличению его эффективной проницаемости.

Когда трещины расположены вдоль направления фильтрации (случай 2, таблица 4), индикатор поступает в добывающую скважину по системе трещин (случай 2, таблица 5), но определить в промысловом эксперименте характер и направленность системы трещин не представляется возможным.

Моделирование для случая, когда система трещин находится под углом к направлению фильтрации (случай 3, таблица 4) показывает смещение основного фронта нагнетания в сторону направлен-

ности трещин (рис. 5), т.е. увеличивается истинный путь фильтрации нагнетаемой воды. При этом индикатор выходит одной порцией, как если бы он двигался по поровому коллектору (случай 3, таблица 5).

рис. 5 Последовательные положения оторочки меченой воды в пласте при движении от нагнетательной к добывающей скважине (случай 3, таблица 4)

В третьем разделе приведены основные выводы по результатам исследований, описанным во второй главе.

Сформулировано первое защищаемое положение: кривая «концентрация индикатора - время» реагирует на любой вид неоднородности пласта. Определение характера неоднородности нефтяных пластов требует дополнительных геолого-геофизических исследований. По характеру кривых «концентрация индикатора -время» в промысловых исследованиях представляется возможным выделить несколько независимых пропластков только при условии различия значений фильтрационных параметров межскважинного пространства более чем на 20-25%..

Третья глава состоит из семи разделов.

Первый раздел посвящен описанию последовательности основных операций технологии проведения промысловых индикаторных исследований межскважинного пространства и подробно рассмотрены те этапы технологического цикла, которые были усовершенствованы или изменены в рамках проведенных исследований:

1. Выбор объекта индикаторных исследований, нагнетательных и подконтрольных добывающих скважин.

2. Постановка решаемой задачи.

3. Сбор и анализ необходимых геолого-промысловых данных.

4. Выбор индикаторов.

5. Определение объема меченой жидкости, начальной концентрации и суммарного количества индикатора.

6 Определение необходимой частоты регистрации индикатора и продолжительности исследований

7 Техническая подготовка выбранного объекта индикаторных исследований

8 Техническая подготовка нагнетательных и подконтрольных добывающих скважин

9 Отбор фоновых проб продукции на добывающих скважинах

10 Приготовление меченой жидкости

11. Закачка в пласт меченой жидкости

12 Отбор проб жидкости из подконтрольных добывающих скважин

13. Подготовка проб для анализа

14. Физико-химический анализ проб воды на присутствие индикатора

15 Интерпретация данных индикаторных исследований Усовершенствование технологии осуществлено.

• В части интерпретации результатов (пункт 15), что позволило расширить область решаемых задач (пункт 2): комплексно оценивать объемы сверхпроницаемых пропластков по участкам исследований и пластам в целом, оценивать адекватность с возможностью уточнения ПДГТМ нефтяных залежей по результатам интерпретации индикаторных исследований В следующих разделах этот вопрос подробно рассмотрен

• К обязательному перечню геолого-промысловых данных (пункт 3) рекомендован анализ существующих геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти

• Для расчетов необходимых параметров индикаторных исследований (пункт 5,6) предложена соответствующая методика В следующих разделах этот вопрос подробно рассмотрен

• Пункты 10, 11, 12, 13 приведены в соответствие с действующими требованиями по соблюдению правил безопасности при проведении геофизических работ и охраны недр

• Для осуществления физико-химического анализа (пункт 14) рекомендована аппаратура и приборы, отвечающие современным требованиям и стандартам

Усовершенствование технологии проведения индикаторных исследований, анализ собственных и полученных другими авторами

результатов проведения и интерпретации данных индикаторных исследований позволил автору совместно с проф Хозяиновым М С и проф Соколовским Э В разработать

• Технологический регламент применения индикаторных методов регулирования и контроля разработки нефтяных месторождений

• Проект национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения Правила индикаторных исследований залежей»

Второй раздел посвящен описанию возможностей разработанного ПО и созданной методики выбора параметров индикаторных исследований фильтрационных потоков, с целью более качественной реализации технологического цикла индикаторных исследований, включающей определение в автоматическом режиме:

• усредненных параметров участка, необходимых для выбора исходных данных индикаторных исследований,

• начальной концентрации меченого раствора,

• коэффициента разбавления начальной концентрации индикатора в ходе исследований,

• объёма и количества закачиваемого меченого раствора,

• продолжительности индикаторных исследований,

• частоты отбора проб

Методика была опробована при подготовке и проведении индикаторных исследований на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья, что позволило минимизировать расход индикатора и оптимизировать время проведения исследований и график отбора проб и, таким образом, достигнуть экономического эффекта за счет минимизации эксплуатационных расходов при проведении промысловых индикаторных исследований.

Третий раздел посвящен описанию возможностей разработанного ПО и созданной методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинно-го пространства нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели для комплексной оценки объемов сверхпроницаемых про-пластков по участкам исследований и пластам в целом.

В современном мире информационно-аналитические и информационно-измерительные системы стали неотъемлемой частью нефтяной промышленности

Общемировые тенденции в этом направлении показывают, |то основная задача на данном этапе — это максимальная авгомати-ация процесса регистрации, сбора, подготовки, обработки, интер-ретации и хранения данных результатов различных исследований.

С учетом современных компьютерных мощностей и с целью максимальной автоматизации процесса обработки кривых «концен-рация индикатора - время», автором специально разработано ПО ля гидродинамического моделирования двухфазной фильтрации 'оды, нефти и оторочки меченого вещества для неоднородного по-1ового пласта-коллектора, включающее:

I • ядро гидродинамического симулятора фильтрации оторочи меченой жидкости в неоднородном пласте-коллекторе;

• модуль полностью автоматической обработки кривых концентрация индикатора - время» (анализ кривой, выделение мак-имумов, запуск ядра гидродинамических расчетов, сравнение экспериментальной и расчетной кривых, корректировка фильтрационных параметров пласта, повторные расчеты и т.д.).

• модуль расчёта объёмов сверхпроницаемых пропластков комплексно для участка исследований или нефтяного пласта в це-юм.

В общем виде этапы реализации методики автоматической :оличественной интерпретации результатов индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов с возможностью ручной корректировки данных представлена на рис. 6.

1 рис. 6 Схема этапов реализации методики автоматической количественной интерпретации результатов индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов

.....шА

режимы В8ОД5 к о6ра5ош данных: агтишичэекий реташ

} ручной рзя®«

Ручной режим ввода предусмотрен только для задания ис-одных данных и корректировки параметров пласта (уточнение чис-

ла пропластков на экспериментальной кривой «концентрация индикатора - время» ), если в автоматическом режиме не представляется возможным однозначно определить условное число пропластков в исходном пласте-коллекторе (по числу пиков, числу перегибов и общему виду экспериментальной кривой).

Применение рассмотренной в данном разделе методики позволяет в значительно более короткие сроки оценить эффективность выбранного физико-химического воздействия на пласт путём проведения индикаторных исследований до и после воздействия. В четвёртом разделе описаны результаты апробации методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов.

Приведен пример комплексной интерпретации результатов индикаторных исследований для участка нефтяного пласта на одном объекте Западной Сибири.

Исследование проводилось на участке с одной нагнетательной и тринадцатью добывающими скважинами.

рис. 8 Воздействие нагнетательных скважин на обводнённость добывающих на участке пласта

рис. 7 Распределения нагнетаемой воды по участку пласта

Применение разработанной методики позволило в полностью автоматическом режиме рассчитать:

• фильтрационные параметры межскважинного пространства для нагнетательной скважины и каждой добывающей скважины;

• распределение нагнетаемой воды (рис. 7) и воздействия нагнетательной скважины на обводнённость добывающих (рис. 8) по всему участку нефтяного пласта.

Полученные результаты позволили оценить объёмы сверхпроницаемых пропластков в целом по участку нефтяного пласта.

Пятый раздел посвящен описанию возможностей разработанного ПО и созданной методики оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки Основными критериями соответствия приняты, гидродинамические связи нагнетательных и добывающих скважин, объемы переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления, оцененные по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований

Неотъемлемой составляющей современной нефтяной индустрии является построение и поддержка геолого-гидродинамических ЗБ моделей нефтяных залежей

На сегодняшний день гидродинамическое моделирование выступает уже в роли нового метода изучения изменения нефтена-сыщенности, дополняющего результаты прямых оценок в скважинах, т е использование информационно-аналитических систем стало новым способом изучения нефтяных объектов разработки

Анализ собственных и полученных другими авторами результатов индикаторных исследований, показывает, что на ряде нефтяных месторождений объем переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления от нагнетательных к добывающим скважинам достигает 10-15% и выше

Для ряда месторождений эта проблема не существенна. Для некоторых нефтяных месторождений обводненность добывающих скважин, за счет перемещения воды с аномально высокими скоростями, достигает 30-40% и выше.

Проведенные автором исследования показали, что некоторые существующие адаптированные гидродинамические модели нефтяных месторождений не в полной мере учитывают фильтрацию флюидов на аномально высоких скоростях, тем самым недостаточно адекватны реальному объекту разработки

С целью возможности оценки адекватности ПДГТМ залежи нефти реальному объекту разработки по результатам модельных и промысловых индикаторных исследований, было специально разработано ПО для экспресс-анализа и первичной интерпретации результатов индикаторных исследований и гидродинамического ЗО моделирования пластовых систем типа нефть/вода и индикатор для коллекторов сложной структуры.

• модуль автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках

слоисто-неоднородной модели (описан в третьем разделе данной главы);

• ядро гидродинамического симулятора трехмерной двухфазной фильтрации индикатора для коллекторов сложной структуры (совместно с проф. Пергамент А.Х., Марченко H.A. и др.);

• модуль сравнительного анализа промысловых (по результатам интерпретации данных промысловых индикаторных исследований) и модельных (по результатам моделирования на существующей адаптированной фильтрационной модели пласта) кривых «количество извлечённого индикатора - время» для каждой добывающей скважины.

рис. 9 Схема этапов реализации методики оценки адекватности ЦЦГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований

Дани,.«

индикэториьк исследований

БД ПДГТМ

|| <в|

£ И £ I

Дэыьь ie по истооии баригнт

разработки адаптированной

месторождения фильтрационной

модели

Оцекка объёмов сверхпроницаемых

_проплаеткое _

Анализ крнвь к «концентрация индикатора - время», «количество индикатора - время»

Анализ распределения нагнетаемой воды

Анализ воздействия нагнетательных скважин на обводненность добьвакхцих

Уточненный вариант Фильтрационной модели

JTX

Сравнение промысловых и модельных фивых «количество индикатора - время»

Адаптация Фильтрационной модели

FaQ45t фильтрационньв< параметров вь кхжопроницаемь IX пропластков

Действие при удовлетворительных результатах на предыдущем шаге

Действие при неудовлетворительных результатах на предыдущем шаге

Для выполнения действия необходимы дополнительные исследования

Основные этапы реализации методики оценки адекватности ПДГТМ представлены на рис 9"

1 Промысловые индикаторные исследования

2 Оценка объемов сверхпроницаемых пропластков

2 1 Расчёт промысловых кривых «количество извлеченного индикатора - время» для каждой контрольной добывающей скважины

2 2 Анализ распределения нагнетаемой воды и воздействия нагнетательных скважин на обводнённость добывающих скважин Если по результатам второго этапа общий объем нагнетаемой воды, перемещаемой в пласте на аномально высоких скоростях (свыше 5 м/сут), оказывается достаточно высоким (более 8-10%), то этот факт определяет необходимость оценки адекватности существующей ПДГТМ нефтяной залежи

3 Оценка адекватности существующей ПДГТМ нефтяной залежи.

3 1 Гидродинамическое моделирование процесса фильтрации воды, нефти и индикатора на существующей гидродинамической модели

3 2 Расчет модельных кривых «количество изв леченного индикатора - время» для каждой добывающей скважины

3 3.Сравнение промысловых и модельных кривых «количество извлеченного индикатора - время».

Если среднеквадратичное отклонение модельных и промысловых кривых «количество извлеченного индикатора - время» не превышает 10% делается вывод о том, что существующая гидродинамическая модель соответствует реальному объекту разработки в пределах допустимой погрешности, т е адекватна В противном случае необходимо уточнение существующей ПДГТМ залежи нефти

4 Расчет усредненных фильтрационных параметров сверхпроницаемых пропластков (значения эффективной проницаемости, объема и производительности) с целью возможности уточнения гидродинамической модели исследуемого объекта.

Включение выделенных сверхпроницаемых пропластков в существующую ПДГТМ и адаптация фильтрационной модели требует проведения специального расширенного комплекса ГИС для возможности привязки пропластков по глубине разреза скважин

Стоит также отметить, что при длительных индикаторных исследованиях возможно и уточнение фильтрационных параметров основной мощности пласта

В шестом разделе описаны результаты апробации методики оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований.

Описанная методика была опробована на одном нефтяном месторождении Западной Сибири (задействовано более 40% нагнетательного и более 70% добывающего фонда скважин, 5 различных индикаторов закачаны в 12 нагнетательных скважин)

По результатам первичной интерпретации промысловых индикаторных исследований установлено, что 13% нагнетаемой в 12 (из 28-ми) скважин воды перемещается в пласте на аномально высоких скоростях (свыше 15 м/сут).

Данные интерпретации модельных индикаторных исследований были получены путем моделирования фильтрации воды, нефти и индикаторов на существующей фильтрационной модели Эти результаты сравнивались с данными интерпретации промысловых индикаторных исследований

В результате применения описанной методики'

• выявлены участки интенсивного обводнения добывающих скважин (рис 10), не учтенные в фильтрационной модели,

• показано несоответствие модельных и промысловых скоростей и объёмов перемещения флюидов,

• определены зоны несоответствия реальных и модельных гидродинамических связей скважин на высоких скоростях фильтрации,

• определены фильтрационные параметры условного высокопроницаемого пропластка (Таблица 6)

рис. 10 Воздействие нагнетательных скважин на обводнённость добывающих. Западная Сибирь. Тестовое месторождение. Пласт Ю1.

■Л

"119

1320

таблица 6 Фильтрационные параметры условного высокопроницаемого пропластка. Западная Сибирь. Тестовое месторождение. Пласт Ю1

карта изопахит

.170

♦112 +10! «111 ,119 „ ............................... '51

V »110 «126

карта зональной неоднородности по проницаемости

.170

+101 „„ ">0

+101 .98 ♦112 4105 .111 ,119

♦К». .104 „, .....

■ ♦11° +118 .«9 ■ • • .103 »133

Г -109 -иг .126

.103 +116 ...

«97 'т И15 ,„ Щ?

.1280 «123 >ш

« .1» ♦«=> +152

•1200С -11000 -10000 -3000 ■8000 -7000 -6000 •5000 -«ООО -3000 •2000 -1000

' ♦13/:------

- «106- 1114 ' . - +152

• .199 #151 ;

.128 >159 4256 .201 «.120 ^ ''Щ^««*«

- «145 • " - 4127 в134

/ .212- -

' < ... - ?212 Л*» 4 / • ; ♦■1270 ,

«307 .-«>299 4141 «66 «б?.. '

- • :: - - - '«214 ^¿г — /

.202 ^Ж/ ' '.161 «1« „„.

,■.:■■: ■ .-.-ЛЯ®«-.. « " «1320 „(Я

........Щ

«418

«173

.221

•21? .227

«228

♦153 +160, .187

.42«

.182

♦223

«222

-«31

♦229

+232 •241 .236 •243

♦230

♦233

В седьмом разделе приведены основные выводы по результатам исследований, описанным в третьей главе

Сформулировано второе защищаемое положение1 разработанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов обеспечивает значительное повышение качества интерпретации за счет минимизации ошибки обработки данных и возможность массовых исследований за счет автоматизации первичной интерпретации результатов.

Сформулировано третье защищаемое положение- уточнение существующей ПДГТМ нефтяной залежи возможно по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований (учет соответствия гидродинамических связей нагнетательных и добывающих скважин и объемов переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления) с привлечением данных специального расширенного комплекса ГИС

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Усовершенствована технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов.

1 1 Разработано методическое обеспечение на основе моделирования двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в слоисто-неоднородном поровом, зонально-неоднородном поровом и трещиновато-поровом пластах Определены возможности и разрешающая способность индикаторного метода.

1 2 Создана методика выбора параметров индикаторных исследований (начальной концентрации и необходимого количества меченого вещества, частоты отбора проб и продолжительности исследований) Позволяет достигнуть экономического эффекта путем минимизации эксплуатационных расходов при проведении полевых индикаторных исследований

1 3 Создана методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели Позволяет количественно оценивать объемы сверхпроницаемых пропластков в комплексе по участку исследований и по пласту в целом

1 4 Создана методика оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных Позволяет уточнять существующую ПДГТМ залежи нефти (при условии привлечения данных специального расширенного комплекса ГИС)

1.5 Разработана программа для ЭВМ "Программный комплекс «ИНДИКАТОР» для гидродинамического моделирования фильтрации меченых жидкостей и интерпретации данных трассерных исследований" [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005611373, 8 июня 2005].

1 6. Разработан технологический регламент применения индикаторных методов регулирования и контроля разработки нефтяных месторождений

1 7 Разработана первая редакция проекта национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения Правила индикаторных исследований залежей»

2 Усовершенствование технологии индикаторных исследований позволило расширить круг решаемых задач при изучении фильтрационных потоков с помощью меченых веществ

3 Описанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов была успешно опробована на 50 участках 9 месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих

работах:

1 Данилова Е А., Чернокожее Д А Применение компьютерной технологии экспресс-анализа и интерпретации результатов трас-серных исследований для определения качества выработки нефтяных пластов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело»-httpV/www.ogbus ru/authors/Damlova/Damlova 1 pdf, 2007,

2 Хозяинов М С , Чернокожев Д А Компьютерное моделирование фильтрации меченой жидкости с целью уточнения геологической модели эксплуатируемого нефтяного пласта // Каротажник -2004 -№ 116-117,

3 Хозяинов М С , Чернокожев Д А. Трассерные фильтрационные исследования нефтяных залежей с целью уточнения гидродинамической модели пласта // Сборник трудов кафедры общей и прикладной геофизики Университета «Дубна» М . РАЕН, 2007,

4 Чернокожее ДА Интерпретация результатов компьютерного моделирования фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости для зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного нефтяного пласта-коллектора // Геоинформатика — 2004 - №1,

5 Чернокожее Д А Использование меченых жидкостей для изучения и контроля разработки нефтяных залежей // «Наука - образование - отрасли народного хозяйства - профессия (потенциал Подмосковья)» тезисы докладов межвузовской научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых ученых Дубна Университет «Дубна», март 2005,

6 Чернокожее ДА Оценка адекватности фильтрационных моделей по результатам трассерных исследований // Компьютерный сборник тезисов Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень-2007» Тюмень, декабрь 2007,

7 MS Khozyamov, D A Chernokozhev Simulation of tracer filtration for investigation and production control at oil reservoirs // XXI International Symposium on Nuclear Electronics & Computing (NEC2007), Varna, Bulgaria Abstracts - Dubna JINR, 2007,

Соискатель

Чернокожев Д A

Подписано в печать 07 02.2008 г. Формат 60x84/16 Печать на ризографе. Уел печ л 1,61 Уч.-изд л

1,41 П

_Тираж 100 экз. Заказ № / _

ГОУ ВПО МО «Международный университет природы, общества и

человека «Дубна» 141980 г Дубна, Московская область, ул Университетская, 19

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чернокожев, Дмитрий Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 ИНДИКАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ МЕЖСКВАЖИННОГО ПРОСТРАНСТВА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

1.1 возможности, область применения, условия применимости индикаторного метода.'.

1.2 История развития индикаторных методов.

1.3 Анализ современного состояния индикаторных методов.

ГЛАВА 2 МОДЕЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДВУМЕРНОЙ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ МЕЧЕНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНОГО ПОРОВОГО, ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОГО ПОРОВОГО И ТРЕЩИНОВАТО-ПОРОВОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА.

2.1 Анализ воздействия слоистой и зональной неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время».

2.1.1 Математическая постановка задачи моделирования фильтрации оторочки меченой жидкости по слоисто-неоднородному поровому и зонально-неоднородному поровому пластам.

2.1.2 Возможности разработанного ПО для моделирования фильтрации меченой жидкости по слоисто-неоднородному поровому и зонально-неоднородному поровому пластам.

2.1.3 Количественная оценка влияния слоистой неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время».

2.1.4 Качественная оценка влияния зональной неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время».

2.1.4.1 Моделирование фильтрации меченой воды для случая одной нагнетательной, одной добывающей скважин и одного индикатора.

2.1.4.2 Моделирование фильтрации меченой воды для случая двух нагнетательных, двух добывающих скважин и двух индикаторов.

2.1.4.3 Моделирование фильтрации меченой воды для случая нескольких индикаторов и произвольного расположения скважин.

2.1.4.4 Обзор результатов моделирования фильтрации индикатора по зонально-неоднородному пласту в работах иностранных учёных.

2.1.5 Количественная оценка влияния зональной неоднородности на характер кривых «концентрация индикатора - время».

2.2 Анализ воздействия трещиноватости горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время».

2.2.1 Математическая постановка задачи моделирования фильтрации оторочки меченой жидкости по трещиновато-поровому пласту.

2.2.2 Возможности разработанного ПО для моделирования фильтрации меченой жидкости для трещиновато-поровых коллекторов.

2.2.3 Качественная оценка влияния трещиноватости поровых коллекторов на характер кривых «концентрация индикатора - время».

2.3 Выводы.

ГЛАВА 3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

3.1 Совершенствование и изменение основных этапов технологических операций при проведении промысловых индикаторных исследований.

3.2 Методика выбора параметров индикаторных исследований фильтрационных потоков.

3.2.1 Оценка усредненных параметров участка, необходимых для выбора параметров индикаторных исследований.

3.2.2 Определение начальной концентрации меченого раствора.

3.2.3 Определение коэффициента разбавления начальной концентрации индикатора в ходе исследований.

3.2.4 Определение величины объема и количества закачиваемого меченого раствора.

3.2.5 Определение продолжительности индикаторных исследований.

3.2.6 Определение частоты отбора проб.

3 .3 Методика автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов.

3.3.1 Автоматическое определение фильтрационных параметров участка нефтяного пласта

3.3.1.1 Модуль обработки исходных данных.

3.3.1.2 Определение числа однородных пропластков.

3.3.1.3 Моделирование процесса фильтрации оторочки меченой жидкости.

3.3.2 Модуль расчёта объёмов сверхпроницаемых пропластков комплексно для участка исследований или нефтяного пласта в целом.

3.3.2.1 Анализ распределения нагнетаемой воды.

3.3.2.2 Анализ воздействия процесса заводнения на обводненность.

3.4 Апробация методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных пластов.

3.4.1 Описание выделенного для исследования участка с нагнетательной скважиной №127.

3.4.2 Рассчитанные в автоматическом режиме фильтрационные параметры для участка с нагнетательной скважиной №127.

3.5 Методика оценки адекватности ИДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований.

3.5.1 Описание входных и выходных данных для разработанного гидродинамического симулятора.

3.5.2 Оценка адекватности ПДГТМ залежи нефти реальному объекту.

3.6 Апробация методики оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки. Западная Сибирь. Тестовое месторождение. Пласт Ю1.

3.6.1 Исходные и расчетно-экспериментальные данные.

3.6.2 Обработка и анализ исходных кривых «концентрация индикатора - время» и «масса извлеченного индикатора - время».

3.6.3 Анализ распределения нагнетаемой воды по пласту.

3.6.4 Анализ воздействия процесса заводнения на обводненность.

3.6.5 Сравнительный анализ модельных и экспериментальных данных трассерных исследований.

3.6.6 Расчет фильтрационных параметров и построение условного высокопроницаемого пропластка для уточнения существующей ПДГТМ.

3.7 ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов"

Актуальность исследования

Полнота добычи запасов нефти из недр — одна из важнейших задач рационального использования природных ресурсов.

Современный этап развития нефтяной индустрии характеризуется осложнением условий добычи и эксплуатации большинства нефтяных месторождений.

Связано это, как правило, с неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах. Вступлением большого числа разрабатываемых высокопродуктивных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся резким ростом обводнённости продукции добывающих скважин и интенсивным снижением добычи нефти. Основная часть остаточных запасов* нефти по ним относится к трудноизвлекаемым (преобладание низкопроницаемых пластов небольшой толщины и неоднородной структуры, высоковязких нефтей и т.д.). Подавляющее большинство вводимых в разработку новых нефтяных месторождений приурочено к низкопроницаемым коллекторам и характеризуется сложным геологическим строением, неоднородностью коллекгорских свойств и фильтрационных параметров продуктивных отложений.

Повышение степени выработки запасов можно обеспечить, в частности, путём детального изучения геологического строения и фильтрационной неоднородности межскважинного пространства продуктивных коллекторов. Это позволяет прогнозировать и предупреждать причины формирования участков пласта, не охваченных процессом вытеснения нефти и зон опережающего обводнения пласта по высокопроницаемым пропласткам.

Для оценки фильтрационно-ёмкостных свойств межскважинного пространства нефтяных пластов наиболее информативными являются методы, отражающие непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позволяющие получить усредненную информационную картину о фильтрационной неоднородности значительной части пласта.

Совместное использование геолого-геофизических данных и результатов индикаторных исследований позволяет: существенно повысить достоверность знаний о строении нефтяной залежи и количественно оценивать ёмкостные и фильтрационные параметры трещиноватых и пористых пластов; осуществлять контроль эффективности физико-химического воздействия на пласт.

Цель диссертационной работы

Основные задачи исследования 1. Установление влияния неоднородности горных пород на характер кривых «концентрация индикатора - время» на основе модельных исследований для двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в слоисто-неоднородном поровом, зонально-неоднородном поровом и трещиновато-поровом пластах для оценки возможностей и определения разрешающей способности индикаторного метода.

2. Разработка программного обеспечения (ПО) и создание методики выбора параметров индикаторных исследований, позволяющей рассчитывать начальную концентрацию и необходимое количество меченого вещества, частоту отбора проб и продолжительность исследований.

3. Разработка ПО и создание методики автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели, позволяющей комплексно оценивать объёмы сверхпроницаемых пропластков по участкам исследований и пластам в целом.

4. Разработка ПО и создание методики оценки адекватности постоянно-действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) нефтяной залежи реальному объекту разработки. Основными критериями соответствия приняты: гидродинамические связи нагнетательных и добывающих скважин; объёмы переносимой воды по каналам низкого.фильтрационного сопротивления, оцененные по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований:

Научная новизна

Автором впервые:

1. Проведены модельные исследования фильтрации меченой жидкости для слоисто-неоднородного порового, зонально-неоднородного порового и трещинно-порового пласта-коллектора с помощью разработанного ПО и показана качественная и количественная степень зависимости кривых «концентрация индикатора -время» от различных видов неоднородности пласта.

2. Разработаны принципы и автоматизирован процесс выбора параметров индикаторных исследований фильтрационных потоков (начальной концентрации и необходимого количества меченого вещества, частоты отбора проб и продолжительности исследований).

3. Показана возможность уточнения ПДГТМ залежи нефти по результатам индикаторных исследований.

Основные защищаемые положения

1. Кривая «концентрация индикатора - время» реагирует на любой вид неоднородности пласта. Определение характера неоднородности нефтяных пластов требует дополнительных геолого-геофизических исследований. По характеру кривых «концентрация индикатора - время» в промысловых исследованиях представляется возможным выделить несколько независимых пропластков только при условии различия значений фильтрационных параметров межскважинного пространства более чем на 20-25%.

2. Разработанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов обеспечивает значительное повышение качества интерпретации за счет минимизации ошибки обработки данных и возможность массовых исследований за счет автоматизации первичной интерпретации результатов.

3. Уточнение существующей ПДГТМ нефтяной залежи возможно по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных исследований (учёт соответствия гидродинамических связей нагнетательных и добывающих скважин и объёмов переносимой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления) с привлечением данных специального расширенного комплекса ГИС.

Практическая ценность и реализация работы

1. Описанная в диссертационной работе технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов была успешно опробована на 50 участках 9 месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья.

3. Разработана программа для ЭВМ "Программный комплекс «ИНДИКАТОР» для гидродинамического моделирования фильтрации меченых жидкостей и интерпретации данных трассерных исследований" [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005611373, 8 июня 2005].

5. Разработана первая редакция проекта национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения. Правила индикаторных исследований залежей» (принята за основу на заседание ТК 431 от 15 ноября 2007 г.).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались:

1. на конференции "Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геологических моделей залежей нефти и газа" (Москва, ОАО «ЦГЭ», апрель 2004 г.);

2. на межвузовской научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука - образование - отрасли народного' хозяйства - профессия (потенциал Подмосковья)» (Дубна, Университет «Дубна», март 2005 г.)

3. на XIII научно-практической конференции преподавателей, студентов; аспирантов и молодых учёных (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2006 г.);

4. на 5 Пленуме Самарского областного правления научно-технического общества нефтяников и газовиков им. И.М.Губкина (Самара, ОАО «Самаранефтегаз», январь 2007 г.);

5. на. XIV научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых учёных (Дубна, Университет «Дубна», апрель 2007 г.);

6. на Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень-2007» (Тюмень, декабрь 2007).

Публикации

Основные положения диссертации изложены в 7-ми печатных работах [11, 83, 84, 85, 86, 87, 95], в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК [11, 83, 85].

Автор выражает глубокую благодарность д.т.н., проф. Хозяинову М.С. (Университет «Дубна») за научное руководство, постоянные научные консультации, помощь в постановке и проведении исследований.

Автор выражает признательность д.т.н., проф. Соколовскому Э.В. (РГУНГ им. ИМ. Губкина) за содействие в проведении ряда научно-исследовательских работ.

Автор благодарит к.т.н. с.н.с. Тренчикова Ю.И. (ВНИИгеосистем), д.ф.-м.н., проф. Пергамент А.Х., Марченко Н.А. (ИПМ им. М.В. Келдыша РАН) помощь и научные консультации которых способствовали успешному решению поставленных задач.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Чернокожев, Дмитрий Александрович

Основные выводы

1. Усовершенствована технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов:

1.1. Разработано методическое обеспечение на основе моделирования двумерной двухфазной фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости в слоисто-неоднородном поровом, зонально-неоднородном поровом и трещиновато-поровом пластах. Определены возможности и разрешающая способность индикаторного метода.

1.2. Создана методика выбора параметров индикаторных исследований (начальной концентрации и необходимого количества меченого вещества, частоты отбора проб и продолжительности исследований). Позволяет достигнуть экономического эффекта путём минимизации эксплуатационных расходов при проведении полевых индикаторных исследований.

1.3. Создана методика автоматической количественной интерпретации данных индикаторных исследований нефтяных пластов в рамках слоисто-неоднородной модели. Позволяет количественно оценивать объёмы сверхпроницаемых пропластков в комплексе по участку исследований и по пласту в целом.

1.4. Создана методика оценки адекватности ПДГТМ нефтяной залежи реальному объекту разработки по результатам интерпретации модельных и промысловых индикаторных. Позволяет уточнять существующую ПДГТМ залежи нефти (при условии привлечения данных специального расширенного комплекса ГИС).

1.5. Разработана программа для ЭВМ "Программный комплекс «ИНДИКАТОР» для гидродинамического моделирования фильтрации меченых жидкостей и интерпретации данных трассерных исследований" [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005611373, 8 июня 2005].

1.6. Разработан технологический регламент применения индикаторных методов регулирования и контроля разработки нефтяных месторождений.

1.7. Разработана первая редакция проекта национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р «Нефтяные и газонефтяные месторождения. Правила индикаторных исследований залежей».

2. Усовершенствование технологии индикаторных исследований позволило расширить круг решаемых задач при изучении фильтрационных потоков с помощью меченых веществ.

3. Описанная технология индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов была успешно опробована на 50 участках 9 месторождений Западной Сибири и Среднего' Поволжья.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

1. Данилова Е.А., Чернокожев Д.А. Применение компьютерной технологии экспресс-анализа и интерпретации-результатов трассерных исследований для определения качества выработки нефтяных пластов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело»: http://www.ogbus.ruyauthors/Danilova/Daniloval.pdf, 2007;

2. Хозяинов М.С., Чернокожев Д.А. Компьютерное моделирование фильтрации меченой жидкости с целью уточнения геологической модели эксплуатируемо го нефтяного пласта // Каротажник. - 2004. - № 116-117; издания, входящие в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени кандидата наук, рекомендуемый ВАК

3. Хозяинов М.С., Чернокожее Д.А. Трассерные фильтрационные исследования нефтяных залежей с целью уточнения гидродинамической модели пласта // Сборник трудов кафедры общей и прикладной геофизики Университета «Дубна». М.: РАЕН, 2007;

4. Чернокожее Д.А. Интерпретация результатов компьютерного моделирования фильтрации воды, нефти и оторочки, меченой жидкости для зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного нефтяного пласта-коллектора // Геоинформатика. - 2004. - №1;

5. Чернокожее Д.А. Использование меченых* жидкостей для изучения и контроля разработки нефтяных залежей // «Наука — образование - отрасли народного хозяйства - профессия (потенциал Подмосковья)» : тезисы докладов межвузовской научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых ученых. Дубна: Университет «Дубна», март 2005;

6. Чернокожее Д.А. Оценка адекватности фильтрационных моделей по результатам трассерных исследований // Компьютерный сборник тезисов Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень-2007». Тюмень, декабрь, 2007;

7. M.S. Khozyainov, D.A. Chernokozhev Simulation of tracer filtration for investigation and production control at oil reservoirs // XXI International Symposium on Nuclear Electronics & Computing (NEC'2007), Varna, Bulgaria. Abstracts. - Dubna: JINR, 2007;

- издания, входящие в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени кандидата наук, рекомендуемый ВАК

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чернокожев, Дмитрий Александрович, Дубна

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, Репринтное издание (М.: Недра, 1982), 2004;

2. Антонов Г.П, Шалин П.А (ТатНИПИнефть), Хисамов Р.С., Ахмедов Н.З. (ОАО «Татнефть»), Файзуллин И.Н. (НГДУ «Иркеннефть») Уточнение геологического строения горизонта Д1 Абдрахсановчкой площади по результатам индикаторных исследований Нефтяное хозяйство. 2002. №1;

3. Байков У.М., Гарифуллин Ш.С., Еферова Л.В. Методика и результаты применения роданистого аммония для определения скорости и направления фильтрации нагнетаемой воды по продуктивному пласту Труды БашНИПИнефть. 1975. №42;

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

5. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993;

6. Болотник Д.Н., Макарова Е.С., Рыбников А.В., Саркисов Г.Г. (Roxar Software Solutions AS, Московское представительство) Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, Возможности, Технологии Нефтяное хозяйство. 2001. №3;

7. Букин И.И., Ганиев Р.Р., Асанбаев Д.Н., Калмацкий СП. Определение скорости и направления фильтрации по пласту нагнетаемой воды с помощью индикаторов Труды БашНИПИнефть. 1981. №62;

8. Букин И.И. Контроль за перемещением нагнетаемых в пласт жидкостей индикаторами радикального типа. Нефтяное хозяйство/ 1981. 10;

9. Грей Форест Добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001;

10. Данилова Е.А., Чернокожее ДА. Применение компьютерной технологии экспресс-анализа и интерпретации результатов трассерных исследований для определения качества выработки нефтяных пластов Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» http://wwvv.ogbus.ru/authors/Danilova/Danilova 1 .pdf. 2007;

11. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М: Недра, 1986;

12. Зайцев В.И. Разработка методики контроля за движением закачиваемых вод с применением тритиевого индикатора в условиях рассредоточенных систем заводнения на примере Ромашкинского месторождения) Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Бугульма 1983;

13. Зейгман Ю.В., Васильев В.И. Моделирование динамики фильтрационных параметров нефтегазонасьпценных пород призабойной зоны скважин Интервал. 2000. №9;

14. Золоева Г.М., Денисов «СБ., Билибин СИ. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа: Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.МГубкина, 2004; 15. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000;

16. Ильяев В.В. Контроль за разработкой месторождений Ставрополья индикаторными методами Материалы 5 научно-теоретической конференции молодых ученых и специалистов по развитию научных основ разработки месторождений нефти и газа, Баку, 7-9 июля, 1989 г;

17. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006;.

18. Кабо ВЛ;, Румянцева Е.А., Назарова А;К., Акимов Н.И., Житкова М:В; Индикаторные исследования нефтеносных пластов локосовского и покамасовского* месторождений 1Ш1«Лангепаснефтегаз» Интервал. 2000; №9;

19. Калашникова М;И-, Шапошникова Т.А\, Юдин В;А. (ВНИИгеоинформсистем); Киляков В.Н., Пинкензон Д.Б; (ВолгоградНИПИнефть)«. Перспективы радонового индикаторного метода Нефтяное хозяйство. 1988: №9;. 20. КаневскаяРД. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов: Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002;

21. Колдоба А.В., Колдоба Е.В: Разрывные решения уравнений многокомпонентной? фильтрации. Ml, ИПМ им. М.В; Келдыша РАН, Препринт №85,1999;

22. Колдоба А.В:, Пергамент А.Х. и др. Математическое моделирование напряженно-деформированного состояния насыщенной пористой: средам вызванного фильтрацией жидкости: ДАН т. 352 /2 с. 3-15,1999;

23. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. М.: Недра, 1979;

24. Кузьмин Ю.А. Разработка методики оценки послойной* фильтрационной неоднородности коллекторов Юрского возраста Западной Сибири: Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М., 1985;

25. Комплексная технология трассерных исследований на объектах нефтяной и газовой промышленности

26. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.Л.: Издательство технико-технической литературы, 1947;

27. Лысенко В:Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра,1993;

28. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000;

29. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. МоскваИжевск: Институт компьютерных исследований, Репринтное издание (М.Л.: Гостоптехиздат, 1949), 2004;

30. Мирзаджанадзе А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность; неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004;

31. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов М:: Недра, 1992;

32. Методические рекомендации по количественной интерпретации данных индикаторных исследований межскважинного пространства нефтяных месторождений. Веселов М.В., Иванов В1С, Кузьмина Г.И., Мурадян А.В., Стелин И1Б., Суркова Е.М., Хозяинов М.С.. Под ред. Хозяинова М.С. М.: ВНИИгеоинформсистем, 1988;

33. Мурадян А.В., Хозяинов М.С, Кузьмина Г.И. Применение меченной тритием нефти при индикаторных исследованиях нефтяных месторождений Геология нефти и газа. -1990. №01;

34. Наборщикова И.И., Поповин В.В., Чумакова В.Г. Эффективность выделения коллекторов сложного типа с использованием индикатора Геология нефти и газа.-1991.-№8;

35. Николаев А.Ю. Исследования и разработка технологий ограничения водопротоков в добывающих скважинах ,вызванных прямым сообщением с нагнетательными скважинами: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень, 2005;

36. Оценка региональных особенностей геологического и литологического строения продуктивных горизонтов, влияющих на преждевременный прорыв закачиваемых агентов в добывающие скважины на основе гидродинамических исследований месторождений ОАО «Самаранефтегаз» Итоговый отчет. ООО «Новые Технологии-Сервис». Самара. 2006; 40. ПБ-08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (Постановление Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 56)

37. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 года 6)

38. Проведение трассерных исследований с целью определения наличия каналов в пласте с аномально низким фильтрационным сопротивлением [http://wvvw.sgt.ru/sgt( 1.7).htm] Научно исследовательский институт «СибГеоТех».

39. Программа расчета зон высокой проводимости при исследовании нефтяных пластов индикаторным методом [http://ww\v.wenses.ru/?id=pressreleases&number=31 ООО «Лаборатория информационных систем «Венсис»

40. Программный комплекс «ИНДИКАТОР» для гидродинамического моделирования фильтрации меченых жидкостей и интерпретации данных индикатор41. Разработка структуры базы данных по индикаторным исследованиям и результатам их интерпретации Информационный отчет. ООО «ИТ-Сервис». Самара.-2004; 46. РД 39-014-7428-235-

42. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей Соколовский Э.В., Чижов СИ., Тренчиков Ю.И. и др. Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989; 47. РД 153-39.0-047-

43. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений Гарипов В.З., Лисовский Н.Н., Закревский К.Е., Максимов М.М., Динариев и др. М: ВНИИнефть, ЦГЭ, РГУНГ, ИПНГ РАН, ИГиРГИ, НИПП ИНПЕТРО и др., 2000; 48. РД 153-39.0-110-

44. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Базив В.Ф., Баишев Б.Т., Батурин Ю.Е., Гавура В.Е., Иоффе О.П., Коршунов А.Ю., Лисовский Н.Н. и др. М: «Экспертнефтегаз» Минэнерго РФ, 2002;

45. Саулей В.И., Хозяинов М.С., Тренчиков Ю.И.Комплексное изучение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами индикаторными и геофизическими методами Каротажник. 2004. №123-124

46. Сеночкин П.Д. Оценка эффективности физико-химического воздействия на пласт на основе комплекса геофизических и промысловых методов исследований: Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого- минералогических наук. М., 1991;

47. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988;

48. Сойфер В.Н., Алексеев Ф.А., Филонов В.А., Финкелынтейн Я.Б. Использование изотопа водорода-трития при разработке нефтяных месторождений Геология нефти. 1958. №12;

49. Сойфер В.Н. Романов В.В. Применение природного трития в гидрогеологических исследованиях Труды ВНИИЯГГ, «Недра». -1968. №4;

50. Соколовский Э.В., Васильева Н.А., Майдебор В.Н. Использование радиоактивного изотопа водорода-трития для контроля движения воды по пласту при изучении и разработке нефтяных месторождений Труды Всесоюзного совещания по внедрению радиоактивных изотопов и ядерных излучений в народном хозяйстве СССР.-1961.-№4;

51. Соколовский Э.В. Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений М.: Недра, 1968;

52. Соколовский Э.В., Зайцев В.И. Применение изотопов на нефтяных промыслах. М.: Недра, 1971;

53. Соколовский Э.В. Исследование заводнения нефтяных залежей индикаторами. Тематические научно-технические обзоры. Серия «Добыча». М.: ВНИИОЭНГ, 1974;

54. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1986; 60. СП 2.6.1-799-99 Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности (ОСПОРБ-99) (утверждены Главным государственным санитарным врачом Российской Федерации 27 декабря 1999 года)

55. Типовые инструкции по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений (утверждены Приказом Минтопэнерго РФ от 12 июня 1996 года 178, ГТТН России от 12 июля 1996 года)

56. Трассерные исследования фильтрационных потоков [http://otoinc.eom/1 Сервисная нефтяная компания «ОТО»;

57. Тренчиков Ю.И., Чижов СИ., Сергиенко Ю.М., Павлов М.В., Юдаков А.Н. Контроль за заводнением Муравленского месторождения с помощью физикохимических и индикаторных методов Труды СевКавНИПИ нефтяной промышленности. -1991. №54;

58. Трофимов А.С, Гусев СВ., Грачев СИ., Беляев В.А., Батурин СГ. Трассерные исследования Урьевского месторождения Известия вузов. Нефть и газ. 1997.- №6;

59. Трофимов А.С, Ибрагимов Л.Х., Ситников А.А. Ограничение водопритоков нефтяных скважин по каналам низкого фильтрационного сопротивления Нефтепромысловое дело. 1996. №6;

60. Трофимов А.С, Иванов В.А. Трассерные исследования Средне- Салынского месторождения (отчет)/ Фонды ЗАО "ЭСТТнефть", Нижневартовск 1990;

61. Трофимов А.С, Батурин СГ. Трассерные исследования на месторождениях НГДУ "Ласьеганнефть" (Нивагальское, Ласс-Еганское, Поточное, СевероПоточное месторождение) Фонды ЗАО "ЭСТТнефть", Нижневартовск 1991;

62. Трофимов А.С, Артамонова Г.Н. Трассерные исследования на Ершовском месторождении (отчет) Фонды ЗАО "ЭСТТнефть", Нижневартовск 1991;

63. Трофимов А.С, Артамонова Г.Н. Трассерные исследования и разработкапрограммы ОПЗ, РИР и ПИП на Ершовском месторождении (отчет)/ Фонды ЗАО "ЭСТТнефть", Нижневартовск 1992;

64. Трофимов А.С., Артамонова Г.Н. Трассерные исследования на месторождениях НГДУ "Черногорнефть"(Лор-Еганское, Гун-Еганское, Никольское, Новомолодоженное месторождения) (отчет)/ Фонды Нижневартовск НИПИнефть, 1992;

65. Трофимов А.С., Артамонова Г.Н. Трассерные исследования на месторождениях НГДУ "Дружбанефть" (отчет)/ Фонды ЗАО "ЭСТТнефть", Нижневартовск 1993;

66. Трофимов А.С, Артамонова Г.Н. Трассерные исследования Покомасовского месторождения (отчет)/ Фонды ЗАО "ЭСТТнефть", Нижневартовск 1993;

67. Трофимов А.С., Трассерные исследования объекта ЮС1 Западно- Асомкинского месторождения (отчет)/ ЗАО "ИНКО" Нижневартовск, 1998;

68. Трофимов А.С., Ащепкова Х.Р. Беляев В.А. Грачев СИ. Мигунова.СВ. Ефремов А.Г. Пятигорец А.С. Юзик А.В. Трассерные исследования пласта Т-2 Дологовского месторождения/ Научно-исследовательский отчет, 2001;

69. Трофимов А.С, Суслов А.А., Поняев СВ., Петрова СВ., Пятигорец Ю.Б., Рогов СВ., Исрафилова М.С Отчет о научно-исследовательской работе "Трассерные исследования залежи ЮВ1> Южного месторождения" УДК 622.276.031/ Нижневартовск НИПИнефть, 2003;

70. Трофимов А.С, Батурин Г. Трассерные исследования пласта АВ13 Северо-Ореховского месторождения/ Фонды ЗАО "ТТК-Спецсервис";

71. Трофимов А.С, Грачев СИ., ГавриловЕ.И. Повышение эффективности строительства и эксплуатации горизонтальных скважин путем математического моделирования и проведения индикаторных исследований нефтяных месторождений Нефть и газ.-1998. №4;

72. Хозяинов М.С Разработка методики применения трития при решении нефтепромысловых и геологоразведочных задач: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М., 1978;

73. Хозяинов М.С., Мурадян А.В. Оценка фильтрационной неоднородности пласта с помощью тритиевого индикатора Сборник докладов международной научной конференции «Геофизика и современный мир», Москва, 9-13 авг 1993 г.;

74. Хозяинов М.С., Чернокожее Д.А. Компьютерное моделирование фильтрации меченой жидкости с целью уточнения геологической модели эксплуатируемого нефтяного пласта// Каротажник. 2004. 116-117;

75. Хозяинов М.С., Чернокожев Д.А. Трассерные фильтрационные исследования нефтяных залежей с целью уточнения гидродинамической модели пласта Сборник трудов кафедры общей и прикладной геофизики Университета «Дубна». М.: РАЕН, 2007;

76. Чернокожев Д.А. Интерпретация результатов компьютерного моделирования фильтрации воды, нефти и оторочки меченой жидкости для зональнонеоднородного и слоисто-неоднородного нефтяного пласта-коллектора Геоинформатика. 2004. №1;

77. Чернокожев Д.А. Использование меченых жидкостей для изучения и контроля разработки нефтяных залежей «Наука образование отрасли народного хозяйства профессия (потенциал Подмосковья)» тезисы докладов межвузовской научно-практической конференции преподавателей, студентов, аспирантов и молодых ученых. Дубна: Университет «Дубна», март 2005;

78. Чернокожев Д.А. Оценка адекватности, фильтрационных моделей по результатам трассерных исследований Компьютерный сборник тезисов Международной конференции геологов и геофизиков «Тюмень-2007». Тюмень, декабрь 2007;

79. Чижов СИ., Герасименко Ю.В. Результаты проведения трассерных исследований на Усть-Балыкском месторождении ПО «Юганскнефтегаз» Труды СевКавНИПИ нефтяной промышленности. 1991. №54;

80. Шимелевич Ю.С., Попов Н.В., Горбунов В.Ф. Некоторые вопросы временного распределения гамма-излучения, возникающего при облучении горных пород быстрыми нейронами Труды ВНИИЯГТ. 1968. №1;

81. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильт- рации: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995.-Ч. 1;

82. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча история, развития, современное состояние и прогнозы: Монография М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001;

83. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти: Учебник для вузов. 2е изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1983. М.: ООО ТИД«Альянс», 2005;

84. Юдин В.А. Основы использования фильтрационных процессов в прискважинной зоне пласта при промыслово-геофизических исследованиях. Обзор. Региональная, разведочная и промысловая геофизика. М ВИЭМС, 1980; 95. M.S. Khozyainov, D.A. Chernokozhev Simulation of tracer filtration for investigation and production control at oil reservoirs XXI International Symposium on Nuclear Electronics Computing (NEC2007), Varna, Bulgaria. Abstracts. Dubna: JINR, 2007;

85. Allison S.B., Pore G.A., Sepehrnoori К Analysis of field tracers for reservoir description Journal Petroleum Science and Engineering. 1991. №2;

86. Bischoff K.B., Ellington R.T., Uhl A.E., Worcester D.A. Theory of tracer flow //SPE 718. -1963;

87. Brigham W.E., Smith D.H. Prediction of tracer behavior in five-spot flow SPE 1130.-1965;

88. Brigham W.E., Abbazadeh-Dehghani M. Analysis of well-to-well tracer flow to determine reservoir layering SPE 10760. 1984; 10Г. Brigham W.E., Abbazadeh-Dehghani M. Tracer testing for reservoir description//SPE 14102. 1987;

89. Brigham W.E., Falade G.K. Analysis of radial transport of reactive tracer in porous media SPE 16033. 1989;

90. Brigham W.E., Mishra S., Orr F.M. Tracer- and pressure-test analysis for characterization of areally heterogeneous reservoirs SPE 17365. 1991;

91. Deans H.A., Wyoming U., Mut A.D. Chemical tracer studies to determine Sw, Sadlerochit reservoir, PBU SPE 28591. 1994;

92. Illiassov, P., Datta-Gupta, A. and Vasco, D. W. Field-scale Characterization of Permeability and Saturation Distribution Using Partitioning Tracer Tests: The Ranger Field, Texas SPE 71320. 2001;

93. Jetzabeth Ramirez S., Fernando Samaniego V., Fernando Rodriguez, J. Rivera. R. Tracer test interpretation in naturally fractured reservoirs SPE 28691. 1994;

94. Juanes R., Patzek T.W. Multiple-scale stabilized finite elements for the simulation of tracer injections and waterflood SPE 75231. 2002;

95. Hernandez, Alvarez, De Jongh A. Monitoring WAG Pilot at VLE field, Maracaibo Lake, by perfluorocarbon and fluorined benzoic acids tracers SPE 75259. 2002;

96. Hutchins R.D., Dovan H.T., Sandiford B.B. Aqueous tracers for oilfield applications SPE 21049. -1991;

97. Loula A.F.D, Guerreiro J.N.C., Ribeiro F.L.B, Landau L Tracer injection simulations by finite element methods SPE 27047. -1995;

98. Marathe R.V. A novel streamtube model for tracer flow in an areally heterogeneous reservoir//SPE 39550. -1998;

99. Maria Aparecida de Melo, Carlos Roberto de Holleben, Alcino Resende Almeida Using Tracers to Characterize Petroleum Reservoirs: Application to Carmopolis Field, Brazil SPE 69474. 2001;

100. Numbere D.T., Erkal A. A model for tracer flow in heterogeneous porous media//SPE 39705. 1998;

101. Sahimi M., Heiba A., Hughes B, Davis H., Scriven L. Dispersion in flow through porous media SPE 10969. 1986;

102. Sato K., Abbazadeh-Dehghani M. Tracer flow and pressure performance of reservoirs contraining distributed thin bodies SPE 28444. 1996;

103. Sato K. Productivity correlation for horizontal sinks in the presence of distributed fractures SPEJ. 1997;

104. Sato K.5 Nakashima Т., Arihara N., Effective permeability estimation for modeling naturally fractured reservoirs SPE68124. 2001;

105. Wagner O.R., Baker L.E., Scott G.R. The design and implementation of multiple tracer program for multifluid, multiwell injection projects SPE 5125. 1974;

106. Sato K., Sutopo, ArihagaN. Simulation of naturally fractured reservoirs with effective permeability SPE 68705. 2001;

107. Wattenbarger R.C., Khalid Aziz High-throughput TVD-Based simulation of tracer flow SPE 29097. 1995;

108. Wheelet V.J., Parsons T.V., Durham B. The application of radioactive tracers to oil reservoir waterflood studies SPE 13985. 1985;

Информация о работе

Чернокожев, Дмитрий Александрович
кандидата технических наук
Дубна, 2008
ВАК 25.00.10

Диссертация

Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы