Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений"

На правах рукописи

БАКИРОВ ИЛЬШАТ МУХАМЕТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАВОДНЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация

!

нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2003

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Р.Н. Дияшев

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Р.К. Ишкаев

кандидат технических наук З.А. Янгуразова

Ведущее предприятие:

ООО НГДУ "Туймазанефть'

Защита диссертации состоится 2 октября 2003 г. в 13 часов на заседании диссертационного совета Д 222. 018. 01 при Татарском научно исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть" но адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бусульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТатНИПИнефть.

Автореферат диссертации разослан 2 сентября 2003 г.

Ученый секретарь

д.т.н., с.н.с.

диссертационного совета,

Сахабутдинов Р.З.

2-оо^'М

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Современный этап разработки нефтяных месторождений Татарстана, когда за счет преимущественной выработки высокопродуктивных коллекторов доля трудноиз-влекаемых запасов возросла до 80%, извлечение остаточных запасов традиционными методами заводнения часто характеризуется низкими технико-экономическими показателями из-за снижения эффективности воздействия заводнением. В связи с этим становится актуальной задача совершенствования систем заводнения при разработке нефтяных месторождений.

В значительной мере, эффективность выработки запасов нефти зависит от правильного взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин в послойно и зонально неоднородных по коллекторским свойствам пластах. Оказалось почти неисследованной влияние тензорной природы проницаемости на коэффициент охвата площади залежи заводнением. Пренебрежение этими факторами приводит к существенному снижению величины нефтеизвлечепия.

Наиболее значимым достижением в нефтегазовой индустрии за последние десятилетия является массовое применение горизонтальных технологий. При этом предпочтение отдается добывающим горизонтальным скважинам (ГС). Проектирование нагнетательных ГС и боковых горизонтальных стволов (БГС) позволяет решать многие производственные задачи в области регулирования разработки нефтяных месторождений.

Недостаточно полно разработана методика выбора систем заводнения. Противоречивы критерии сравнительной эффективности систем заводнения.

Изучение механизма и выявление условий эффективного вытеснения нефти водой в различных геолого-физических условиях и создание новых технологий и принципов разработки являются актуальной задачей по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений.

Цель работы.

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем выбора оптимальной системы и рационального размещения скважин применительно к различным геолого-физическим условиям и стадиям разработки.

Для достижения указанной цели решались следующие осн

СКАЛЬНАЯ ОТЕКА С.Петербург л

09 Я

1. Классификация метода заводнения и обоснование критерия оценки эффективности регулярных и законтурных систем заводнения.

2. Изучение механизма и выявление условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в послойно и зонально неоднородных, анизотропных по кол-лекторским свойствам пластах и применения горизонтальных технологий (ГТ) с целью оптимизации систем заводнения.

3. Изучение совместного влияния плотности сетки скважин (ПСС) и интенсивности систем заводнения (ш) на коэффициент нефтеизвлечения (Кин). Установление количественной величины параметров, входящих в состав зависимости Кин от ПСС, при различных геолого-физических условиях.

4. Разработка методики выбора систем заводнения и новых технологий для обеспечения полноты выработки запасов в различных геологических условиях.

Научная новизна.

Основные научные результаты заключаются в следующем.

1. Дана новая классификация метода заводнения, обоснованы критерии оценки эффективности регулярных и законтурных систем заводнения.

2. Впервые рекомендованы к внедрению деформированные схемы размещения скважин. Научно обоснованы принципы рационального размещения скважин в послойно и зоиалыю неоднородных и анизотропных по коллекторским свойствам пластах.

3. Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды в законтурные нагнетательные скважины. Научно обоснованы условия эффективного использования ГТ при оптимизации систем заводнения.

4. Впервые установлены зависимости: - коэффициента охвата пласта заводнением с учетом тензорной природы проницаемости; -Кин от ПСС и комплексного параметра, учитывающего влияние амплитудного дебита залежи и балансовых запасов; -оптимальной интенсивности систем заводнения от природных и технологических параметров.

5. Научно обоснованы и рекомендованы к реализации принципы и методы определения количества и характера размещения нагнетательных и добывающих скважин, изменения интенсивности системы заводнения во времени.

Методы решения задач. Поставленные задачи решались на основе анализа геолого-промыслового материала с использованием современных методов обработки исходной информации и статистиче-

ского анализа зависимостей показателей разработки от природных и технологических факторов. Основным методом исследования являлось математическое моделирование фильтрации жидкости с применением современных мегодов численного анализа.

Основные защищаемые положения.

1. Принципы и методы рационального размещения скважин в послойно и зонально неоднородном, анизотропном по коллекторским свойствам объекте.

2. Методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин.

3. Методика оценки Кин от ПСС и интенсивности систем заводнения.

4. Методика выбора систем заводнения и управления интенсивностью системы во времени, новые способы разработки с заводнением.

Практическая значимость.

Разработанные принципы и методы определения количества и характера размещения нагнетательных и добывающих скважин, управления интенсивностью системы заводнения во времени и полученные зависимости Кин от ПСС и интенсивности систем заводнения позволили: - решить важные практические задачи в области прогнозирования, анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождений заводнением; - производить обоснование выбора рациональной системы заводнения и ее оптимизацию во времени на нефтяных месторождениях республики Татарстан и России; -создать новые технологии и совершенствовать традиционные способы разработки нефтяных месторождений заводнением.

Степень внедрения результатов исследований.

Результаты по исследованию рационального размещения скважин при разработке нефтяных месторождений с применением ГТ отражены в руководящем документе "Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии" (РД 39-0147585-21400).

Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении проектных документов месторождениях Западной и Восточной Сибири, республики Татарстан. Результаты исследований зависимости Кин от технологических и геолого-

физических параметров залежей применяются при составлении ТЭО Кин в институте ТатНИПИнефть.

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались на Всероссийских научно-технических конференциях (г. Альметьевск 1983,1987,1991,1993г.); на совещании по проблеме "Организация эффективного использования методов математического моделирования и ЭВМ при проектировании, анализе и управлении разработкой нефтяных месторождении Татарии" (г.Бугульма, 1988г.); на Всероссийском совещании "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождении. Состояние, проблемы и пути их решения" (г.Альметьевск, 1995г.); на юбилейной конференции к 70-летию ВНИГРИ "Нефтегазовая геология на рубеже веков" (г.Санкт-Петербург,1999г.); на Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождении (г.Альметьевск, 2000г.); на Межрегиональной научно-практической конференции (г.Альметьевск, 2003г.); при защите отчетов па ЦКР Минтопэнерго, ГКЗ РФ, РКРРРТ.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 20 печатных работ, в т.ч. получены 7 патентов на способы разработки нефтяных месторождений.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, заключения; изложена на 160 страницах текста и содержит 30 таблиц, 51 рисунок, 112 ссылки на публикации отечественных и зарубежных авторов.

Автор приносит глубокую признательность и благодарность своему научному руководителю профессору Р.Н. Дияшеву, профессору КГУ А.Н. Чекалину, сотрудникам отдела разработки ТатНИПИнефть д.т.н. Р.Т. Фазлыеву, к.т.н. Р. Г. Рамазанову, к.т.н. И. Н. Хакимзянову и др. за участие в совместных исследованиях и помощь.

Краткое содержание работы Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, поставлены цели и формулируются основные задачи исследования, раскрывается научная новизна. Большой вклад в решение проблемы совершенствования принципов и методов разработки нефтяных месторождений с заводнением внесли: И.И. Абызбаев, Р.Г. Абдулмазитов, К.Б. Аширов, Б.Т. Баишев, К.С. Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, Ю.П. Борисов, В.Д. Викторин, Г.Г. Вахитов, И.П. Васильев, A.B. Валиханов, В.Е. Гавура, А.И. Губанов, Р.Н. Дияшев, Ю.П. Желтев, Ю.В. Желтое, М.А. Жданов, С.Н. Закиров, М.М. Иванова, P.P. Ибатул-лин, В.Ф. Усенко, А.П. Крылов, В.Д. Лысенко, H.H. Лисовский, B.C. Орлов, С.А. Сул-

танов, М.М. Саттаров, Б.Ф. Сазонов, М.Л. Сургучев, Р.Х. Муслимов, Э.Д. Мухарский, М.И. Максимов, И.Т. Мищенко, Э.М. Тимашев, М.А. Токарев, Э.М. Халимов, P.C. Хи-самов, Н.И. Хисамутдинов, И.П. Чоловский, Р.Т. Фазлыев, А.М Шавалеев, В.Н. Щел-качеви др.

В первой главе приведены новая классификация методов заводнения, результаты исследований по сравнительному анализу эффективности регулярных систем и по изучению эффективности законтурного заводнения.

Традиционно метод заводнения по размещению нагнетательных скважин относительно начального контура нефтеносности делится на системы законтурное, нрикон-турное, внутриконтурное. Такое выделение систем отражает, в основном, развитие метода заводнения в историческом плане и не является общим, однозначным критерием для выделения систем заводнения.

Анализ схем размещения скважин при известных системах заводнения позволяет выделить две группы, которые имеют существенное отличие друг от друга. Это - нали-. чие или отсутствие элемента симметрии при размещении нагнетательных и добывающих скважин. Метод заводнения по наличию симметрии в элементах заводнения рекомендуется нами разделить на регулярные (симметричные) и нерегулярные системы заводнения^!)]. Регулярные системы по форме элементарной ячейки и по характеру размещения скважин по площади залежи делить на равномерно рассредоточенные и рядные виды заводнения и затем, по их интенсивности (по соотношению добывающих и нагнетательных скважин), - на разновидности. Нерегулярные системы по характеру выбора местоположения скважин делить на контурные, когда местоположение нагнетательных скважин предопределено геометрией залежей и они размещаются на линиях, которые повторяют контуры залежей, и на избирательные, когда местоположение целенаправленно выбирается с учетом неоднородности по коллекторским свойствам. Новая классификация методов заводнения учитывает размещение добывающих скважин относительно нагнетательных, форму ячейки системы заводнения, принципы выбора местоположения нагнетательных скважин. Рекомендуемая классификация методов заводнения приведена на рис.1.

В разделе 1.2 проведены сравнительные гидродинамические расчеты показателей разработки регулярных систем заводнения на двухмерной модели.

Обзор работ, посвященных выбору вида систем заводнения и обоснованию их интенсивности численными экспериментами, показывают, что сопоставляются систе-

мы с различной интенсивностью и применяются взаимоисключающие критерии- дебеты скважин и Кин.

различные,

иногда

Заводнение

Регулярное

Нерегулярное

равномерно рассредоточен

Рядное

Котурное

с

X

о

(Я а «

7 г £

§ с* » * г ос а

О 1- «О

1

Избирательное

1

I

г

X л |

1 О 1 « л 5 | « а со

£ 5 I

Деформированная

Рисунок 1. Схема классификации методов заводнения

Выполненное нами сопоставление технологических показателей трехрядной и девятиточечной систем заводнения почти с одинаковой интенсивностью, с соотношением добывающих и нагнетательных скважин ш=2,7 и 3, показывает, что Кин соответственно составляют 0,625и 0,621 д. ед., ВНФ - 3,09 и 3,27, начальные дебиты - 69 и 74 г/сут, т.е. отличаются незначительно [8]. По темпам отбора предпочтительнее рассредоточенные, а по Кин и отборам жидкости - рядные системы заводнения. При одинаковой интенсивности систем и равных других условиях выше перечисленные показатели являются критериями эффективности при размещении скважин в послойно и зонально неоднородных по коллекторским свойствам пластах и горизонтальных скважин (ГС) с целью оптимизации систем заводнения. Сравнительный анализ эффективности нами проводился для пяти-, семи-, девятиточечной и пятирядной систем заводнения. Кривые отношения начального дебита скважин и Кин при различных системах заводнения к дебиту пятиточечной в зависимости от их интенсивности при различных соотношениях вязкостей нефти и воды приведены на рис. 2,3.

Из рисунков видно, что наибольший Кин во всем интервале вязкости нефти соответствует пятирядной, а максимальные начальные дебиты скважин - пятиточечной системе заводнения. С увеличением соотношения добывающих и нагнетательных скважин (т) Кин увеличиваются, а дебиты скважин уменьшаются. Эти закономерности соблю-

даются и при изучении процессов вытеснения на модели трехмерной фильтрации. Нами получена зависимость Кин от соотношения добывающих и нагнетательных скважин:

I + т

Кин =-

(1)

а + Ь(\ + т)'

где а, Ь - параметры, зависящие от расчетной доли агента в дебите жидкости. При этом Кин учитывает влияние коэффициента вытеснения (К„) и охвата заводнением (К3).

Зависимость К3 от т по методике ТатНИПИнефть, которая учитывает в дифференцированном виде большинство геолого-физических факторов реального месторождения, после некоторого преобразования принимает аналогичный с (1) вид. Следовательно, расчетные соотношения методики ТатНИПИнефть можно использовать при обосновании рациональной системы заводнения.

Характер зависимости нефтеизвлечения от соотношения добывающих и нагнетательных скважин изменяется, если при исследовании используется модель вытеснения нефти водой с учетом предельных градиентов сдвига. В результате обработки данных

Рисунок 2. Зависимость отношения дебетов при различных системах заводнения к дебиту 5-точечной от их интенсивности ш (Ыя/Ык) при различных вязкостях нефти

Рисунок 3. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от интенсивности систем заводнения при различных вязкостях нефти

численного эксперимента, приведенных в работе Панкова В.Н., нами установлена связь охвата вытеснением (Кс) от т вида:

Кс= е"'". (2)

Аналогичная зависимость Кс от ш была получена в ТатНИПИнефть исследованиями на электроинтеграторе.

Таким образом, при изменении интенсивности системы заводнения два составляющих коэффициента нефтеизвлечения действуют в противоположных направлениях и максимум Кин достигается при определенном т. Следовательно, условие достижения максимума нефтеизвлечения является одним из критериев при определении оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин. Однако, при выборе систем заводнения с использованием широко распространенных ныне гидродинамических моделей, применение Кин и дебитов скважин за критерий эффективности приводит к неоднозначности и необходимости искать компромисное решение.

С этой целью для условий газонефтяной зоны Верхне-Чонского месторождения нами были проведены исследования на модели трехмерной трехфазной фильтрации для пяти-, семи-, девятиточечной систем заводнения. Установлено, что критерием эффективности систем заводнения в этой задаче является условие поддержания пластового давления на начальном уровне. Для других горно-геологических условий величина пластового давления, которую необходимо поддерживать при разработке месторождения, может' быть иная.

Таким образом, условие обеспечения максимума Кин и поддержания пластового давления на оптимальном уровне являются взаимодополняющими критериями эффективности систем заводнения.

В разделе 1.4 проведен анализ эффективности закачки воды в законтурные скважины тульско-бобриковских отложений месторождений Татарстана [18]. Разработанная в результате исследований методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин основывается на оценке: - степени гидродинамической связи между законтурными нагнетательными и ближайшими добывающими скважинами, по методу ранговой корреляции Спирмена; -информативности параметров, влияющих на эффективность мероприятий, по методу последовательного анализа Вальда; -корреляционной зависимости между показателем степени гидродинамической связи и наиболее информативными параметрами.

В результате анализа установлено, что около 65 % добывающих скважин (из 128 пар) гидродинамически слабо связаны с ближайшими законтурными нагнетательными скважинами. На степень гидродинамической связи наибольшее влияние оказывают гидропроводность (кЬр/ц) на единицу нефтенасыщенной толщины (И,,), расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами (Ь) и комплексный параметр (\у), представляющий произведение удельной гидропроводности на градиент

давления. Информативность параметров соответственно составляет 0,443, 0,367 и 0,841. В результате корреляционного анализа между показателем степени гидродинамической связи (Я) и параметром (те) нами получено уравнение вида:

Я=ехр(-0.845/. (3)

Составлена классификация по кЬр/цЬ,, и Ь с выделением областей применимости законтурных систем (рис. 4), при фиксированных устьевых давлениях.

Мерой эффективности законтурного метода заводнения по таблице желательности Харринггона принят коэффициент корреляции по Спирмену Я > 0,6. Для рассматриваемых условий закачка воды в законтурные скважины является эффективным при Ь< 0,5 км и кЬр/цЬ„ > 0,12 д/мПа с.

Рисунок 4. Области эффективного применения законтурного заводнения

В работе нами для совершенствования заводнения предлагается бурение из неэффективных законтурных и приконтурных нагнетательных скважин боковых горизонтальных стволов со вскрытием всех пропластков в нефтенасыщенной зоне. Для оценки технологической эффективности предлагаемого способа проведено математическое моделирование разработки башкирского объекта Дачного месторождения. По сравнению с вариантом, предусматривающим закачку воды в вертикальные приконтурные нагне-

тательные сквжины, по предлагаемому способу Кин увеличивается с 0,187 до 0,273 д.ед., дебит залежи - с 71т/сут до 105 т/сут.

Во второй главе приведены результаты теоретических исследований по изучению и выявлению условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в послойно и зонально неоднородных, анизотропных по коллекгорским свойствам пластах и применения горизонтальных технологий (ГТ) с целью оптимизации систем заводнения, созданию новых технологий для обеспечения полноты выработки запасов в различных горно-геологических условиях.

В разделе 2.1 нами решалась задача минимизации негативного влияния зональной и послойной неоднородности на показатели разработки за счет оптимизации размещения скважин на примере площадного элемента и в системе скважин [8]. Расчеты выполнялись на моделирующем комплексе S1MMGR-SABRE для 1/6-й части элемента семиточечной системы заводнения, параметры которого варьировались. На основании исследований сформулированы принципы рационального размещения нагнетательных и добывающих скважин в неоднородном пласте. Анализ результатов моделирования показывает, что более эффективно вытеснение нефти водой из менее нефтенасыщенных, во-донасыщенных, частично заводненных к более нефтенасыщенным зонам, из пониженных участков повышенным, из слабо проницаемых менее пористых коллекторов к более проницаемым и пористым, из более расчлененных анизотропных к менее расчлененным зонам или зонам слияния пропластков.

Исследованные выше типы неоднородности пласта в комплексе были учтены при расчетах в системе размещения скважин на моделирующем комплексе VIP фирмы Landmark. Исследования проведены путем моделирования разработки турнейского яруса опытного Западно-Сиреневского участка с размещением скважин по двум вариантам. В первом варианте предусматривается освоение под нагнетание воды скважин, размещенных в пониженной, слабопроницаемой, частично заводненной зоне, другом - в повышенной, более проницаемой зоне структуры, не охваченной заводнением.

Результаты расчетов показывают, что размещение нагнетательных скважин по первому варианту является более эффективным (рис.5). Учет неоднородности залежи по гипсометрическим отметкам при размещении скважин на структуре приводит к совокупному эффекту и этот фактор можно учесть при выборе скважин под нагнетание воды уже в начальной стадии разработки.

На основе проведенных исследований разработан новый способ разработки зонально неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти (патент N 2046181 РФ), который предусматривает:

- дифференцированное воздействие на пласты путем выделения площадей самостоятельной разработки с учетом их геологического строения;

- - отбор нефти в режиме истощения пластовой энергии до снижения пластового давления на величину начального давления сдвига нефти между зонами отбора и водоносной областью;

освоение скважин под нагнетание вытесняющего агента (по возможности рассредоточено), по которым наблюдается наибольшая интенсивность темпа падения пластового давления и наименьшая величина гидропроводности;

- усиление интенсивности системы заводнения во времени освоением под нагнетание воды скважин, по которым восстановление пластового давления происходит с наименьшей интенсивностью.

—•— 1 вариант ------- 2 вариант

Рисунок 5. Технологические показатели по результатам моделирования участка

В разделе 2.2 с целью изучения влияния площадной анизотропии коллекторов на вытеснение нефти водой в соавторстве с Чекалиным А.Н. разработана математическая модель, основанная на численном интегрировании уравнений, описывающих процесс двухфазного вытеснения [4,5]. Рассматривается усредненное по толщине пласта течение без учета действия капиллярных и гравитационных сил. Пласт анизотропен по простиранию с непроницаемой кровлей и подошвой. Пористая среда и жидкость несжимаемые. Направив оси координат по главным осям тензора проницаемости, дифференциальные уравнения процесса, как известно, могут быть записаны в виде:

где К' = К,'/Ре+К,'/ ц„, К,,Ку,К,,К„- соответственно абсолютные и относительные

фазовые проницаемости в направлениях осей; //„ ц„ -вязкости воды и нефти; 5-

водонасыщенность; т- динамическая пористость; Р- давление. Решение системы с соответствующими начальными и граничными условиями осуществлялось численно по консервативным специальным разностным схемам, высокая точность которых на сетках с крупным шагом обусловлена широким использованием априорных свойств искомого решения.

Результаты численною моделирования при различных системах размещения скважин ниже в таблице.

Вар. К,!КХ Кин,,% X, д.ед Кин,% Х,%

Рядная система размещения скважин

1 2 0,287 35,9 0,79 52,9 66,5 10

2 1/2 0,174 22,4 0,50 50,8 74,2 10

3 2 0,237 29,7 0,74 49,1 71,2 20

4 1/2 0,150 18,7 0,47 46,5 78,1 20

5 4 0,319 39,9 0,86 53,4 64,1 10

6 1/4 0,132 16,3 0,55 47,8 81,2 10

Пятиточечная система размещения скважин

1 1 0,292 36,4 0,80 53,1 67,4 10

2 2 0,192 23,9 0,53 52,2 70,2 10

3 1 0,250 31,2 0,78 49,3 71,3 20

4 2 0,156 19,5 0,49 48,3 74,0 20

Девятиточечная система размещения скважин

1 1 0,197 24,7 0,542 53,7 68,4 отключ.

2 2 0,134 16,8 0,37 53,5 66,9 II

3 4 0,096 11,9 0,25 53,4 64,8 II

4 2 0,228 28,8 0,619 54,1 67,5 а/в=1,4

5 2 0,193 24,3 0,53 54,6 67,5 а/в=2

6 2 0,26 32,7 0,71 53,6 67,7 а/в=1,4

Здесь обозначено: /,,АиН|, X, - безразмерное время прорыва воды в скважину, нефтеизвлечение и охват заводнением на этот момент; Кин- конечное нефтеизвлечение; х = й,! 2,™ - отношение добытой воды к закачанной в элемент жидкости; ц„- вязкость нефти.

При размещении добывающих и нагнетательных рядов однорядной системы заводнения параллельно главной оси тензора проницаемости (вар.1) X 1 и Кин больше, чем с перпендикулярным расположением (вар.2). Степень различия X | по вариантам существенно зависит от коэффициента анизотропии, увеличиваясь с ее ростом. Даже при повышении вязкости нефти в два раза эта закономерность сохраняется, хотя Кин снижается с увеличением вязкости. При пятиточечной системе заводнения эффективной является расстановка скважин, при которой главные оси тензора проницаемости направлены в сторону нагнетательных скважин. Коэффициенты X |И Кин больше, чем при линейной системе заводнения. При расстановке скважин, когда главные оси тензора проницаемости направлены от нагнетательной в сторону добывающих скважин, достигается наименьший коэффициентX |.

При девятиточечной системе размещения скважин (рис.6), когда две добывающие скважины расположены по главным осям тензора проницаемости, а одна - под острым углом к ним (вар.2), Кин и X1 больше, чем при рядной и пятиточечиой системах

400м

Рисунок б. Девятиточечная система заводнения а) равномерное размещение скважин; б, в) варианты деформирования сетки.

заводнения.

Существенное увеличение Кин достигается (вар.4) путем деформирования расчетного элемента за счет изменения соотношения его сторон (а/б=1.4) при неизменной ПСС. Приводит к значительному увеличению коэффициента X1 ориентация схемы девятиточечной системы двумя противоположными вершинами, т.е. по диагонали параллельно главным осям тензора проницаемости и деформирование расчетного элемента

пласта (вар.5). Так, КиН| за безводный период при указанной системе размещения скважин увеличивается по сравнению с традиционной (вар.2) с 16,8% до 24,3%.

Максимальный коэффициент X ( достигается тогда, когда добывающие скважины системы заводнения располагают по контуру эллипса, у которого отношение большой и малой оси равно показателю анизотропии пласта в 0,5 степени и ориентировано по большой оси параллельно главному направлению тензора проницаемости (вар.б). Кин, за безводный период составляет 32,7%. Дальнейшее увеличение Кин достигается при замене вертикальных скважин их горизонтальными аналогами.

Результаты математического моделирования позволили разработать новую систему заводнения коллекторов. Она включает рациональное размещение нагнетательных и добывающих скважин в элементах неправильной (деформированной) формы с расстоянием между скважинами, определяемым оптимальной плотностью сетки, коэффициентом анизотропии и ориентацией главных осей тензора проницаемости.

На способ разработки месторождений с анизотропными свойствами получен Патент РФ №1836551 Е21В 43/20 Б.И. №31 1993г.

В разделе 2.3 проведены исследования с целью повышения эффективности технологии переноса нашетания [10]. Расчеты проведены на основе трехмерной геологической и гидродинамической модели девона первого блока Абдрахмановской площади. Анализ результатов моделирования показывает, что при стационарной системе заводнения происходит неравномерная выработка запасов по площади и наибольшие остаточные запасы сосредоточены в зоне нагнетания, около первого ряда добывающих скважин. При этом Кин составляет 0.423 д.ед., ВНФ-3.6, срок разработки Т-40 лет.

Перенос фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин при достижении ими 98% обводненности продукции обеспечивает достижение Кин (0,425) на уровне стационарного заводнения при незначительно меньших значениях ВНФ (3,1) и Т (37). Отсутствие технологического эффекта от переноса нагнетания воды обусловлено усилением неравномерности выработкой запасов в зонах нагнетания и отбора. Кин в зоне отбора увеличивается на 4,2%, а в зонах нагнетания 1,2 уменьшается на 0,5и 0,9%.

Перенос нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин при достижении ими 50% обводненности продукции приводит к снижению Кин (на 5,6%) при приблизительно одинаковых значениях ВНФ (3,4) и Т (41).

С целью повышения эффективности технологии переноса нагнетания нами рассмотрены еще три варианта. Первый из них предусматривает перевод нагнетательных

скважин в категорию добывающих и их эксплуатацию в режиме пластового давления ниже давления насыщения после переноса фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин при достижении ими 98% обводненности продукции. При этом Кин (0,442) увеличивается на 1.9 пункта и ВНФ на 0,8. Технология применима на любой стадии разработки, но наиболее эффективна на более раннем периоде. Способ признан изобретением (Патент №2194153). К дальнейшему увеличению Кин до 0,448 д.ед. приводит бурение БГС в скважинах первого добывающего ряда, направленных в сторону нагнетательных, и перенос фронта нагнетания в эти скважины. Такие же технологические показатели разработки достигаются при приближении фронта закачки к зоне отбора бурением в скважинах нагнетательного ряда БГС.

В рассмотренных вариантах увеличение Кин от применения новых технологии достигается за счет выравнивания выработки запасов различных зон путем формирования равномерной сетки скважин, приближения фронта закачки к зоне отбора без расформирования зоны стягивания, оптимизации интенсивности системы заводнения.

В разделе 2.4 проведены гидродинамические расчеты по исследованию условий применения метода поддержания пластового давления и рационального размещения скважин при реализации системы горизонтальных технологий.

Поставленные задачи решались моделированием опытного учасл ка турнейской залежи Сиреневского месторождения и башкирской залежи Светлогорского поднятия Дачного месторождения^,20].

По результатам многовариантных расчетов установлено:

- бурение добывающих ГС и БГС без освоения системы заводнения приводит к резкому снижению пластового давления и дебита залежи, что сводит на нет эффект от ГС;

- более эффективным является освоение систем заводнения с самого начала разработки и нагнетание воды в скважины, расположенные в пониженных и слабопроницаемых участках залежи;

- мерилом предпочтительности при обосновании рационального варианта размещения ГС являются максимум нефтеизвлечения, амплитудного дебита, минимум ВНФ залежи, а не отдельной ГС;

Третья глава посвящена исследованиям в направлении получения обоснованных зависимостей коэффициента нефтеизвлечения (Кин) от плотности сетки скважин (S) и интенсивности системы разработки месторождения.

В разделе 3.1 приводится обзор зависимостей Кин =/(5), опубликованных разными авторами и применяемых в различных отраслевых институтах. Они являются частными случаями предложенной нами обобщенной формулы [1,6]:

Кин = Ае-°(5) где: Кин - коэффициент нефтеизвлечения; А - произведение коэффициентов вытеснения и заводнения; а - коэффициент, характеризующий уменьшение Кин при разряжении ПСС, 1/км2; в -ПСС, км2/скв; п - показатель степени.

Установлены области применимости этой формулы в зависимости от ПСС и величины показателя п. С этой целью нами исследованы зависимости Кин от ПСС по 23 залежам бобриковских отложений Ромашкинского месторождения. При исследовании применен метод |руннирования объектов по одинаковым геолого-физическим параметрам (по отношению удельных балансовых запасов к амплитудному дебиту скважин). Были выделены три группы. Фактические данные с минимальной погрешностью аппроксимируются обобщенной зависимостью при п =1 и 1.5, соответственно, в областях редких (0.1-0.5 км2/скв.) и плотных (0-0.25 км2/скв) сеток скважин. В узком интервале исследования но ПСС (0.2-0,35 км2/скв.) величина п может принимать любые значения. В широком интервале ПСС (0...0.5км2/скв) экспериментальные данные с минимальной погрешностью аппроксимируются зависимостями вида:

МСин^Я'5), ¡пКин^,^), ¡пКин^'.Б15). (6)

Эти уравнения имеют смысл при граничных условиях, т.е. при в—>0; Кин-»А; при 5-* °о/ Кин->0. Наиболее высокий коэффициент корреляции имеет зависимость вида:

Кин = Ае-^'\ (7)

Для условии месторождений Татарстана установлены величины коэффициента а обобщенной зависимости при п= 1. Для тульско-бобриковских отложений а изменяется от 1.3 до 2.1, для карбонатных коллекторов - от 2.5 до 4.0. В результате корреляционного анализа получено уравнение регрессии для определения коэффициента а :

а =2.675 +0.255V * - 0.0272к / ц . (8)

где, V * - параметр неоднородности; к /ц - подвижность нефти.

Раздел 3.2. Как известно, существенное влияние на коэффициент нефтеизвлече-ния оказывают комплексные показатели - удельные балансовые запасы на единицу площади, коэффициенты гидропроводность и продуктивность. Результаты исследований по 26 месторождениям бобриковских отложений Ромашкинского месторождения, находящимся на 3-ей стадии разработки, позволили получить зависимость нефтеизвле-чения от показателя интенсивности разработки, учитывающую в комплексе влияние амплитудного дебита залежи ) и балансовых запасов

Кин=Ае-&/10°-*о. (9)

Коэффициент корреляции 0,92 свидетельствует об устойчивости зависимости между Кин и параметром интенсивности разработки. Полученная зависимость позволяет дифференцированно выделять влияние отдельных факторов на Кин, в том числе плотности сетки скважин (5), интенсивности системы заводнения (т), прерывистости пластов (IV), зональной неоднородности (У2,), перепада давления между добывающими и нагнетательными скважинами (Лр\ продуктивности (//) и удельных балансовых запасов (е.').

Формулу можно переписать в виде зависимости от ПСС и интенсивности системы заводнения:

Кин=А ехр[ -(а Б+р в2)] (10)

Кин=Аехр[-В,(ш+1)], (11)

где а -в' ; Д = В3= (8+2.3 82)/100- Чэ; ^',<2",удельные

70 100(1-Тойкз2) й а

балансовые запасы на единицу площади и на одну скважину; ?0', цэ - начальный годовой дебит скважин и элемента системы заводнения.

В четвёртой главе приведены результаты исследования по обоснованию выбора оптимальной системы заводнения [3,11].

На основе исследований сравнительной эффективности регулярных систем заводнения нами было установлено, что критериями эффективности систем заводнения могут быть их способность обеспечивать пластовое давление на оптимальном уровне и максимум коэффициента нефтеизвлечения. Выполнение условия - поддержание пла-

стового давления достигается при соблюдении принципа материального баланса, когда отбор жидкости в пластовых условиях (д'ж) компенсируется закачкой воды

4(0, = ^>ж. (12) Количество закачиваемого агента за год зависит от количества нагнетательных скважин (п„), коэффициента продуктивности (г\ср), вязкости агента и перепада забойных и пластовых давлений {Рси-Рм)-

= Пн-Чс,, ■ *„ -Я, ■ (Р,, -Рп^-К",- 365-1(У3. (13)

Количество отбираемой жидкости:

Ч'ж = пгЪр ■ (Р„-Р^-К63- З65-1СГ3/Ф, (14)

где Ф=чв|, /Яве - отношение начальной приемистости к средней приемистости за межремонтный период; х& х„ - относительный коэффициент продуктивности добывающих и нагнетательных скважин по нефти; к - коэффициент, учитывающий потери закачиваемой воды; К", К* - коэффициенты эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин.

Относительный коэффициент продуктивности добывающих скважин с изменением обводненности (А2) определяется:

хд(А2)=хд/1-(1-1/ц11)А2. (15)

Подставляя формулы (13+15) в (12) и, решая относительно соотношения добывающих и нагнетательных скважин, определяем:

'"«НИ М Г

1-

Р -Р К" Ф <" ' . (16) Р„,-Р„ К*,-К

По второму критерию оптимальной является система заводнения, обеспечивающая максимальную текущую добычу нефти и конечный коэффициент нефтеизвлечения. При этом забойные и пластовые давления должны быть оптимальными. Исследования проведены с использованием расчетных соотношений, позволяющих учесть в дифференцированном виде большинство геолого-физических и технологических факторов реального месторождения. Формулу (9) можно переписать в виде зависимости от одного единственного параметра - соотношения добывающих и нагнетательных скважин в виде: Кин =К,хе'*-Ч(С-х + В). (17) Условие максимума коэффициента нефтеизвлечения:

¡¡Кт = К. е-'-" сЫ. Сх + В

К,хр,е-'-' СК.хе

Сх + В

(С-ж + Я)3

= 0

(18)

Оптимальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин из условия максимума нефтеизвлечения имеет вид:

-г*

в

(19)

где: х=1+т; В = р2а; С = а = 2(К11 +'1)

0.1 +

1 + ц, ) Г//4 + 1

-1

Рз - отношение балансовых запасов нефти скважин к дебиту ячейки; цх- соотношение подвижносгей воды и нефти; У23, V2]- зональная и послойная неоднородность пласта; Рь Р2 - параметры из формулы коэффициента заводнения, зависят- от расчетной доли агента (А) в дебите жидкости. По показателю неоднородности (В/С) и параметру р? составлена классификация регулярных систем заводнения с выделением областей применимости их разновидностей (рис. 7).

Области применимости Границы Системы заводнения

1 *№|| ячеистые

2 П>л)27?8 тринадцатиточ.

3 7> «г4,2 пятирядная, блочн.

4 4,2> мгЗ,5 десятиточечная

5 3,5> та3 трехряд.дееятиточ

6 3> тЛ семиточечная

7 2>тг1 однорядн. пятиточ.

8 т<1 ' обращенные системы

Рисунок 7. Классификация регулярных систем заводнения

Предложен способ разработки нефтяной залежи (патент 1724858), суть которого заключается в оптимизации системы заводнения по мере обводнения продукции залежи

путем трансформации начальной системы в другие более интенсивные освоением под нагнетание воды дополнительных скважин или применением горизонтальной технологии. На примере месторождений, находящихся в различных стадиях разработки, обоснованы принципы выбора и оптимизации систем заводнения, включающие:

- дифференцированное воздействие на пласты путем выделения площадей самостоятельной разработки размещением скважин нерегулярных систем заводнения;

- рациональное размещение ячеек систем заводнения с учетом тензорной природы проницаемости, видоизменение элементов системы заводнения в зависимости от величины коэффициента площадной анизотропии пласта с соответствующей ориентацией их относительно главных осей тензора проницаемости;

- оптимизацию системы заводнения по мере обводнения продукции залежи путем трансформации начальной системы в другие более интенсивные освоением под нагнетание воды дополнительных скважин или применением горизонтальной технологии. Трансформация в другие разновидности производится на основе детализации геологического строения, локализации остаточных запасов и соблюдения принципов рационального размещения скважин на каждом этапе трансформации.

Основные выводы и рекомендации

1. Дана новая классификация метода заводнения, научно обоснованы критерии оценки эффективности ре|улярных и законтурных систем заводнения.

2. Впервые разработаны и рекомендованы к внедрению деформированные схемы размещения скважин. Обоснованы принципы рационального размещения скважин в зонально и послойно неоднородных но коллекторским свойствам пластах.

3. Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды в законтурные патетательные скважины. Сформулированы критерии эффективного применения горизонтальной технологии для оптимизации ранее реализованных систем заводнения.

4. Разработана двухмерная математическая модель вытеснения одного флюида другим в анизотропных коллекторах.

5. Впервые установлены зависимости коэффициента охвата пласта заводнением с учетом тензорной природы проницаемости, нефтеизвлечения от интенсивности разработки, оптимальной интенсивности систем заводнения от природных и технологических параметров.

6. Научно обоснованы и рекомендованы к реализации принципы и методы определения количества и характера размещения нагнетательных и добывающих скважин, изменения интенсивности системы заводнения во времени и новые технологии заводнения.

7. Принципы рациональной разработки, сформулированные в диссертации, прошли апробацию при проектировании разработки месторождений Татарстана, Западной и Восточной Сибири.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

1. Бакиров И.М., Бакирова Г.Х. Обоснование сетки скважин при проектировании нефтяных месторождений.//Тр./ТатНИПИнефть.-Бугульма.-1988.-С.49-52.

2. Бакиров И.М., Латыпова Р.Ф., Сулейманова Л.М. Выбор систем разработки пластов АВ2 и АВ|3 в пределах Лангепасской и Покачевской группы месторождений. //Тр./ Тат-НИПИнефть,- Бугул ьма,-1988 .-С.46-49.

3. Бакиров И.М., Бакирова Г.Х. и др. Выбор систем внутриконтурного заводнения. //НТС. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-М. ВНИИО-ЭНГ,- 1992.-№ 6.-С.28-31.

4. Бакиров И.М., Чекалин А.Н., Дияшев Р.Н. Исследование эффективности применяемых систем заводнения. Тезисы докладов научно-практической конференции, посвященной 50-летию Татарской нефти.- Альметьевск.-1993.-С.75-76.

5. Бакиров И.М., Чекалин А.Н., Дияшев Р.Н. Новые системы разработки карбонатных коллекторов,- Нефтяное хозяйство,-1994.- № 1.- С.37-40.

6. Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Бакирова Г.Х. Влияние плотности сетки скважин и интенсивности разработки на коэффициент нефтеизвлечения. //Тр./ ТатНИПИнефть.- Бу-гульма.-2000.-С. 123-129.

7. Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г. Эффективность создания забойных каверн- накопителей. //РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело.-М. ВНИИОЭНГ. -1982,- № 6.-С.22-24.

8. Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Закиров И.З. О размещении нагнетательных скважин и системах заводнения при разработке нефтяных месторождений. //Тр./ Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений,- Альметьевск.-2000.-С.134-145.

9. Хакимзянов И.Н., Бакиров И.М., Фазлыев Р.Т. Математическое моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии (на при-

мере опытного участка Сиреневского месторождения).- Доклады Юбилейной конференции.-ВНИГРИ.- Санкт-Петербург.-1999.-С.З 20-327.

10. Бакиров И.М, Кульмамиров A.JI., Бакиров А.И. Оптимизация систем заводнения с применением горизонтальной технологии.-Тезисы докладов научно-практической конференции, посвященной 10-летию Академии наук Республики Татарстан. -Казань,-2001.-С 12-17.

11. Патент РФ№ 1724858 МКИ Е21 В43/20,43/30. Способ разработки нефтяной залежи. /Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Муслимов Р.Х., Никифоров А.И.// Бюл.Изобретения.-1990.-№13, публ. 26.01.90 г.

12. Патент РФ № 1820657 МКИ Е21 В43/20,43/14. Способ разработки нефтяных пластов различной проницаемости, разделенных друг от друга непроницаемыми породами/ Бакиров И.М., Дияшев P.II., Панарин А.Т.// Бюл.Изобретения.-1990.-№13, публ. 21.06.90 г.

13. Патент РФ № 183655 МКИ Е21 В43/30. Способ разработки нефтяной залежи/ Бакиров И.М., Хакимзянов И.Н. // Бюл.Изобретения.-1991.-№31, публ. 03.06.91 г.

14. Патент РФ № 2046181 МКИ Е21 В43/20. Способ разработки зонально-неоднородных но коллекторским свойствам залежей нефти/ Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Панарин А.Т., Бакирова Г.Х.// Бюл.Изобретения.-1995.-№29, публ. 01.03.93 г.

15. Патент РФ № 2085723 МКИ Е21 В43/30,43/20. Способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами /Рамазанов Р.Г., Бакиров И.М., Фазлыев Р.Т., Муслимов Р.Х // Бюл .Изобретения1997.-№21, публ. 12.04.94 г.

16. Патент РФ № 2090743 МКИ Е21 В43/20,43/30. Способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания коллектора /Рамазанов Р.Г., Бакиров И.М., Ситдиков А.Ш.//Бюл.Изобретения.-1997.-№26, публ. 20.09.97г.

17. Патент РФ № 2194153 МКИ Е21 В43/16. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения/Бакиров И.М., Абдулмазитов Р.Г., Бакирова Г.Х., Бакиров А.И.// Бюл.Изобретения.-2002.-№34, публ. 10.12.2002 г.

18. Бакиров И.М.,Бакиров А.И,, Кульмамиров A.JI. Исследования по изучению эффективности законтурного (приконтурного) заводнения на примере тульско-бобриковских отложений небольших месторождений Татарстана.- Тезисы докладов межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Альметьевска.-Альметьевск.-2003.-С52-53.

19. Бакиров И.М. К вопросу классификации систем заводнения.-Тезисы докладов межрегиональной научно-практической конференции, посвящснной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Альметь-евска.-Альметьевск.-2003.-С54.

20. Бакиров И.М., Кульмамиров А.Л., Бакиров А.И. Условия применения метода поддержания пластового давления и размещения скважин при реализации системы горизонтальных технологий.-Тезисы докладов межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Апьметьевска.-Альметьевск.-2003.-С62

Соискатель:

Бакиров И.М.

Р 13 9 4 9

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» АО «Татнефть» Подписано в печать 20.08.2003 Заказ № \4ZiOO Тираж 100 экз. тел. 7-86-56, 7-85-54.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бакиров, Ильшат Мухаметович

1. ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ.

1.1. Классификация метода заводнения.

1.2. Сравнительная эффективность регулярных систем заводнения.

1.3. Влияние показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент нефтеизвлечения.

1.4. Эффективность законтурного заводнения тульско-бобриковских отложений небольших месторождений Татарстана.

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ В НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ ПРИ РЕГУЛЯРНЫХ СИСТЕМАХ ЗАВОДНЕНИЯ.

2.1. Вытеснение нефти водой в.послойно и зонально неоднородном: по коллекторским свойствам пласте при различных вариантах размещения скважин.

2.2. Влияние площадной анизотропии пласта на коэффициент охвата заводнением.

2.3. Условия применения метода поддержания пластового давления при реализации системы горизонтальных скважин.

2.4. Системы разработки с применением горизонтальных скважин.

2.5. Регулирование разработки путем; переноса фронта нагнетания при применении горизонтальных скважин.

ГЛАВА 3. Влияние плотности сетки? скважин и интенсивности системы разработки на коэффициент нефтеизвлечения.

3.1. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин.

3;2. Влияние интенсивности системы; разработки на коэффициент нефтеизвлечения:.

ГЛАВА 4. Развитие технологии; заводнения нефтяных месторождений.

4.1 . Методика выбора регулярных систем заводнения.

4.2. Развитие методов проектирования систем заводнения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений"

Актуальность проблемы. Высокие темпы выработки запасов и достижение приемлемого коэффициента нефтеизвлечения подавляющего большинства нефтяных месторождений связаны с применением методов заводнения. Практически большинство методов повышения нефтеизвлечения так же базируются на закачке в нефтяные залежи воды.

Фундаментальные работы по обоснованию и внедрению систем законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения выполнены учеными и производственниками бывшего СССР (1 -4). Значительным вкладом в развитие технологии заводнения стали обоснование и внедрение очаговой (5,6) и избирательной систем заводнения (7). Изучены и установлены области эффективного применения различных систем заводнения (8,9). Вместе с тем, нельзя считать применяемые системы заводнения универсальными, а критерии выбора местоположения нагнетательных и добывающих скважин достаточно однозначными. Анализ эффективности применяемых систем заводнения показывает, что они не обеспечивают полный охват пластов процессом вытеснения, происходит опережающая "избирательная" выработка запасов высокопродуктивных зон и пластов. Например, по пластам девона Ромаш-кинского месторождения выработанность высокопродуктивных коллекторов составляет 93,3%, а доля трудноизвлекаемых запасов нефти; возросла с начальных 32,8% до 79,3%. Темпы выработки последних в 3-5 раз ниже, чем активных запасов нефти (10). Очевидно, что при обосновании системы заводнения необходимо учитывать все многообразие условий залегания нефтеносных коллекторов.

Типичный недостаток систем разработки заключается в том, что в них не предусмотрен дифференцированный подход к выбору способа заводнения зон и пластов с разной поровой проницаемостью. Высокопроницаемые и слабопроницаемые зоны в пределах каждого нефтяного пласта - это самостоятельные эксплуатационные объекты, требующие разного подхода при выборе систем искусственного воздействия г на коллектор, плотности сетки скважин и определении технологических показателей.

В! значительной мере эффективность выработки запасов нефти зависит от правильного взаимного расположения- добывающих и нагнетательных: скважин в зонально и послойно неоднородных пластах. Изучение механизма и выявление условий! эффективного вытеснения нефти- водой в различных геол ого-физических условиях и на этой основе создание новых технологии и принципов разработки : являются актуальной задачей по повышению эффективности разработки нефтяных месторождении.

Оказалось почти неисследованной< влияние тензорной природы»проницаемости на коэффициент охвата площади залежи заводнением. Пренебрежение данным фактором приводит к существенному снижению конечной величины нефтеизвлечения. Поэтому учет площадной1 анизотропии коллектор-ских свойств; пласта является- наиболее перспективным направлением? в решении вопроса оптимального размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Наиболее значимым достижением в нефтегазовой; индустрии за последние десятилетия являются? бурение и эксплуатация; горизонтальных скважин (ГС),. боковых горизонтальных стволов (БЕС) из старых скважин; В России пробурены более 600 ГС. При этом предпочтение отдается добывающим ГС. Но проектирование нагнетательных ГС, БГС позволяет, решать важные практические - задачи в: области! регулирования процессов' разработки1 нефтяных месторождений■

Выбор рациональной системы, разработки нефтяного месторождения; является комплексной! задачей; при решении которой должны учитываться основные особенности геологического строения месторождения, геолого-физические: параметры пласта и«насыщающих: их жидкостей, технические и технологические условия эксплуатации скважин. Основными элементами; системы разработки, как известно, являются плотность сетки скважин и взаимное размещение добывающих и нагнетательных скважин. Для выбора оптимальной системы разработки необходимо знать количественную связь между этими параметрами и нефтеизвлечением. В; литературе отсутствуют работы, посвященные комплексному исследованию вопросов плотности сетки скважин и систем заводнения и их взаимосвязи. Сложность решения данной задачи объясняется отсутствием полностью адекватных гидродинамических моделей пластов. Более продуктивным при решении данной задачи является комплексное использование различных гидродинамических моделей и методов, основанных на статистическом анализе зависимостей технологических и технико-экономических показателей разработки от системы заводнения и плотности сетки скважин.

Недостаточно полно разработана методика выбора систем внутрикон-турного заводнения. Нет единого мнения в вопросе о начальной системе заводнениям и; времени перехода от начальной системы в другие более интенсивные системы заводнения. Противоречивы критерии сравнительной эффективности разновидностей систем заводнения.

Настоящая работа посвящена решению указанных задач на основе анализа геолого-промыслового материала и математического моделирования.

Цель работы заключается в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений; совершенствовании технологии заводнения путем выбора оптимальной системы и рационального размещения скважин применительно к различным геолого-физическим условиям, к различным стадиям разработки.

Основные задачи исследований.

1. Классификация метода заводнения и обоснование критерия оценки эффективности регулярных и законтурных систем заводнения.

2. Изучение механизма и выявление условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в послойно и зонально неоднородных, анизотропных по коллекторским свойствам пластах и применения горизонтальных технологий (ГТ) с целью оптимизации систем заводнения.

3. Изучение совместного влияния плотности сетки скважин (ПСС)и интенсивности систем заводнения (ш) на коэффициент нефтеизвлечения (Кин). Установление количественной величины параметров, входящих в состав зависимости Кин от ПСС, при различных геолого-физических условиях.

4. Разработка методики выбора систем заводнения и новых технологии для обеспечения полноты выработки запасов в различных геологических условиях.

Методы решения задач; Поставленные задачи решались на основе анализа геолого-промыслового материала с использованием современных методов обработки исходной информации и статистического анализа зависимостей показателей разработки от природных и технологических факторов. Основным методом исследования являлось математическое моделирование фильтрации жидкости с применением современных методов численного анализа.

Научная новизна выполняемой работы. Основные научные результаты заключаются в следующем.

1 .Дана новая классификация метода заводнения, обоснованы критерии оценки эффективности регулярных и законтурных систем заводнения.

2. Впервые рекомендованы к внедрению деформированные схемы размещения скважин. Научно обоснованы принципы рационального размещения скважин в послойно и зонально неоднородных и анизотропных по кол-лекторским свойствам пластах.

31 Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды в законтурные нагнетательные скважины. Научно обоснованы условия эффективного использования ГТ при оптимизации систем заводнения.

4. Впервые установлены зависимости: - коэффициента охвата пласта заводнением с учетом тензорной природы проницаемости; -Кин от ПСС и комплексного параметра, учитывающего влияние амплитудного дебита залежи и балансовых запасов; -оптимальной интенсивности систем заводнения от природных и технологических параметров.

5. Научно обоснованы и рекомендованы к реализации принципы и методы определения количества и характера размещения нагнетательных и добывающих скважин, изменения; интенсивности системы заводнения- во < времени.

Основные защищаемые положения'

1. Принципы и методы рациональногоразмещения добывающих и нагнетательных скважин в зонально и послойно неоднородном, анизотропном по коллекторским свойствам объекте.

2. Методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных' нагнетательных скважин.

3.Методика оценки Кин от ПСС и интенсивности систем заводнения;

4. Методика выбора систем заводнения. и управления интенсивностью системы во времени, новые способы разработки с заводнением.

Практическая значимость. Результаты работы, разработанные: принципы и методы определения количества и характера размещения нагнетательных и добывающих скважин, управления интенсивностью системы заводнения во времени и полученные зависимости Кин от ПСС и интенсивности систем заводнения позволили:

- решить важные практические задачи в области прогнозирования, анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождений заводнением;

- производить обоснование выбора рациональной системы заводнения и ее оптимизацию во времени на нефтяных месторождениях республики Татарстан и России;

- создать новые технологии и совершенствовать традиционные способы разработки нефтяных месторождений заводнением.

Результаты по исследованию рационального размещения скважин при разработке нефтяных месторождений. с. применением. горизонтальной технологии отражены в руководящем документе «Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии» (РД 39-0147585-21400).

Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении проектных документов месторождений Западной и Восточной Сибири, республики Татарстан. Результаты исследований зависимости Кин от технологических и геолого-физических параметров залежей применяются при обосновании коэффициентов нефтеизвлечения в ТатНИПИнефть и Татарском Геологоразведочном Управлении.,

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались: - на XVI, XVII, XVIII научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть» (г. Бугульма 1981, 1983, 1987, 1990г.); - на научно-технических конференциях «Проблемы совершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии», «Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии». Геология и разработка; нефтяных месторождений (г. Альметьевск 1983; 1987, 1991, 1993г.); -на совещании по проблеме «Организация эффективного использования методов математического моделирования и ЭВМ при г проектировании, анализе и управлении разработкой нефтяных месторождении Татарии» (г. Бугульма, 1988 г.); - на Всероссийском; совещании «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождении. Состояние, проблемы и пути их решения» (г. Альметьевск, 5-8 сентября 1995г.); - на юбилейной конференции к 70-летию ВНИГРИ «Нефтегазовая геология на рубеже! веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (г. Санкт-Петербург, 19-22октября 1999г.); - на Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождении (г. Альметьевск, 5-9 июня 2000 г.); - на Межрегиональной научно-практической конференции (г.Альметьевск, 2003г.); - при защите отчетов на секциях Ученого Совета ТатНИПИнефть, ЦКР Минэнерго, в ГКЗ< РФ, на ЦКР - РТ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Бакиров, Ильшат Мухаметович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Дана новая классификация систем заводнения, учитывающая взаимное размещение нагнетательных и добывающих скважин, форму элементарной ячейки системы заводнения; принципы икритерии выбора местоположения : скважин. Метод заводнения? по наличию симметрии в элементах заводнения t рекомендуется делить на регулярные (симметричные) и нерегулярные системы. . Регулярные системы; по, форме элементарной ячейки и по характеру размещения i скважин по; площади залежи?делить на равномерно:рассредоточенные и рядные виды заводнения и затем по их интенсивности на разновидности. Нерегулярные ■ системы по ,• характеру выбора с местоположения скважин делить на контурные, когда местоположение нагнетательных скважин предопределено геометрией залежей и их размещают на линиях которые повторяют контуры залежей; и на избирательные, когда местоположение целенаправленно ! выбирается с учетом; неоднородности по коллекторским ■ свойствам.

2. По результатам гидродинамических исследований; сравнительного анализа эффективности регулярных систем заводнения установлено:: - равномерно рассредоточенные и рядные виды заводнения; с одинаковой интенсивностью обеспечивают близкие значения Кин,, темпов отбора5 и ВНФ; При одинаковой интенсивности систем и равных других условиях выше перечисленные показатели являются «■ критериями эффективности при размещении скважин в послойно и зонально неоднородных, анизотропных по коллекторским свойствам пластах и горизонтальных скважин (FC) с целью оптимизации систем заводнения.*.

- на коэффициенты»нефтеизвлечения и дебиты сквжин систем заводнения; существенно влияют величины вязкости нефти, неоднородности по коллекторским свойствам и показатели интенсивности систем заводнения. Установлены зависимости коэффициента охвата вытеснением и заводнением от соотношения:добывающих, и. нагнетательных скважин:При.этом:два составляющих коэффициента нефтеизвлечения при изменении» интенсивности системы заводнения действуют в противоположных направлениях и максимум Кин достигается' при определенном соотношении добывающих и нагнетательных скважин (ш). Критериями эффективности разновидностей систем заводнения являются максимум нефтеизвлечения и способность систем обеспечить поддержание пластового давления на оптимальном уровне;

3 .Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды - в законтурные нагнетательные скважины которая основывается на оценке: - степени гидродинамической связи между законтурными нагнетательными и ближайшими добывающими' скважинами, по методу ранговой; корреляции Спирмена; -информативности параметров, влияющих на эффективность мероприятий, по методу последовательного анализа Вальда; -корреляционной зависимости между показателем степени гидродинамической связи и наиболее информативными: параметрами. Для совершенствования законтурного, приконтурного заводнения предлагается бурение из неэффективных законтурных, приконтурных нагнетательных скважин боковых горизонтальных стволов со вскрытием всех пропластков в нефтенасыщенной зоне. В частности применение технологии на Светлогорском участке Дачного месторождения приведет к увеличению Кин с 0.187 до 0.273 д.ед., дебита залежи с.71т/сут до 105 т/сут.

4. В результате теоретических исследовании вытеснения нефти водой на математических моделях неоднородных пластов::

-обоснованы принципы рационального размещения нагнетательных и добывающих скважин в послойно и зонально неоднородном пласте. При этом, вытеснение нефти водой должна осуществляться из менее нефтенасы-щенных водонасыщенных, частично заводненных к более нефтенасыщенным зонам, из пониженных участков повышенным, из слабо проницаемых менее пористых коллекторов к более проницаемым и пористым, из более расчлененных анизотропных к менее расчлененным зонам или зонам слияния пропластков. В частности размещение нагнетательных скважин в пониженных частях структуры при моделировании опытного участка Западно - Сиренев-ского месторождения привело к увеличению Кин на 2.5%, уменьшению отбора воды с 4.2 до 3.8 млн. тонн по сравнению с вариантом размещения этих скважин в куполной части;

- установлены количественные характеристики влияния коэффициента площадной анизотропии по проницаемости на охват пласта заводнением. Значительное увеличение охвата заводнением• достигается? когда элементы' системы заводнения вписаны в эллипс. Определены рациональные варианты размещения ячеек: систем г заводнения относительно главных осей тензора проницаемости. Например размещение схемы девятиточечной системы заводнения двумя противополжными г вершинами (по диагонали) параллельно главным осям тензора проницаемости приводит к увеличению Кин за безводный период по сравнению с традиционной с 16.8 до 28.8 %.

- разработана новая система заводнения коллекторов. Она включает рациональное размещение нагнетательных и добывающих скважин в элементах неправильной (деформированной) формы с расстоянием между скважинами, определяемым оптимальной плотностью сетки, коэффициентом анизотропии и ориентацией главных осей тензора проницаемости. Применение предлагаемой системы заводнения позволяет увеличит Кин за безводный период в 2 раза, темп отбора - на 20-30 %;

-установлено что перенос фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин при достижении ими 98% обводненности продукции обеспечивает достижение Кин на уровне стационарного заводнения при незначительно меньших значениях ВНФ и сроках разработки. Отсутствие технологического эффекта от переноса нагнетания воды обусловлено усилением неравномерности выработкой запасов в зонах нагнетания и отбора. В ■ зоне отбора. Кин увеличивается на 4.2%, а в зонах нагнетания 1, 2 уменьшается на 0.5, 0.9%;

- обоснована эффективность технологии перевода нагнетательных скважин в категорию добывающих и их эксплуатацию в режиме пластового давления ниже давления насыщения после переноса фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин, - бурения БГС в скважинах первого • добывающего' ряда; направленных в сторону нагнетательных, и перенос фронта нагнетания в эти скважины, - приближения фронта закачки к зоне отбора бурением в скважинах нагнетательного ряда БГС. Увеличение, Кин на 1.9-215 пункта от применения новых технологии i достигается за счет выравнивания выработки запасов зон закачки: и отбора путем>формирования равномерной сетки: скважин, приближения" фронта» закачки к зоне: отбора без, расформирования зоны стягивания, оптимизации интенсивности системы: заводнения.

5 Впервые приведена обобщенная зависимость нефтеизвлечения от ПСС вида: Кин =A -e~aS". Установлены области применимости этой формулы; в зависимости от параметра сетки; скважин и величины показателя п. Фактические данные с минимальной погрешностью аппроксимируются обобщенной зависимостью при п =1 и 1.5; соответственно, в областях редких (0.1-0.5: i л км /скв.) и плотных (0-0.25: км /скв) сеток скважин. В широком интервале ПСС (0. .0.5км /скв) экспериментальные данные с минимальной погрешног л стью аппроксимируются зависимостями: вида: lnKHH=f(S,S ), lnKHH=f(S,S ), lnKHHf(S°'5,S • '5). Наиболее высокий! коэффициент корреляции; имеет зависимость вида: Кин = Ae~(aS+fisl). Для условий месторождений Татарстана установлены величины коэффициента; а обобщенной: зависимости при' n= 1. Для? тульско-бобриковских отложений а изменяется от 1.3 до 2:1, для: карбонатных коллекторов - от 2^5 до 4.0.

Впервые установлена зависимость нефтеизвлечения; от показателя интенсивности* разработки, учитывающая в; комплексе; влияние амплитудного дебита залежи (q0) и балансовых запасов:(Qg), в виде: Кин =Ае Зависимость позволяет дифференцированно выделять влияние отдельных факторов I на Кин, в том числе плотности сетки скважин (S), интенсивности системы заводнения (т), прерывистости пластов (W), зональной; неоднородности (V2), перепада давления между добывающими и нагнетательными скважинами (Ар), продуктивности (д) и удельных балансовых запасов ( Qs').

6. Получены зависимости оптимальной интенсивности систем заводнения из условия достижения максимума нефтеизвлечения и из условия поддержания пластового давления которые в дифференцированном виде учитывают влияние большинства природных и технологических факторов реального месторождения т.е. тех показателей, которые оказывают определенное влияние на Кин.

7. Разработана методика выбора систем заводнения, которая включает определение расчетной интенсивности в зависимости от обводненности, выбор по величине начальной и конечной интенсивности - начальной системы и вариант его трансформации. В частности для условии участка Абдрахманов-ской площади расчетная начальная и конечная интенсивность соответственно составляют 5.4 и 1.7.0существление способа позволить достич увеличение-ние Кин по сравнению с базовым на 3.6 %.

8. Принципы рациональной разработки, сформулированные в диссертации, прошли апробацию при проектировании разработки месторождений Татарстана, Западной и Восточной Сибири.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бакиров, Ильшат Мухаметович, Бугульма

1. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф. и др. "Научные основы разработки нефтяных месторождений" М., Гостоптехиздат, 1984 г.

2. Крылов А.П. "Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего агента в пласт" Тр.МНП, вып. 12, М., Гостоптехиздат, 1955 г.

3. Щелкачев В.Н., Пыхачев Г.Б. "Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем" Баку, АзГОНТИ, 1939 г.

4. Щелкачев В.Н., Л any к Б.Б. "Подземная гидравлика" М., Гостоптехиздат, 1949 г.

5. Юрин И .Я. "Эффективность очагового заводнения на Леонидовском нефтяном месторождении. Новости нефтяной и газовой техники". Нефтепромысловое дело, 1961 г., № 1.

6. Валиханов А.А. и др. "Очаговое заводнение эффективный метод интенсификации разработки" В сб.: Интенсификация разработки нефтяных месторождений. Казань, Таткнигоиздат, 1968 г.

7. Грайфер В.И., Комаров А.И., Лысенко В.Д., Мингареев Р.Ш., Мухарский Э.Д. "Способ разработки зонально неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти" А.С. 356 344, 27/11-1970 г.

8. Ковалев B.C., Житомирский I В.М. "Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения" М., "Недра", 1976 г. (184226 стр.).

9. Вахитов Г.Г., Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Саттаров М.М. "Критерии целесообразности применения различных видов заводнения в зависимости от геолого-физических условий".

10. А.П. Крылов "Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего агента в пласт". Труды МНИ, выпуск 12, Гостопнтехиздат, 1953 г.

11. М. Маскет "Физические основы технологии добычи нефти". Гостоптехиз-дат, 1953 г.

12. Н.Р.Т.Фазлыев "Площадное заводнение нефтяных месторождений " Москва, Недра, 1979 г. стр.47-88.

13. Баишев Б.Т., Буранова С.В., Чоловский В.И. "Сравнительная оценка показателей работы рядных и площадных систем воздействия". Нефтяное хозяйство. 1989г., с.39-45.

14. Михайлов В.В., Чекалин А.П. "Исследование двухфазной фильтрации в элементах площадного заводнения".

15. Панков В.Н. отчет по теме 24/82 от10.01.83г. Теоретическое обоснование технологических параметров площадного заводнения нефтяных месторождений Татарии с учетом структурно-механических свойств неф-тей".,фонды ТатНИПИнефть. с.30-35.

16. Ентов Е. В., Панков В.Н., Панько С.В."Математическая теория целиков остаточной вязкопластичной нефти". Томск, 1989г. Издательство Томского университета.

17. Низаев Р.Х. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. "Гидродинамические расчеты технологических показателей разработки нефтяных месторождений по блочно-осредненной модели двухфазной фильтрации. Уфа, 1992г.

18. Леви В.Н. и др. Исследования эффективности разработки нефтяных месторождений на основе экономико-математического моделирования.

19. Лысенко В. Д. "Проектирование разработки нефтяных месторождений ". М. Недра, 1987,с.83. 118-122.

20. А.Х. Мирзаджанзаде "Технология и техника добычи нефти" М. Недра, 1986 т, с. 202-221.

21. А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова "Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа" М. Недра, 1977 г.

22. ГорячевС.П. "Оценка критериев разработки небольших залежей нефти Урало-Поволжья." Сборник научных трудов БашНИПИнефть, выпуск бб.Уфа 1983.

23. Сазонов Б.Ф."Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме." М. Недра, 1973г.

24. Максимов В ;Н. "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири." М. Недра, 1987г.,с.53-60.

25. Шустев И.Н. 'Теологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений". М.Недра, 1988г.с.81-89,199

26. МуслимовР.Х., Абдулмазитов Р.Г."Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных

27. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. "Физика нефтяного и газового пла-ста".М.Недра, -1972.-С.311.

28. Маскет М. "Течение однородной жидкости в пористой среде". Перевод с англ.-М. Гостоптехиздат.-1949.-с.628.

29. Ромм Е.С. "Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород". -М.Недра, 1966.- с.283.

30. Посташ М.Ф. "Факторы влияющие на характер обводнения скважин, дренирующих трещиноватый кавернозный коллектор" Нефтепромысловое дело. 1977г., № 7, с. 4-7.

31. Мухаметшин Р.З., Кандаурова Г.Ф. и др. Нефтяное хозяйство № 2, 1987г., с. 27-42.

32. Аширов К.Б., Данилова Н.И., Кашавцев В.И. "Особенности заводнения неоднородных коллекторов нефти в условиях образования осадков пенса. НТС Нефтепромысловое дело № 10, 1971г., с. 20-22.

33. Выжигин Г.В., Ханин Н.И. "Трещиноватые зоны и их влияния на условия разработки нефтяных залежей" Н.Х., 1973г., № 2, с. 23-26.36.van Golf-Racht, T.D.: Fundamentals of fractured reservoir engineering. Elsevier Scientific Publishing Company, 1982.

34. Пахольчук A.A. "Анизотропия; карбонатных коллекторов припойского прогиба и ее учет при разработке" Азербайджанское нефтяное хозяйство; № 9, 1983г., с 12-14.

35. Сургучев М.Л., Калганов В.Н." Извлечение нефти из карбонатных коллекторов" М.Недра, 1987.

36. Шаймуратов Р.В. "Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта" М. Недра, 1980г., с. 137-150.

37. Горбунов A.F. "Некоторые задачи фильтрации в анизотропных пластах" ВНИИ НТС по добыче нефти 1962г., выпуск 16, с. 63-68.

38. Ромм Е.С. "Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород", М. Недра, 1966г.

39. Николаевский,В.Н.: Конвективная диффузия в пористых средах. //ПММ, вып.6, 1959.

40. Соколовский Э.В., Соловьев Г.В., Тренчиков Ю.Д.: Индикаторные методы исследования нефте- и газоносных пластов. -М.: Недра, 1986. -157с.

41. Zheltov, Y., Zheltov, Mi, Sardanashvili, О.: "Direct and inverce problems of the fluid dispresion in the real". /Paper presented at the 5th ECMOR Conference, Leoben, Sept. 3-6, 1996.

42. Бузинов С.H., Глушкова М.И., Григорьев А.В., Крапивина Г.С.: Горизонтальные скважины один из способов повышения эффективности создания ПХГ. / -М: Тр. ВНИИГАЗа, Отделение подземного хранения газа,1995, с. 68-71.

43. Зотов Г.А., Тверковкин С.М.: Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. -М.: Недра, 1970. -191 с.

44. Кульпин Л.Г.: Пьезометрические методы исследования экранированных нефтегазоводоносных пластов. //Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук. ВНИПИМорнефте-газ, ГАНГ им.Губкина, 1996.

45. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А.: Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. -М.:Недра, 1974. -193с.

46. Kamal, М.М.: "Interference and pulse testing a Review". //JPT, vol. 35, № 13, 1983, p.2257-2270.

47. Ramey, H.J.: "Interference analysis for anisotropic formation a case history". //JPT, № 10, 1975.

48. Богоявленский В.И.: Сейсморазведка неоднородных и анизотропных сред методом преломленных волн. //Диссертация на соискание ученой степени доктора геолога минералогических наук. ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина,1996.

49. Брылкин Ю.Л., Кринин В.А., Скрылов С.А.: Прогнозирование зон трещи-новатости карбонатных отложений рифея Юрубченско-Тохомской зоны по данным ГИС. //Геология нефти и газа, № 9, 1991, с. 22-26.

50. Николаевский В.Н.: Механика пористых и трещиноватых сред. Изд. Недра, 1984, -232 с.

51. Р.Х.Муслимов, Э.И. Сулейманов, Р.Т. Фазлыев "Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин". -Нефтяное хозяйство.-№10, 1994.-С.32-58.1 5 9213 5

52. Г.И.Богомольный, Б.М.Сучков, В.А.Савельев, Н.В. Зубов, Т.И.Головина " Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов".- Нефтяное хозяйство.-№3, 1998.-е. 19-21.

53. Ю.А.Корнильцев"Изучение эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами на аналоговых, физических и математических моделях".Отчет ТОО ЦСМРнефть о НИР.-Казань, 1992-С.82.

54. Крылов А.П."Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ". Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат.-1957. -с. 116139.

55. Вахитов Г.Г. "Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтегазоносных пластов". Гостоптехиздат.-1963.-с.216.

56. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К." Учет неоднородности продуктивных пластов при проектировании систем разработки". "Ежегодник-Добыча нефти"-М.Недра.-1964.-с.205-218;

57. Эфрос Д.А. " О влиянии переноса фронта нагнетания на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой". -HTG по добыче нефти. Выпуск N° 10, Гостоптехиздат. -1960. -с. 55-60.

58. Кожакин С.Б. Статистическое исследование нефтеотдачи месторождений Урало-Поволжья, находящихся в поздней стадии разработки. Нефтепромысловое дело. N7,1972.

59. Крылов А.П. Экономически допустимое разряжение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство. N5,1980.

60. Мартос В.Н. и др. Геология нефти и газа.,Влияние геологических и технических факторов на коэффициент нефтеотдачи. N4, 1982, 1-4с.

61. Лысенко В .Д. Мухарский Э. Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений", М. Недра, 1975.

62. Хуснуллин М:Х., Халабуда Э.Н., Муслимов Р.Х. "Метод оптимизации плотности сетки скважин". Нефтяное хозяйство. 1983, N11, 31с.

63. Лысенко В .Д., Хамзин Р.Г. "Учет влияния прерывистости при расчете коэффициента нефтеотдачи". Тр. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1968; Вып. 10, 317-332с.

64. Шелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещение. Нефтяное хозяйство. Л 974J N6.

65. Р.Н.Дияшев и др. " Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии". М. ВНИИОЭНГ, 1990.-(0бзорная информация. Серия « Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»).

66. Брагин Ю.И., Каюмов О.А. Исследование влияния природных и технологических факторов на: нефтеотдачу с помощью методов математической статистики. Нефть и газ. 1986, 41-49с.

67. Токарев М.А. Оценка и использование характеристики геологической неоднородности продуктивного пласта. Уфа, изд.УНИД 983, 66с.

68. Токарев М.А. и др. "Влияние распределения запасов нефти по скважинам на полноту выработки залежей". Нефтяное хозяйство. 1978; N7.

69. Амелин И.Д., Субботина?Е.В. "Особенности разработки залежей нефти? с карбонатньши коллекторами". Москва, THFO ВНИИОЭНЕ, 1986, 49с.

70. С.Н.Закиров " Анализ проблемы «Плотность сетки скважин нефтеотдача»". Издательский дом «Грааль».М. 2002.

71. Гиматудинов LLLK. "Физика нефтяного пласта". М.-1963;-С.225.

72. Пермяков И.Г." Разработка Туймазинского нефтяного месторожде-ния".М.-1959.

73. Пермяков И.Г., Гудок Н.С."0 целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти" Нефтяное хозяйство №6.-1961.

74. Коваленко Э.К. "О коэффициентах нефтеотдачи определенных в лабораторных условиях", Труды УфНИИ, вып. 14: Башкнигоиздат.-1965:

75. Дияшев Р.Н. "Совместная: разработка нефтяных пластов" Диссертация доктора технических наук. М.-1981.-С.396.

76. Г.Кисаянов Б.П., Демин Н.В., Русских В.Н." Влияние градиентов давления на величину параметров пласта на Туймазинском месторождени". Нефтяное хозяйство. -1964. №2. -С.23-28.

77. Тазетдинов Р.К. " Влияние повышения давления нагнетания на характер изменения профиля приемистости в нагнетательных скважинах Арланско-го месторождения". Нефтяное хозяйство. -1971. №12. -С. 29-32.

78. Чекалин А.Н.»Дифференцальные уравнения «-Казань,Таткнигоиздат, 1985 г., 360 с.

79. Дияшев Р.Н., Бакиров И.М.,Чекалин А.Н. «Новые системы разработки карбонатных коллекторов». Нефтяное хозяйство,-1994 г. № 1- с 37-40.

80. Бакиров И.М. К вопросу классификации систем заводнения.- Тезисы докладов межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Альметьевска.-Альметьевск.-2003.-С54.

81. Бакиров И:М., Дияшев Р.Н., Закиров И.З. О размещении нагнетательных скважин и системах заводнения при разработке нефтяных месторождений; //Тр./ Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений.- Альметьевск.-2000.-С.134-145.

82. Бакиров И.М, Кульмамиров А.Л., Бакиров А.И. Оптимизация систем заводнения с применением горизонтальной технологии.-Тезисы докладов научно-практической конференции, посвященной 10-летию Академии наук Республики Татарстан. -Казань.- 2001.-С 12-17.

83. Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Бакирова Г.Х. Влияние плотности сетки скважин и интенсивности разработки на коэффициент нефтеизвлечения. //Тр./ ТатНИПИнефть.- Бугульма.-2000.-С.123-129.