Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку

Захаров, Игорь Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку"

На правах рукописи УДК 622.276.1/.4"712.8"

□03052058

ЗАХАРОВ ИГОРЬ ВЛАДИМИРОВИЧ

Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2007

003052058

Работа выполнена в ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

Научный руководитель - доктор технических наук А.Х.Шахвердиев

Официальные оппоненты - доктор технических наук Малофеев Г.Е.

кандидат технических наук Стрижов И.Н.

Ведущая организация - ООО «Лукойл-Калининградморнефть»

Защита состоится « 06 » апреля 2007 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, д. 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан « 02 » марта 2007 г.

Общая характеристика работы.

Актуальность работы

На современном этапе развития нефтяной промышленности России значительное число нефтяных месторождений страны находится на поздней стадии разработки с низким уровнем добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Прирост запасов по стране происходит в основном за счет месторождений и объектов разработки с коэффициентом извлечения нефти не превышающим 0.2. Освоение подобных месторождений и объектов с трудноизвлекаемыми запасами требует значительных капитальных вложений. При этом на разрабатываемых и обустроенных месторождениях остается резерв трудноизвлекаемых запасов нефти, не охваченный применяемыми традиционными технологиями разработки.

При решении важнейшей отраслевой проблемы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти требуется решение триады следующих актуальных задач:

- совершенствование способов определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей;

- унификация и повышение достоверности методов оценки и прогноза технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий, в том числе инновационных технологий повышения нефтеотдачи.

В настоящее время анализ, диагноз, прогноз и управление процессом разработки осуществляется, в том числе, с использованием сложных многомерных, многофазных, многокомпонентных детерминированных математических моделей, требующих большого количества исходной информации, а также решения уравнений неразрывности, движения и состояния. В процессе математической формализации как геологической, так и гидродинамической модели на различных стадиях возникают определенные погрешности, связанные с многочисленными вариантами масштабирования, аппроксимаций, интерполяций, адаптаций и приближений. К тому же, процесс моделирования занимает достаточно продолжительный период времени и требует больших финансовых затрат. При этом существуют альтернативные пути и различные экспресс-методы анализа разработки нефтяных месторождений, позволяющие оперативно оценивать фактическую промысловую информацию и интерпретировать ее, не прибегая к сложному и трудоемкому моделированию, или, сочетая результаты двух подходов, получать более достоверное решение.

Таким образом, совершенствование методов определения местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, а также разработка технологий направленных на вовлечение этих зон в активную разработку является одной из самых актуальных проблем нефтяной науки и проектирования разработки нефтяных месторождений. Пель диссертационной работы

Целью данной работы является совершенствование и создание методов определения местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, и разработка практических рекомендаций и технологий по вовлечению остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку. Основные задачи исследования

1. Исследование степени информативности геологических и технологических параметров, влияющих на процесс образования слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей с использованием методов многомерной статистики.

2. Разработка алгоритма расчета параметра, характеризующего степень выработки запасов нефти по зонам залежи, построение и анализ новых карт выработки запасов.

3. Определение местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей на основании полученных результатов исследований и проведенного анализа.

4. Исследование на основании детального анализа выработки запасов причин образования зон с повышенной концентрацией остаточных запасов нефти, не вовлеченных в активную разработку.

5. Исследование и анализ результатов незапланированных изменений режимов работы добывающих скважин на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях.

6. Апробация унифицированной методики оценки технологической эффективности предлагаемых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Основные методы решения поставленных задач

Исследование степени информативности геологических и технологических параметров, влияющих на процесс образования слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, осуществлялось с помощью статистического метода Кульбака на примере Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений, разрабатываемых на естественном активном водонапорном режиме. С целью расчетов по данной методике была создана и использована программа «Ки1ЬакТЫ».

По наиболее информативным параметрам был определен нормированный коэффициент выработки запасов по скважинам, характеризующий

относительную степень эффективности выработки запасов на участках рассматриваемых месторождений. По результатам расчетов с помощью программы «Surfer» была проведена интерполяция коэффициентов и построены карты выработки запасов. Проведен сравнительный анализ карт выработки запасов с картами остаточных запасов и остаточных нефтенасьпценных толщин, полученных с помощью гидродинамического моделирования на программном комплексе «VIP Landmark», а также инженерных расчетов с использованием результатов геофизических исследований ИННК по скважинам. С целью определения причин образования слабодренируемых зон на рассматриваемых месторождениях проведен детальный анализ выработки запасов нефти.

С целью анализа и оценки эффективности применения технологии изменения направления фильтрационных потоков на рассматриваемых залежах были проведены исследования влияния нестационарных процессов на добычу нефти при фактических изменениях режимов работ добывающих скважин. На основании фактических данных по добывающим скважинам выделены периоды «спонтанной» нестационарности и проведена оценка влияния данных процессов на нефтеотдачу с использованием унифицированной методики и созданной на основе кинетической модели Колмогорова-Ерофеева программы «Шахмет». По результатам расчетов была проведена оценка эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков (ПНФП) на месторождениях. С целью определения оптимальных режимов работы скважин (возможности и целесообразности остановок, форсирования или ограничения отборов жидкости) был использован анализ выработки запасов и составлена программа мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи методом ПНФП. На геолого-гидродинамической модели в программном комплексе «Eclipse» проведены расчеты по реализации технологии ПНФП. Научная новизна работы

1. Разработан метод определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей, базирующийся на построении новых карт выработки запасов, рассчитанных на основе методов многомерной статистики.

2. Установлены геологические и технологические параметры, оказывающие наибольшее влияние на процесс образования слабодренируемых и застойных зон на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях.

3. Созданы геолого-гидродинамические 3D модели Ушаковского и Дейминского месторождений.

4. Определен новый приведенный параметр - коэффициент выработки запасов нефти, характеризующий степень выработки участков пласта в зависимости от геологических и технологических параметров, оказывающих наибольшее влияние на накопленную добычу нефти по скважинам.

5. Установлено влияние изменения фактических режимов работы добывающих скважин на текущую добычу нефти и обводненность, а также взаимосвязь возникающих при этом процессов с переменой направления фильтрационных потоков в пласте.

6. Проведена оценка технологической эффективности от перемены направления фильтрационных потоков при незапланированном изменении режимов работы добывающих скважин. Предварительно определены оптимальные периоды изменений режимов и продолжительности работы добывающих скважин.

7. Разработана специальная программа мероприятий По перемене направления фильтрационных потоков на Ушаковском, Западно-Красноборском и Дейминском месторождениях. Установлена целесообразность остановки, форсирования и ограничения режимов работы скважин, при составлении программы ПНФП.

8. На основе гидродинамического моделирования разработки Дейминского нефтяного месторождения доказана технологическая эффективность применения технологии ПНФП в условиях естественного активного водонапорного режима.

Основные защищаемые положения

1. Новые результаты, полученные при исследовании степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей.

2. Разработка метода определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей.

3. Теоретические и практические рекомендации по применению технологии ПНФП с целью повышения нефтеотдачи в условиях естественного активного водонапорного режима.

4. Апробация унифицированной методики оценки технологической эффективности применения технологии ПНФП в условиях разработки месторождений Калининградской области.

Практическая ценность работы

1. Усовершенствованные методы определения местоположения слабодренируемых зон использованы при проектировании доразработки месторождений Калининградской области, находящихся на поздней стадии.

2. С целью увеличения нефтеотдачи проведен анализ и обоснование эффективности применения метода ПНФП на Ушаковском и Западно-Красноборском месторождениях, выбраны оптимальные режимы работы добывающих скважин, составлена и рекомендована программа мероприятий по реализации ПНФП.

3. Результаты работы были использованы в «Авторском надзоре за реализацией проекта доразработки Западно-Красноборского месторождения», а также в «Дополнении к проекту доразработки Ушаковского нефтяного месторождения», принятых ЦКР Роснедра, что подтверждается актом о внедрении.

4. Результаты расчетов на геолого-гидродинамической модели Дейминского нефтяного месторождения были использованы при обосновании технологий повышения нефтеотдачи в рамках «Авторского надзора за реализацией технологического проектного документа «Уточненный проект разработки Дейминского нефтяного месторождения».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научном семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений» ОАО «ВНИИнефть» (2004 г.), на 33-й конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» (30.10-06.11.2004, Черногория), заседаниях секции «Разработка нефтяных месторождений» Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть» (2004 г., 2005 г.), научно-технического совета ООО «Лукойл-Капининградморнефть» (2004 г., 2005 г.), заседаниях нефтяной секции ЦКР Роснедра (2005 г, 2006 г.), конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» НТО нефтяников и газовиков им. акад. И.М.Губкина (26.01-01.03.2007 г., Московская обл., БО «Бекасово»)

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения. Диссертация содержит страницы машинописного текста, включает £У рисунк</, 2С таблиц, библиографический список литературы из наименований на листах.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю академику РАЕН, д.т.н. Шахвердиеву А.Х. за плодотворные идеи, внимание и поддержку в процессе работы над диссертацией.

Автор выражает искреннюю признательность за ценные консультации и содействие в выполнении работы академику РАЕН, проф., д.т.н. Жданову С.А., почетному чл. РАЕН, к.г-м.н. Максимову М.М., к.г-м.н. Рудой B.C., д.т.н. Малютиной Г.С., к.т.н. Кряневу Д.Ю., к.т.н. Рыбицкой Л.П., к.т.н. Ледовичу И.О., Десяткову В.М., Кузилову И.А., Кузилову О.И., Сулейманову И.В.

Автор благодарит соавторов и коллег из ОАО «ВНИИнефть» и ООО «Лукойл-Калининградморнефть», участвующих в разработке и внедрении положений диссертации.

Содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели, задачи, методы решения, защищаемые положения, новизна, практическая значимость и апробация работы.

Глава 1. Анализ и обобщение методов определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии нестационарного воздействия.

В первой главе рассматриваются, анализируются и обобщаются: опыт разработки нефтяных месторождений, основные методы определения местоположения остаточных запасов нефти, а также представления о технологии нестационарного воздействия, изложенные в работах известных Российских ученых отраслевой науки Крылова А.П., Абасова М.Т., Боксермана A.A., Басниева К.С., Баишева Б.Т., Борисова Ю.П., Вахитова Г.Г., Горбунова А.Т., Гавуры В.Е., Гатгенбергера Ю.П., Давыдова A.B., Желтова Ю.В., Жданова С.А., Закирова С.Н., Зайдель Я.М., Кондрушкина Ю.М., Лысенко В.Д., Лебединца Н.П., Леви Б.И., Максутова P.A., Максимова М.М., Мирзаджанзаде А.Х., Муслимова Р.Х., Малофеева Г.Е., Малютиной Г.С., Маслянцева Ю.В., Мищенко И.Т., Мартоса В.Н., Николаевского В.Н., Оганджанянца В.Г., Плотникова A.A., Розенберга М.Д., Сургучева М.Л, Сазонова Б.Ф., Степановой Г.С., Стрижова И.Н., Симкина Э.М., Фазлыева Р.Т., Фурсова А.Я., Цынковой О.Э., Черницкого A.B., Чижовой В.А., Шахвердиева А.Х., Шавалиева A.M., Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н., Щелкачева В.Н., Юрьева А.Н. и многих других.

Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти, характером и степенью их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит

от степени охвата объекта разработки, как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения вытесняющего агента. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием и особенностям продвижения флюидов по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс выработки запасов, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, реологические, физические и химические свойства насыщающих пласты и закачиваемых в них флюидов. К числу основных технологических факторов, влияющих на нефтеотдачу пластов, относятся: параметры сетки добывающих скважин, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах. Обработка данных полученных при наблюдении за процессом выработки запасов залежи дает возможность установить текущее положение водонефтяного контакта, внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и объем промытой части пласта. В настоящее время в связи с развитием методов контроля за разработкой нефтяных месторождений значительно расширились представления о характере перемещения водонефтяного контакта (ВНК). Выделяются две основные формы перемещения ВНК: подъем ВНК по вертикали и послойное обводнение нефтяной залежи. В результате совместного действия большого числа факторов водонефтяной контакт в процессе перемещения по пласту принимает обычно очень сложную геометрическую форму.

В настоящее время существует большое количество методов определения местоположения остаточных запасов нефти. Рассмотренные основные методы разделяются на 2 группы: прямые и косвенные.

Прямыми методами промыслово-геофизические исследования текущего положения водонефтяного контакта: метод электрометрических исследований, методы радиометрических исследований (НГК, ННК, ИННК, ИНГК). Основным преимуществом прямых методов является точность определения текущего ВНК, недостатком - недостаточный информационный охват в целом объекта разработки или месторождения.

Косвенным методом считается аналитическое определение ВНК по фактическим данным эксплуатации скважин: метод определения начала обводнения эксплуатационной скважины, метод определения текущего положения ВНК по степени обводненности скважин, метод прослеживания обводненных интервалов, метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин с помощью характеристик вытеснения, метод определения остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважин с помощью унифицированной методики ВНИИнефть. Косвенные методы определения текущего положения ВНК позволяют получить карты остаточных запасов нефти,

однако, точность местоположения слабодренируемых и застойных зон по данным картам может быть низкая. В связи с этим при анализе выработки запасов для повышения достоверных карт остаточных запасов нефти необходимо сочетать различные методы определения текущего ВНК, что является достаточно сложным процессом.

Одним из распространенных современных методов является многомерное многофазное геолого-гидродинамическое моделирование. Наряду с тем, что сам процесс создания геологической, а затем гидродинамической модели является трудоемким и требует больших временных, программных и электронно-вычислительных ресурсов, точность результатов моделирования зависит от большого количества исходной информации, а также адаптации истории разработки. Как показывает практика, при сопоставлении результатов гидродинамического моделирования с другими источниками информации возникает необходимость дополнительной корректировки модели, что также приводит к необходимости постоянного использования и совмещения нескольких методов, направленных на определение местоположения слабодренируемых и застойных зон залежей нефти. Данные методы при корректной исходной информации и адаптации истории разработки позволяют не только определить местоположение остаточных запасов нефти, но и расчетным путем оценить возможность вовлечения их в активную разработку и выбрать наиболее эффективную для этого технологию.

Одной из широко применяемых и известных технологий вовлечения остаточных запасов нефти в активную разработку является нестационарное воздействие. Данная технология была объектом исследования большого количества научных работ. Важнейшей задачей является использование и совершенствование накопленного опыта по нестационарному воздействию, полученного при практическом его применении. Анализ и обобщение опыта методов нестационарного воздействия на нефтяные залежи, полученный на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований позволил определить оптимальные условия и требования к используемым технологиям. Оптимальным условием можно считать применение технологии нестационарного воздействия при обводненности выше 50%. Момент начала регулирования режимов работы добывающих и нагнетательных скважин (остановка, ограничение отборов и закачки, форсирование) можно определить экспресс-методом дискриминант. Продолжительность циклов нестационарного воздействия меняется в каждом конкретном случае и может быть определена, в том числе моделью Лотка-Вольтерра. При наличии соответствующей геолого-гидродинамической модели все требуемые показатели процесса нестационарного

воздействия на залежи определяются традиционным способом, а результаты используются для тестирования экспресс-методов.

Глава 2. Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей и анализ выработки запасов на месторождениях Калининградской области.

Во второй главе осуществляется постановка задачи, выбор объектов разработки для исследования, и обоснование наиболее информативных параметров на основе расчета меры Кульбака, а также определение коэффициента выработки запасов и построение карт на его основе. Определить информативность параметра - значит, найти статистическую или причинно-следственную взаимосвязь между изменениями этого параметра и управляющей функцией или параметром успешности. В числе информативных параметров могут оказаться фильтрационно-емкостные, физические, технологические и геологические, которые в свою очередь оказывают существенное влияние на показатели разработки нефтяных залежей. При этом существенную роль играет изменчивость одних параметров в пределах одного самостоятельного пласта и других параметров в пределах большего числа пластов и месторождений. При решении различных задач разработки нефтяных месторождений, в различных постановках, особенно при моделировании, необходимо предварительно оценить степень информативности каждого параметра на конечный результат или на показатели разработки, в том числе на текущий или накопленный отбор нефти. Следует отметить, что после определения наиболее «влиятельных» параметров необходимо их нормировать, так как это повышает их информативность. Карты, построенные таким образом на основе выбранных параметров и их комбинации, содержат более достоверную информацию по сравнению с широко применяемыми на практике традиционными картами разработки. Одним из методов определяющих информативность параметров является мера Кульбака.

В данной главе рассмотрена задача влияния изменчивости геологических и технологических параметров на накопленный отбор нефти скважин Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений, расположенных в Калининградской области. Запасы нефти месторождений приурочены к продуктивному среднекембрийскому пласту. Залежи месторождений разрабатываются на естественном активном водонапорном режиме и в настоящее время находятся на поздней стадии разработки. Текущее пластовое давление незначительно снизилось относительно начального давления и составляет более 80% от начального по всем объектам. В большинстве добывающих скважин данных месторождений динамические уровни находятся на устье. Газосодержание низкое - 11.8-21.2 м3/т, нефть - малосернистая, смолистая,

парафинистая с плотностью в пластовых условиях 0.771-0.802 г/см3 и вязкостью 1.57-1.86 мПас. Пластовые воды хлоркальциевого типа с минерализацией до 175 г/л. Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой 0.72. Проектный фонд на месторождениях реализован полностью, дополнительЕюе бурение не предусматривается. Плотность сетки скважин составляет на Западно-Красноборском месторождении - 17 га/скв., на Ушаковском месторождении - 14 га/скв. Утвержденные значения КИН на Западно-Красноборском месторождении - 0.59, на Ушаковском месторождении - 0.67. Коэффициенты охвата вытеснением составляют, соответственно, 0.82 и 0.93. Средняя проницаемость Западно-Красноборского месторождения - 299 мД, Ушаковского — 265 мД. Несмотря на плотную сетку скважин и высокие коллекторские свойства, существует резерв увеличения нефтеотдачи за счет вовлечения слабодренируемых зон пласта в активную разработку. Поэтому для повышения информативности анализа выработки запасов нефти была поставлена задача использования нового альтернативного метода определения местоположения остаточных запасов нефти.

Для расчета меры Кульбака на первом этапе были выбраны параметры, влияющие на эффективность разработки: средневзвешенные значения в нефтенасыщенной части пласта по каждой скважине - коэффициенты песчанистости, пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности, расчлененности и эффективной нефтенасыщенной толщины. В качестве параметра, характеризующего технологический потенциал непосредственно скважины, выбран максимальный дебит скважин по нефти. В качестве параметра успешности выбрана накопленная добыча нефти по скважинам на момент достижения в них обводненности 50%. По этому же принципу выбираем параметр наработки, т.е. время работы скважины, который, как правило, отличается от календарного времени и учитывает коэффициент эксплуатации.

Согласно алгоритму расчета меры Кульбака диапазон изменения каждого параметра разбивается на п интервалов и подсчитывается частота попадания в эти интервалы его значений, соответствующих успешным и неуспешным значениям управляющего параметра, в нашем случае накопленной добычи нефти. Поэтому в зависимости от граничного условия, разбивающего диапазон изменения параметра успешности на два, образовываются группы А (успешные) и группа В (неуспешные).

Далее принимаются граничные условия для параметра успешности. С этой целью для выборки по накопленной добычи нефти осуществляется ранжирование. По результатам ранжирования на Западно-Красноборском месторождении наиболее эффективно отбор происходит по скважинам с накопленной добычей выше 210 тыс.т нефти, хуже всего по скважинам с

добычей ниже 53 тыс.т. Аналогично, для Ушаковского месторождения можно выделить граничные условия для области высоких значений накопленной добычи нефти - 165 тыс.т, для области низких значений -15 тыс.т.

По алгоритму расчета меры Кульбака на базе Borland Delphi была создана программа «KulbakTest» и рассчитана суммарная мера Кульбака по всем выбранным параметрам для определенных граничных условий. Для каждого параметра максимально возможное количество интервалов выбирали таким образом, чтобы значение параметра попадало хотя бы в один интервал, на которые разбивается диапазон изменения его значений по скважинам в группах А и В. На рисунке 1 представлены зависимости суммарной меры Кульбака от количества интервалов при граничном значении для параметра успешности равном 53 тыс.т для Западно-Красноборского месторождения.

Для двух граничных условий Западно-Красноборского месторождения результаты совпали. Изменчивость таких параметров, как пористость, максимальный дебит, расчлененность и время наработки скважин в условиях одного пласта в наибольшей степени влияет на эффективность отбора нефти. Наиболее информативными параметрами оказались время наработки скважин и максимальный дебит скважин. Для Ушаковского месторождения наиболее «влиятельными» параметрами для двух граничных условий оказались эффективная нефтенасыщенная толщина, максимальный дебит скважин по нефти и наработка скважин. Условием информативности параметров является значение суммарной меры Кульбака более 0.5. Суммарные меры Кульбака для параметров равные или незначительно превысившие значение 0.5 были приняты неинформативными.

s >>

17 22

Рис 1

27 32 37

количество интервалов

Рассмотрим функцию накопленной добычи нефти от параметров, оказывающих наибольшее влияние на степень и характер дренируемости залежи по нефти в определенных геологических условиях и слоясившейся системы разработки объекта.

Оиаки'^^- <2>

где Л' - совокупность геологических и технологических параметров.

В рамках конкретной задачи и результатов расчетов коэффициент Ку выражает накопленную добычу нефти по скважинам приведенную к единице времени фактической их работы и к одинаковым геологическим условиям (по наиболее информативным параметрам).

С целью оценки технологической работы скважин по факту, параметр максимального дебита нефти был нормирован по его среднему значению. Коэффициент максимального дебита Кд, представляет отношение максимальных дебитов скважин к среднему от максимальных значений дебитов (¿тах

ЛГ<7 = етах/бшахс/,, (3)

где Отахср - значение среднего от максимальных дебитов по скважинам, т/сут.

По коэффициенту максимального дебита был проведен предварительный анализ эффективности работы скважин. При Кц<1 максимальный дебит скважин по нефти был признан неудовлетворительным к условиям данных месторождений.

Итак, чтобы привести к одинаковым геологическим условиям и к единице фактического времени работы скважин (по наиболее информативным параметрам) условно названный приведенный управляющий параметр Qнaки коэффициентом выработки запасов для Западно-Красноборского месторождения рассчитывался по формуле, _ <2нак ч-Кр

Т-Кп-Кд 4 '

где ()нак.н.- накопленная добыча нефти, т;

Т- наработка скважины, сут.;

Кп - коэффициент пористости, д.ед.;

Кр - коэффициент расчлененности;

Кц - нормированный коэффициент максимального дебита по нефти.

Далее нормируем полученные значения К\ по их среднеарифметической величине и рассчитываем нормированные коэффициенты выработки запасов, Ку=Ку/Куср, (5)

Для Ушаковского месторождения коэффициент выработки запасов будет рассчитываться по следующей формуле:

Онак.н

(6)

где (?нак. к - накопленная добыча нефти, т; Т - наработка скважины, сут;

Иэф.и. - эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Кд - нормированный коэффициент максимального дебита по нефти. После расчета приведенных коэффициентов выработки запасов для каждой скважины, с помощью программы «ЗОГ1еШ» или «5игГег8.0» коэффициенты интерполируются, и строится новая карта распределения полученных коэффициентов, с помощью которой можно анализировать и определять слабодренируемые и застойные зоны пласта. Карты выработки запасов по 3 ападн о-Красноборекому и У таковскому месторождениям, построенные в

программе <:8игГег8.0», представлены на рисунках 2 и 3.

--1 ^ . ,---1-1-

17 18

Г \ ' /' ' —

! ! 1 * ... Д

л« V : I л

ч..... ( V )

' у

и \

\ «у ' о ' V

: J

■ / / *

0.8

0.6

0.4

Рис.2

Сравнительный анализ результатов исследований с картами остаточных толщин и удельных остаточных запасов нефти показал высокую достоверность

полученных карт выработки запасов. Карты остаточных нефтенасыщенных толщин были построены по методике определения текущего положения ВНК по степени обводненности скважин, карты удельных остаточных запасов нефти по результатам гидродинамического моделирования.

Проведенный в главе детальный анализ выработки запасов показал причины образования слабодренируемых зон, одной из которых является преимущественное послойное обводнение добывающих скважин. Определено, что эффективность и равномерность выработки запасов напрямую зависит от наличия глинистых прослоев в разрезе пласта препятствующих скорости подъема водонефтяного контакта в районе скважин.

Рис. 3

Диагностика послойного обводнения в условиях недостатка данных, полученных по прямым исследованиям, необходима при принятии технологических решений по эффективной довыработке остаточных запасов нефти залежей среднекембрийского пласта. Совокупность всей имеющейся информации, в т.ч. выявленные признаки послойного обводнения, использованы при обосновании рекомендаций по переносу интервалов перфорации Н перемене

направлений фильтрационных потоков посредством изменения режимов работы добывающих скважин.

Глава 3. Оценка эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков на месторождениях Калининградской области.

В третьей главе проведена оценка эффективности применения технологии перемены направления фильтрационных потоков с целью вовлечения слабодренируемых участков с высокой концентрацией остаточных запасов нефти, а также составлены программы реализации технологии и проведен расчет на гидродинамической модели.

Гидродинамическое регулирование с использованием перемены направлений фильтрационных потоков и форсирования отборов рассматривалось на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях в связи с тем, что объекты характеризуются высокой степенью гидродинамической связанности, при этом в пластах имеются зоны повышенной концентрации остаточных запасов, не вовлеченных в активную разработку при реализуемой системе. Кроме того, «стихийное» незапланированное изменение режимов эксплуатации скважин или их вынужденное отключение в ряде случаев положительным образом влияло на технологические показатели разработки. Вышесказанное дало основание полагать, что регулируемое изменение направлений фильтрационных потоков на поздней стадии разработки обеспечит высокую эффективность.

На Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях выбраны слабодренируемые участки с максимальной концентрацией остаточных запасов нефти. По скважинам, находящимся на данных участках (на Западно-Красноборском - 5 участков, Ушаковском - 7 участков) были проанализированы фактические изменения дебитов жидкости с 2001 года.

С целью определения периодов нестационарной работы добывающих скважин, а также начала периодических изменений режимов работы добывающих скважин рассчитана динамика по месяцам относительных отклонений от средней величины дебита жидкости по скважинам. Отклонения рассчитаны по формуле: Ад = (дж - цж.ср.) / цж.ср , (7)

где, Ад - относительное отклонение текущего дебита жидкости по скважине от

средней величины,

дж - текущий дебит жидкости по скважине,

цж.ср,- средний дебит жидкости за период с 01.2001 г. по 04.2004 г. включительно.

Ниже приведен пример анализа выбранных участков по Западно-Красноборскому месторождению.

Участок 1. Относительные отклонения дебитов жидкости в течение анализируемого периода показывают, что на данном участке происходило периодическое изменение режимов работы скважин (рисунок 5). Начало фактического незапланированного изменения направления фильтрационных потоков - январь 2002 года.

Участок 2 — Начало незапланированного изменения направления фильтрационных потоков - май 2002 года (рисунок 6).

Аналогичным образом были выделены периоды нестационарной работы добывающих скважин У таковского нефтяного месторождения.

3.5 п

начало мероприятия

дата оценки мероприятии

2.5 ■■

-2.5

□ 12 041 «к 09 ОН П43 Я5 СШ □ 14 016 ВЗЗ В7 В69 026

-3.5 -1

Дата

Рис. 5

Далее был проведен расчет технологической эффективности по унифицированной методике «ВНИИнефть» с помощью программы «ШАХМЕТ» Эффект от фактических изменений направления фильтрационных потоков по всем участкам рассчитызался на последнюю фактическую дату разработки. Однако, эффективность от выделенных периодов изменения режимов работы скважин (увеличения или уменьшения) принимались на дату их окончания.

На Западно-Красиоборском месторождении суммарная по всем участкам накопленная дополнительная добыча нефти за счет ПНФП составила 6,4 тыс. т нефти. На Ушаковском месторождении суммарная расчетная технологическая эффективность на участках составила 12,7 тыс.т нефти.

Наиболее заметное проявление эффекта сдвинуто, как правило, на 3 - 8 месяцев относительно даты начала реализации цикла (рисунок 8).

Участок 1, 3 впадно-Крэсноборское месторождение

Рис. 8

Данный факт показывает, что после выхода режима работы скважин на нестационарный, процессы в пласте, в том числе изменение направления фильтрационных потоков, начинают проявляться только через определенный период. В дальнейшем, нестационарный процесс фильтрации переходит в стационарный, после чего необходимо опять менять направление вновь сформировавшихся потоков. Для среднестатистической оценки начала проявления эффекта и его затухания, была рассмотрена зависимость суммарной текущей технологической эффективности по основным участкам от календарного времени. По данной зависимости начало проявления эффекта соответствовало 6 месяцам, момент его затухания - 18 месяцам, а максимум эффективности (начало ее снижения) - 12 месяцам. Определение общепринятыми методами оптимальных циклов и полуциклов работы добывающих скважин достаточно затруднительно, так как для условий месторождений Калининградской области необходимо учитывать:

-естественный режим, без применения системы ППД; -активную водоносную область пласта, препятствующую целенаправленному перераспределению потоков.

-перемена направления фильтрационных потоков (в том числе незапланированное) осуществляется не отключением добывающих скважин, а снижением отбора жидкости, что приводит к увеличению периода изменения потоков в пласте.

В соответствии с проведенными исследованиями предварительно продолжительность цикла и полуцикла была принята по оценкам фактического проявления эффекта. Полуцикл работы одной скважины участка с форсированным или сниженным отбором жидкости принят равным полгода (начало проявления эффекта), а цикл, соответственно, один год (начало снижения эффекта). В дальнейших исследованиях с целью уточнения параметров технологии ПНФП основным этапом является теоретическое обоснование и создание алгоритма расчета оптимальных циклов и полуциклов работы добывающих скважин на каждом конкретном участке с учетом геолого-физических его свойств и характера выработки запасов.

С учетом полученных результатов по исследованию эффективности незапланированных изменений направления фильтрационных потоков и детального анализа выработки запасов, выбраны участки и скважины, предварительно определена продолжительность циклов и полуциклов, и составлены следующие критерии по реализации технологии ПНФП: ■ участки для проведения мероприятий должны быть приурочены к зонам

повышенной концентрации остаточных запасов;

■ продолжительность цикла определяется временем проявления эффекта, которое, в свою очередь, обусловлено геолого-гидродинамическими характеристиками пласта и состоянием выработки запасов нефти;

■ для форсирования рекомендуются скважины с преимущественным послойным обводнением в нефтенасыщенной части пласта, подтвержденным ИННК при достижении предельной обводненности продукции (97-99%), а также скважины, расположенные в зонах, характеризующихся равномерным подъемом ВНК с высокой скоростью;

" не форсировать (стабилизировать или ограничить увеличение отборов) скважины с признаками преимущественного послойного обводнения, установленного по результатам анализа выработки запасов, а также скважины, расположенные в зонах, характеризующихся равномерным, но с низкой скоростью подъемом ВНК, где также существует вероятность послойного обводнения в прикровельной части разреза.

■ скважины с обводненностью продукции 99% и более, могут быть остановлены, но не ликвидированы, так как возможно их использование при целенаправленном гидродинамическом регулировании с применением технологии ПНФП.

Для составления программы реализации технологии ПНФП участки с низкой степенью выработки запасов, выделены таким образом, чтобы на каждом из них находилось по 4 добывающие скважины. Такое выделение участков необходимо для реализации адресного воздействия на пласт и обеспечения при внедрении удовлетворительной точности оценки технологической эффективности. Одному полуциклу будут соответствовать повышенные отборы жидкости в определенных скважинах (или стабилизация, в случае угрозы преимущественного послойного обводнения), другому - пониженные. В течение одного полуцикла в пределах участка будет осуществлено движение пластовых флюидов в одном из четырех направлений. Соответственно, за два года (4 полуцикла), фильтрационный поток будет перенаправлен 4 раза по всем направлениям участка. С учетом изложенных выше положений были составлены программы мероприятий по перемене направления фильтрационных потоков для Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений.

Эффективность технологии ПНФП была подтверждена результатами гидродинамического моделирования Дейминского нефтяного месторождения, расположенного в Калининградской области. Разработка залежи среднекембрийского пласта месторождения осуществляется с 1979 года. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки. На 01.01.2006 г. средняя обводненность на месторождении составила 92%, текущий

КИН - 0.317, при утвержденном - 0.430. По геолого-физической характеристике месторождение отличается худшими коллекторскими свойствами, относительно других месторождений Калининградской области. Коэффициент расчлененности в среднем по месторождению равен - 7.], коэффициент песчанистости - 0.7, средняя проницаемость - 149 мД. Проведенными исследованиями по контролю за выработкой запасов нефти было установлено, что обводнение продуктивного горизонта происходит преимущественно за счет послойного внедрения законтурной воды в нефтеносную часть залежи, а также за счет незначительного подъема ВНК. Подъем ВНК в большинстве скважин не зафиксирован, что обусловлено наличием непроницаемых прослоев в разрезе пласта и низ ко продуктивной зоной, отделяющей водоносную часть пласта от нефтенасыщенной.

В связи с этим, несмотря на плотную реализованную сетку скважин 14 га/скв., коэффициент извлечения нефти при сложившихся условиях разработки по результатам гидродинамического моделирования составит 0.399. При коэффициенте вытеснения 0.706, коэффициент охвата составит 0.566. Поэтому при дальнейшей разработке данного месторождения вопрос о повышении нефтеотдачи является наиболее актуальным относительно других месторождений Калининградской области.

На рисунке 9 представлены фрагменты карт распределения остаточных запасов нефти на последний год прогноза, построенных по результатам расчетов на гидродинамической модели, при сложившихся условиях разработки и после апробации технологии ПНФП. Моделирование показало, что в процессе разработки скважины 13, 43, 14 и 18 обводнялись за счет послойного прорыва воды со стороны контура, в результате чего между ними в центральной части участка образовалась застойная зона

Рис. 9

С целью вовлечения ее в активную разработку рассмотрен вариант с выработкой остаточных запасов нефти существующим фондом скважин, который возможен только с применением метода перемены направления фильтрационных потоков. Одновременный форсированный отбор жидкости из скважин участка по результатам расчетов на модели приводит к увеличению темпов обводнения их со стороны текущего контура нефтеносности, при этом центральная часть остается невыработанной. Для реализации технологии ПНФП на гидродинамической модели Дейминского месторождения были снижены отборы жидкости на скважинах 13 и 43, а на скважинах 14,18,4 и 19 дебит жидкости был увеличен в 1.5-2 раза. Таким образом, зона пониженного давления была перемещена в район скважин 14, 18, 4 и 19, а невыработанный участок с остаточными запасами нефти попал в зону депрессии. На следующем этапе перемена направления фильтрационных потоков была обеспечена за счет увеличения отборов в скважинах 17 и 64. В результате мероприятий слабодренируемая зона была вовлечена в активную разработку скважинами 14 и 18, и достигнут утвержденный КИН.

Учитывая низкую себестоимость технологии ПНФП, гидродинамическое регулирование на поздней стадии разработки месторождений Калининградской области является наиболее предпочтительным методом увеличения нефтеотдачи.

Основные результаты и выводы

В процессе выполнения исследований по теме диссертационной работы получены следующие основные результаты и выводы:

1. Анализ и обобщение опыта разработки нефтяных месторождений показывает, что при сопоставлении результатов гидродинамического моделирования с результатами экспресс-методов или других источников информации возникает необходимость дополнительной корректировки модели. Для получения достоверной информации о выработке запасов нефти необходимо постоянное использование и совмещение нескольких методов, в том числе направленных на определение местоположения слабодренируемых и застойных зон залежей нефти.

2. С целью определения местоположения слабодренируемых зон на залежах Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений, проведено исследование информативности геологических и технологических параметров, влияющих на эффективность выработки запасов. На основе наиболее «весомых» параметров рассчитаны нормированные коэффициенты выработки запасов по скважинам, характеризующие степень эффективности выработки участков залежей.

3. По построенным новым картам определены слабодренируемые и застойные зоны с низкой выработкой запасов нефти. Сравнительный анализ результатов исследований с картами остаточных толщин и удельных

остаточных запасов нефти показал высокую достоверность новых карт выработки запасов.

4. Оценка информативности параметров и показателей разработки является важной составляющей исследований процесса разработки нефтяных залежей. Наряду со многими методиками, применяемыми при проектировании разработки нефтяных пластов, решение подобных задач является дополнительным инструментом для анализа и диагностики процессов выработки запасов нефти.

5. Анализ выработки запасов нефти показал причины образования слабодренируемых зон, одной из которых является преимущественное послойное обводнение добывающих скважин. Определено, что эффективность и равномерность выработки запасов напрямую зависит от наличия глинистых прослоев в разрезе пласта препятствующих скорости подъема водонефтяного контакта в районе скважин. Диагностика послойного обводнения в условиях недостатка данных, полученных по прямым исследованиям, необходима для принятия технологических решений по эффективной довыработке остаточных запасов нефти залежей среднекембрийского пласта. Совокупность всей имеющейся информации, в т.ч. выявленные признаки послойного обводнения, могут быть использованы при обосновании рекомендаций направленных на увеличение нефтеотдачи.

6. Для исследования эффективности применения нестационарного воздействия технологией перемены направления фильтрационных потоков (ПНФП) на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях выбраны участки с максимальной концентрацией остаточных запасов нефти. В результате анализа динамики дебитов жидкости добывающих скважин выделены периоды их нестационарной работы.

7. С помощью унифицированной методики «ВНИИнефть» рассчитана технологическая эффективность от фактических незапланированных изменений режимов работы добывающих скважин. Результаты расчетов показали высокую эффективность в результате нестационарной работы скважин. Целенаправленное программное изменение отборов жидкости в добывающих скважинах на Ушаковском и Западно-Красноборском месторождениях позволит вовлечь в активную разработку слабодренируемые участки пласта.

8. С учетом проведенного анализа и оценки эффективности определены основные положения программы мероприятий по ПНФП. Составлены программы по повышению нефтеотдачи с применением технологии ПНФП для Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений.

9. Эффективность применения технологии ПНФП на залежах среднекембрийского пласта подтверждена результатами

гидродинамического моделирования Дейминского нефтяного месторождения. Результаты расчетов показали возможность вовлечения слабодренируемого и застойного участка залежи в активную разработку существующим фондом скважин без дополнительных затрат.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Малинов И.О., Захаров И.В. Оценка ожидаемого эффекта при проектировании нестационарного заводнения. //Сб.научных трудов ОАО «ВНИИнефть», «Повышение эффективности извлечения нефти из пластов», 2004, №130-С.85-93

2. Малютина Г.С., Захаров И.В. Диагностика послойного обводнения на основе анализа выработки запасов нефти из пласта (на примере Западно-Красноборского месторождения). //Сб.научных трудов ОАО «ВНИИнефть», «Совершенствование разработки нефтяных месторождений», 2004, №131 -С.52-58

3. Шахвердиев А.Х., Захаров И.В., Сулейманов И.В. Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон залежей углеводородов // Нефт.хоз-во., 2004, №8 — С.64-68.

4. Шахвердиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П., Захаров И.В. Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождений //Нефт.хоз-во., 2004, №10 - С.40-49

5. Захаров И.В. Определение местоположения и технология извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в слабодренируемых зонах нефтяных залежей, находящихся на поздней стадии разработки//Сборник докладов конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НТО нефтяников и газовиков им.ак. И.М.Губкина, Москва, 2007

6. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э., Захаров И.В. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти//Сборник докладов конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НТО нефтяников и газовиков им. ак. И.М.Губкина, Москва, 2007

Соискатель

Отпечатано редакционно-издательским отделом ОАО «ВНИИнефть» 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Тираж 100 экз., 1,625 п.л.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Захаров, Игорь Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Анализ и обобщение методов определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии нестационарного воздействия.

1.1 Анализ и обобщение методов определения местоположения остаточных запасов нефти, застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей

1.2 Основные положения технологии циклического заводнения.

1.3. Основные виды нестационарного воздействия.

1.4 Механизм процесса нестационарного воздействия на неоднородные залежи углеводородов.

1.5. Моделирование процесса циклического воздействия на пласт. Математическая модель и основные факторы, определяющие эффективность циклического воздействия.

ГЛАВА 2. Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей и анализ выработки запасов на мссюрождепиях Калининградской области.

2.1. Постановка задачи и выбор объектов разработки для исследования информативности параметров.

2 2. Расчет меры Кульбака и выбор наиболее информативных параметров, влияющих на накопленную добычу нефти по скважинам

2 3. Расчет нормированного коэффициента выработки запасов и построение карт выработки запасов по исследуемым объектам разработки.

2.4. Анализ выработки запасов нефти по исследуемым объектам разработки.

ГЛАВА 3. Оценка эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков на месторождениях Калининградской области.

3 1. Выбор участков и необходимых параметров для оценки эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков (ПНФГТ).

3 2. Расчет технологической эффективности по унифицированной методике «ВНИИнефть» и составление программы реализации метода перемены направления фильтрационных потоков

3 3 Реализация метода перемены направления фильтрационных потоков на гидродинамической модели Деиминского нефтяного месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку"

Актуальность.

На современном этапе развития нефтяной промышленности России значительное число нефтяных месторождений страны находится на поздней стадии разработки с низким уровнем добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Прирост запасов по стране происходит в основном за счет месторождений и обьектов разработки с коэффициентом извлечения нефти не превышающим 0 2 Освоение подобных месторождений и объектов с трудноизвлекаемыми запасами требует значительных капитальных вложений. При этом на разрабатываемых и обустроенных месторождениях остается резерв трудноизвлекаемых запасов нефти, не охваченный применяемыми традиционными технологиями разработки

Объективная оценка коэффициента извлечения нефти, важнейшею показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья, а также в целом показателя эффективности деятельности нефтедобывающей отрасли, является актуальной и сложной задачей [1, 4, 6, 14, 16, 22, 33, 48, 49, 53, 61, 110, 111, 116] Проблема повышения КИН находит свое отражение в решениях коллегии МПЭРФ, МПРРФ, Федерального агентства по недропользованию, ГКЗ, ЦКР Роснедра и других значимых форумов, посвященных вышеуказанной теме. Данная проблема находится в поле зрения вертикально интегрированных нефтяных компаний и специалистов различных научных и производственных сервисных предприятий [1, 2, 3, 21, 35, 40, 56, 61, 65, 82, 87, 90, 101, 108, 160, 165, 170]. Особо следует отметить роль и заинтересованность государства, как собственника недр в решении актуальной проблемы оценки и повышения коэффициента извлечения нефти.

При решении важнейшей отраслевой проблемы повышения иефтеотдачи и интенсификации добычи нефти требуется решение триады следующих актуальных задач

- совершенствование способов определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей [13,15,19, 51, 53, 61, 119, 143, 164],

- разработка и совершенствование технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки, а также при разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти [41, 52, 62, 63, 64, 70,99,100, 101, 121, 124, 137, 139,141,174,175, 177, 178]; унификация и повышение достоверности методов оценки и прогноза технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий, в том числе инновационных технологии повышения нефтеотдачи [9, 19, 54, 72, 89, 92, 106, 108, 112, 113, 114, 115, 162, 163, 166, 168]

В настоящее время анализ, диагноз, прогноз и управление процессом разработки осуществляется, в том числе, с использованием сложных многомерных, многофазных, многокомпонентных детерминированных математических моделей, требующих большого количества исходной информации, а также решения уравнений неразрывности, движения и состояния. В процессе математической формализации как геологической, так и гидродинамической модели на различных стадиях возникают определенные погрешности, связанные с многочисленными вариантами масштабирования, аппроксимаций, интерполяций, адаптации и приближений К тому же, процесс моделирования занимает достаточно продолжительный период времени и требует больших финансовых затрат При этом существуют альтернативные пути и различные экспресс-методы анализа разработки нефтяных месторождений, позволяющие оперативно оценивать фактическую промысловую информацию и интерпретировать ее, не прибегал к сложному и трудоемкому моделированию, или, сочетая результаты двух подходов, получать более достоверное решение [19, 70, 161, 163,166, 167, 168].

Таким образом, совершенствование методов определения местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, а также разработка технологи направленных на вовлечение этих зон в активную разработку является одной из самых актуальных проблем нефтяной науки и проектирования разработки нефтяных месторождений Решению данной проблемы и многих других задач геологии и разработки нефтяных месторождений были посвящены работы известных Российских ученых Крылова А.П., Абасова М.Т., Боксермана А А., Басниева К С , Баишева Б Т , Борисова Ю.П., Вахитова Г.Г., Горбунова А. Г., Гавуры В Е., Гаттенбергера Ю П., Давыдова А В , Желтова Ю.В., Жданова С А , Закирова С.Н., Зайдель Я.М , Кондрушкина Ю М , Лысенко В Д , Лебединца Н П., Леви Б.И, Максутова Р А , Максимова М М., Мирзаджапзаде А X , Муслимова Р X , Малофеева Г Е , Малютиной Г С , Маслянцева Ю В , Мищенко И.Т, Мартоса В Н , Николаевского В Н , Огаиджанянца В Г, Плотникова А А , Розенберга М Д, Сургучева М Л, Сазонова Б Ф , Степановой Г С., Стрижова И Н , Симкина Э М , Фазлыева Р.Т., Фурсова А Я, Цынковой О Э., Черницкого А.В , Чижовой В А , Шахвердиева А X , Шавалиева А М , Шалимова Б В , Шарбатовой И Н , Щелкачева В.II, Юрьева А Н. и других.

Основные задачи исследования 1 Исследование степени информативности геологических и технологических параметров, влияющих на процесс образования слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей с использованием методов многомерной статистики 2. Разработка алгоритма расчета параметра, характеризующего степень выработки запасов нефти по зонам залежи, построение и анализ новых карт выработки запасов

3 Определение местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей на основании полученных результатов исследований и проведенною анализа

5. Исследование и анализ результатов незапланированных ишенений режимов работы добывающих скважин на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях

6. Апробация унифицированной методики оценки технологической эффективности предлагаемых методов увеличения нефтеотдачи пластов

Основные методы решения поставленных задач.

Исследование степени информативности геологических и технологических параметров, влияющих на процесс образования слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, осуществлялось с помощью статистического метода Кульбака [44, 88] на примере Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений, разрабатываемых на естественном активном водонапорном режиме. С целью расчетов по данной методике была создана и использована программа «KulbakTest».

По наиболее информативным параметрам был определен нормированный коэффициент выработки запасов по скважинам, характеризующий относительную степень эффективности выработки запасов на участках рассматриваемых месторождений По результатам расчетов с помощью программы «Surfer» была проведена интерполяция коэффициентов и построены карты выработки запасов Проведен сравнительный анализ карт выработки запасов с картами остаточных запасов и остаточных нефтенасыщенных толщин, полученных с помощью гидродинамического моделирования на программном комплексе «VIP Landmark», а также инженерных расчетов с использованием результатов геофизических исследований ИННК по скважинам С целью определения причин образования слабодренируемых зон на рассматриваемых месторождениях проведен детальный анализ выработки запасов нефти.

С целью анализа и оценки эффективности применения технологии изменения направления фильтрационных потоков на рассматриваемых залежах были проведены исследования влияния нестационарных процессов на добычу нефти при фактических изменениях режимов работ добывающих скважин На основании фактических данных по добывающим скважинам выделены периоды «спонтанной» нестационарности и проведена оценка влияния данных процессов на нефтеотдачу с использованием унифицированной методики и созданной на основе кинетической модели Колмогорова-Ерофеева про1раммы «Шахмет». По результатам расчетов была проведена оценка эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков (ПНФП) на месторождениях. С целью определения оптимальных режимов работы скважин (возможности и целесообразности остановок, форсирования или ограничения отборов жидкости) был использован анализ выработки запасов и составлена программа мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи методом ПНФП. На геолого-гидродинамической модели в программном комплексе «Eclipse» проведены расчеты по реализации технологии П11Ф11. Фактический материал.

В процессе выполнения диссертационной работы были использованы геолого-промысловые материалы ООО «Лукойл-Калининградморнефть» и проектные документы «Проект доразработки Западно-Красноборского месторождения», «Дополнение к проекту доразработки Ушаковского месторождения», «Уточненный проект разработки Дейминского нефтяного месторождения», выполненные в ОАО «ВНИИнефть».

Научная иовизна работы состоит в следующем

3 Созданы 1еолого-гидродинамические 3D модели Ушаковского и Дейминского месторождений.

4. Определен новый приведенный параметр - коэффициент выработки запасов нефти, характеризующий степень выработки участков пласта в зависимости от геолсм ических и технологических параметров, оказывающих наибольшее влияние на накопленную добычу нефти по скважинам.

5 Установлено влияние изменения фактических режимов работы добывающих скважин на текущую добычу нефти и обводненность, а также взаимосвязь возникающих при этом процессов с переменой направления фильтрационных потоков в пласте.

6 Проведена оценка технологической эффективности от перемены направления фильтрационных потоков при незапланированном изменении режимов работы добывающих скважин Предварительно определены оптимальные периоды изменений режимов и продолжительности работы добывающих скважин.

7. Разработана специальная программа мероприятий по перемене направления фильтрационных потоков на Ушаковском, Западно-Красноборском и Деиминском месторождениях. Установлена целесообразность остановки, форсирования и ограничения режимов работы скважин, при составлении программы ПНФП

2. Метод определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей

3. Теоретические и практические рекомендации по применению технологии ПНФП с целью повышения нефтеотдачи в условиях естественного активного водонапорного режима

4 Результат апробации унифицированной методики оценки технологической эффективности применения технологии ПНФП в условиях разработки месторождений Калининградской области

Достоверность полученных результатов, выводов и рекомендаций диссертации обоснованы: теоретическими предпосылками, сравнительным анализом и расчетами. Практическая ценность.

3 Результаты работы были использованы в «Авторском надзоре за реализацией проекта доразработки Западно-Красноборского месторождения», а также в «Дополнении к проекту доразработки Ушаковского нефтяного месторождения», принятых ЦКР Роснедра, что подтверждается актом о внедрении

4 Результаты расчетов на геолого-гидродинамической модели Дейминскою нефтяного месторождения были использованы при обосновании технологий повышения нефтеотдачи в рамках «Авторского надзора за реализацией технологического проектного документа «Уточненный проект разработки Дейминского нефтяного месторождения»

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научном семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений» ОАО «ВНИИнефть» (2004 г.), на 33-й конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» (30.10-06.11.2004, Черногория), заседаниях секции «Разработка нефтяных месторождений» Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть» (2004 г, 2005 г.), научпо-техиического совета ООО «Лукойл-Калининградморнефть» (2004 г, 2005 г), заседаниях нефтяной секции ЦКР Роснедра (2005 г, 2006 г.), конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» НТО нефтяников и газовиков им. акад И.М.Губкина (26 01-01.03 2007 г., Московская обл, БО «Бекасово») Публикации.

1. Малинов И.О., Захаров И В Оценка ожидаемого эффекта при проектировании нестационарного заводнения //Сб научных трудов ОАО «ВНИИнефть», «Повышение эффективности извлечения нефти из пластов», 2004, №130 - С 85-93 2 Малютина Г С , Захаров И В. Диагностика послойного обводнения на основе анализа выработки запасов нефти из пласта (на примере Западно-Красноборского месторождения). //Сб.научных трудов ОАО «ВНИИнефть», «Совершенствование разработки нефтяных месторождений», 2004, №131 - С.52-58

3. Шахвердиев А.Х., Захаров И.В., Сулейманов И В Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон залежей углеводородов // Нефт хоз-во., 2004, №8 - С 64-68

4 Шахвердиев АХ, Максимов М.М., Рыбицкая J1II, Захаров ИВ Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождении //Нефт хоз-во , 2004, №10 - С 40-49

5 Захаров И В Определение местоположения и техноло1 ия извлечения трудноизвлскаемых запасов нефти в слабодренируемых зонах нефтяных залежей, находящихся на поздней стадии разработки//Сборник докладов конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НТО нефтяников и газовиков им ак. И.М Губкина, Москва, 2007

6 Шахвердиев А X , Мандрик И Э , Захаров И В Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти//Сборник докладов конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НЮ нефтяников и газовиков им. ак. И М Губкина, Москва, 2007

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения Диссертация содержит 167 страниц машинописного текста, включает 57 рисунков, 26 таблиц, библиографический список литературы из 182 наименования на 15 листах.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Захаров, Игорь Владимирович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

1. В настоящее время существует большое количество методов определения местоположения остаточных запасов нефти. Основные методы разделяются на 2 группы: прямые и косвенные. Прямыми методами являются промыслово-геофизические исследования текущего положения водонефтяного контакта, косвенными методами - аналитическое определение ВНК по фактическим данным эксплуатации скважин.

2. Основным преимуществом прямых методов является точность определения текущего ВНК, недостатком - отсутствие возможности проведения исследований во всех скважинах (технологические и технические возможности метода, а также необходимость остановки скважин на время исследований), что приводит к недостаточному информационному охвату в целом объекта разработки или месторождения. Косвенные методы определения текущего положения ВНК позволяют получить полноценные карты остаточных запасов нефти, однако, точность местоположения слабодренируемых и застойных зон по данным картам низкая. В связи с этим при анализе выработки запасов для получения максимально достоверных карт остаточных запасов нефти необходимо совмещать различные методы определения текущего ВНК в различных комбинациях, что является достаточно сложным процессом.

3. Дополнительным распространенным инструментом определения местоположения остаточных запасов нефти является многомерное многофазное геолого-гидродинамическое моделирование. Наряду с тем, что сам процесс создания геологической, а затем гидродинамической модели является трудоемким и требует большие временные, программные и электронно-вычислительные ресурсы, точность результатов моделирования зависит от большого количества исходной информации, а также адаптации истории разработки. Как показывает практика, при сопоставлении результатов гидродинамического моделирования с другими источниками информации возникает необходимость дополнительной корректировки модели, что также приводит к необходимости постоянного использования и совмещения нескольких методов определения местоположения слабодренируемых и застойных зон залежей нефти.

4. Одним из широко применяемых и известных технологий вовлечения остаточных запасов нефти в активную разработку является нестационарное воздействие. Данная технология была объектом исследования большого количества научных работ. Важнейшей задачей является использование и совершенствование накопленного опыта по нестационарному воздействию при практическом его применении.

5 Анализ и обобщение опыта комплекса методов нестационарного воздействия на нефтяные залежи, полученный на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований позволил определить оптимальные условия и требования к используемым технологиям.

6. Оптимальным условием можно считать применение технологии нестационарного воздействия при обводненности свыше 50%

7. Момент начала регулирования режимов работы добывающих и нагнетательных скважин (остановка, ограничение отборов и закачки, форсирование) можно определить экспресс методом дискриминант.

8. Продолжительность циклов нестационарного воздействия меняется в каждом конкретном случае и может быть определена, в том числе моделью Лотка-Вольтерра

9. При наличии соответствующей геолого-гидродинамической модели все требуемые показатели процесса нестационарного воздействия на залежи определяются традиционным способом.

10. В качестве объектов исследования выбраны Западно-Красноборское и Ушаковское нефтяные месторождения, расположенные в Калининградской области и находящиеся на поздней стадии разработки. Данные месторождения по геолого-физической характеристике отличаются высокими коллекторскими свойствами с низкой вязкостью нефти, разрабатываются на активном водонапорном режиме с плотной сеткой скважин: Западно-Красноборское - 17 га/скв., Ушаковское - 14 га/скв. Однако, при благоприятных условиях разработки (утвержденный КИН по Западно-Красноборскому месторождению -0.588 , по Ушаковскому - 0 667) из-за неравномерной выработки запасов на месторождениях присутствуют слабодренируемые зоны. Важной и достаточно сложной в данных условиях задачей является определение местоположение этих зон и привлечение технологий для успешной и технико-экономически эффективной довыработки остаточных запасов нефти.

11. С целью определения местоположения слабодренируемых зон пластов проведено исследование информативности геологических и технологических параметров, которые в наибольшей степени повлияли на эффективность выработки запасов. После определения наиболее весомых параметров, на основе их с помощью нормированных коэффициентов выработки запасов, построены карты выработки запасов. По данным картам определены зоны с низкой степенью эффективности выработки запасов.

12. Проведен сравнительный анализ результатов исследований с картами остаточных толщин и удельных остаточных запасов нефти показавший высокую достоверность полученных новых карт выработки запасов.

13. Оценка информативности параметров и показателей разработки является важной составляющей исследований процесса разработки нефтяных залежей. Решение детальной задачи с целью определения местоположения застойных и слабодренируемых зон залежей на основе фактической промысловой информации и экспресс-методов, является серьезной предпосылкой для вовлечения этих зон в активную разработку. Наряду со многими методиками, применяемыми при проектировании разработки нефтяных пластов [7,34, 45,50,69,73,78,83,91,94,109,117,119,132,140,147,152,158,169], решение подобных задач может стать дополнительным инструментом для анализа и диагностики процессов выработки запасов углеводородного сырья.

14. Анализ выработки запасов показал причины образования слабодренируемых зон, одним из которых является преимущественное послойное обводнение добывающих скважин. Определено, что эффективность и равномерность выработки запасов напрямую зависит от наличия глинистых прослоев в разрезе пласта препятствующих скорости подъема водонефтяного контакта в районе скважин.

15. Диагностика послойного обводнения в условиях недостатка данных, полученных но прямым исследованиям, необходима при принятии технологических решений по эффективной довыработке остаточных запасов нефти среднекембрийских пластов. Совокупность всей имеющейся информации, в т.ч. выявленные признаки послойного обводнения, могут быть использованы при обосновании рекомендаций по переносу интервалов перфорации и перемене направлений фильтрационных потоков за счет изменения режимов работы добывающих скважин.

16. С целью исследования эффективности применения гидродинамического регулирования на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях выбраны участки с максимальной концентрацией остаточных запасов нефти, определенные с помощью карт выработки запасов.

17. По выбранным участкам проведен анализ фактических режимов работы добывающих скважин за период с 2001 года. В результате анализа выделены периоды максимальных изменений режимов работы скважин (периодов нестационарной работы скважин по отбору жидкости).

18. С помощью унифицированной методики «ШАХМЕТ» рассчитана технологическая эффективность от фактических незапланированных изменений режимов работы добывающих скважин.

19. Оценка эффективности показала прямую взаимосвязь между изменениями отборов жидкости на добывающих скважинах и увеличением нефтеотдачи. Целенаправленное программное изменение режимов работы добывающих скважин на Ушаковском и Западно-Красноборском месторождениях позволит вовлечь в активную разработку слабодренируемые участки пласта.

20 С учетом проведенного анализа и оценки эффективности определены основные положения программы мероприятий по перемене направления фильтрационных потоков. На основании проведенных исследований составлены программы по повышению нефтеотдачи с применением технологии перемены направления фильтрационных потоков для Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений

21. На примере Дейминского нефтяного месторождения с помощью адаптированной гидродинамическои модели показана реализация технологии перемены направления фильтрационных потоков, позволяющая вовлечь в активную разработку слабодренируемый и застойный участок пласта существующим фондом скважин без дополнительных экономических затрат.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Захаров, Игорь Владимирович, Москва

1. Абасов М.Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извлекаемых запасов.- Изв.АН Азерб.ССР, Серия наук о земле, 1975, №1, -с 5-14

2. Абасов М.Т., Султанов Ч.А, Багаров Т.М. К прогнозированию величины конечной нефтеотдачи по геолого-физическим данным //Нефтег азовая геология и геофизика.- №5. М.:ВНИИОЭНГ.-1974-С.21-24.

3. Абызбаев И.И., Насыров Г.Г.: О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон.//Геология нефти и газа, №2, 1975.- С.60-63.

4. Амелин И.Д, Кочетов М.Н. Учет влияния водонефтяных зон залежей нефти при водонапорном режиме, Геология нефти и газа, №4, 1982.-c.4-8

5. Амелин И Д , Давыдов A.B., Лебединец Н.П., Сафронов C.B., Минчева Р., Павлов К., Шимон LLL, Кун Т., Балик Я., Скалба В., Шурлей Я., Жидкович Д., Канович П.: Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. Москва, 1991.-151 с.

6. Амелин И.Д, Сургучев МЛ., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии.-М :Недра, 1994.-308 с.

7. Амикс Дж., Басе Д., Уатинг Р.: Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1962.572 с.

8. Анализ и оценка технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов/ БашНИПИнефть.-Уфа, 2001.

9. Атанов Г.А Определение водонасыщенности при изменении направления вытеснения нефти водой. НТС по добыче нефти. M, Недра, 1971, № 40.

10. Атанов Г.А, Боксерман A.A., Сургучев М.Л. Приближенная методика определения показателей заводнения нефтяных залежей при циклическом воздействии на пласты. Тр. ВНИИнефть, вып.40, М., Недра, 1974, с. 195-208.

11. Атанов Г.А., Боксерман A.A., Сургучев М.Л., Цынкова О.Э. К определению эффективности циклического заводнения неоднородных нефтяных пластов. -Нефтяное хозяйство, 1973, № I, с. 46-49.

12. Ахметов Н.З. Повышение эффективности регулирования выработки остаточных запасов из многопластового объекта циклическим заводнением. Дис. канд техн наук, Альметьевск, 2003 г., 155 с.

13. Аширов К.Б., Боргест Т.М., Анисимов П.А.: О необходимости внедрения новых технологий разработки залежей углеводородов, Геол., геофиз. и разр. Нефт. Месторождений, №12, 1997, с 13-17.

14. Баишев Б.Т, Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений -Москва: Недра, 1978

15. Баишев Б Т., Цынкова О Э Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи Москва: Недра, 1993

16. Баишев Б.Т., Цынкова О.Э., Шовринский Г.Ю. Экспресс-методы оценки технологических показателей разработки нефтяных месторождений за рубежом -Москва:ВНИИОЭНГ, 1985 с. 56

17. Басниев К С., Кочина И.Н , Максимов В.М. Подземная гидромеханика.-М: Недра, 1993,415 с

18. Батурин Ю.Е., Медведев НЯ: ЦКР и разработка нефтяных месторождений Сургутнефтегаз / Сб. У руля разработки нефтяных месторождений (35 лет ЦКР Минтопэнерго// Изд ВНИИОЭНГ, 1998, с. 215-225.

19. Боксерман А А, Гавура В Е. Упруго-капиллярный циклический метод разработки нефтяных месторождений. В кн. Новые методы увеличения нефтеотдачи пласта Тематический научно-технический обзор, серая "Добыча", М., ВНИИОЭНГ, 1968, с. 3-22.

20. Боксерман A.A., Губанов А.И., Желтов Ю.П., Кочешков A.A., Оганджанянц В.Г., Сургучев МЛ Способ разработки нефтяных месторождении. Авт. свид. № 193402, 1967. 12

21. Боксерман A.A., Губанов Б.Ф. О циклическом воздействии на пласты, разделенные непроницаемыми перемычками. Нефтяное хозяйство, 1969, № 8, с. 34-38

22. Боксерман A.A., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Влияние вязкости нефти на эффективность циклического воздействия на неоднородные пласты. В кн. Научно-технический сборник по добыче нефти. Труды ВНИИнефть, вып. 33, М., Недра, 1967, с. 29-33.

23. Боксерман А. А, Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Исследование распределения насыщенности при циклическом воздействии на пласт. В кн. Научно-технический сборник по добыче нефти. Труды ВНИИнефть, вып. 33, М., Недра, 1967, с. 48-53.

24. Боксерман А А., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г., Садчиков П.Б. Исследование эффекта циклического воздействия на слоистый пласт (для повышения его нефтеотдачи). Тр. ВНИИнефть, 1970, вып. 55, с. 147-154.

25. Боксерман A.A., Шалимов Б.В. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой. Изв. АН СССР, Механика жидкости и газа, 1967, №2, с 168-174.

26. Боксерман A.A., Шалимов Б В Фильтрация несмешивающихся жидкостей в средах с двойной пористостью при циклических методах воздействия на нефтяной пласт. Тр. ВНИИнефть, 1970, вып. 55, с. 27-44.

27. Боксерман А.А, Шалимов Б.В. Эффективность циклического воздействия на слоисто-неоднородные пласты с непроницаемыми перемычками. В кн. Теория и практика добычи нефти. Ежегодник ВНИИнефть. М., Недра, 1971

28. Борисов А.Ю. Прогнозирование основных показателей разработки нефтяных месторождений при заводнении (по характеристикам вытеснения): Дис. .кан.техн.наук.-М.:МИНХиГП, 1989.-280 с.

29. Борисов Ю.П. Основные проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений., Гостоптехиздат, 1963, с. 168-174

30. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина 3 К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений.-М: Изд Недра, 1970, 288 с.

31. Бочаров В.А., Сургучев M.JI. Исследование влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения. -Н ГС по добыче нефти. М., Недра, 1974, № 49.

32. Буторин О.И., Владимиров И В., Нурмухаметов P.C., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещиноватости. Нефтяное хозяйство, №2,2002, с.53-55.

33. Бучковская М.И, Иванишин В.С, Лозинская А.Б. Опыт внедрения метода изменения направления фильтрационных потоков на Северо-Далинском месторождении. Нефтяная и газовая промышленность, 1982, № 8, с. 35-38.

34. Васильченко В.П., Гнатюк P.A., Петраш И.Н. Эффективность циклического метода воздействия на нефтяные пласты при заводнении месторождений Предкарпатья Нефтепромысловое дело, 1969, № I.

35. Вахитов Г.Г, Сургучев М Л : Анализ влияния плотности сетки на эффективность методов повышения нефтеотдачи.//Нефт.хоз. №12, 1984, с. 34-38.

36. Вахитов Г.Г.: Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтегазоносных пластов. Гостоптехиздат, 1963,216 с.

37. Вашуркин А.И., Евченко B.C., Свищев М.Ф. Опыт изменения направления фильтрации при нестационарном заводнении. Нефтяное хозяйство, 1979, № 9, с. 40-42.

38. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1995,496 с.

39. Гайдышев И Анализ и обработка данных специальный справочник-СПб. «Питер», 2001.-752 с.

40. Гаттенбергер Ю П., Вахитов Г Г Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений Москва Недра, 1984

41. Гешелин Б.Н. Решение задач фильтрации многофазной жидкости в продуктивном пласте на современных вычислительных машинах. Ежегодник ВНИИ. М., Недра, 1971

42. Гиматудинов Ш К, Ширковскии А.И., Физика нефтяного и газового пласта Изд., Недра, 1982,311 с.

43. Гомзиков В К., Молотова H.A., Румянцева А.А.Исследования влияния основных геологических и технологических факторов на конечную нефтеотдачу пластов при водонапорном режиме Тр ВНИИ, 1976, вып.58, - С 16-30.

44. Гомзиков В.К., Молотова H.A.: Оценка конечной нефтеотдачи залежей Урало-Поволжья на ранней стадии их изученности.//Нефт хоз , №12, 1977, с.24-26.

45. Горбунов А.Т.: Стратегия добычи нефти./Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практ. Конфер ( г.Москва, ЦКР, 68 апр. 1999 г.), с. 136-142.

46. Горюнов В.А, Хусаинов В.М., Гумеров Н.Ф.: Довыработка заводненных зон в условиях однопластового объекта/ Тр. Научн.-практ. конфер, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского мест. Казань. Изд. Новое Знание, 1998 -С 77-81

47. Гузеев В.В., Пастух П.И.: Опыт доразработки месторождений Шаимского района на поздней стадии / Материалы совещания в г. Альметьевске, сент.1995. Изд. ВНИИОЭНГ, 1996.-С.323-332.

48. Давыдов А В. Усовершенствование способа определения извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения нефти водой, Нефтепромысловое дело.- №10-М.: ВНИИОЭНГ.-1982, с.6-7.

49. Десятков В.М., Отмас A.A., Сирык С.И. Нефтегазоносность Калининградского региона//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006, №8 С.24-29

50. Дияшев Р.Н., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Владимиров В.Т., Блинов А.Ф : Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии Изд ВНИИОЭНГ, 1990, с 56

51. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. Изд.Недра, 1977 360 с. 91

52. Дополнение к проекту доразработки Ушаковского нефтяного месторождения, Москва, ОАО «ВНИИнефть», 2006 г.

53. Евченко B.C.: Изучение изменения направления фильтрации в блоковых системах разработки при циклическом заводнении// Нефт.хоз., №2, 1979-С.34-37.

54. Жданов С.А.: Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов состояние, проблемы, перспективы Нефтяное хозяйство, №4, 2000, с.38-40

55. Жданов С.А., Малютина Г.С. Исследование факторов риска при применении методов повышения нефтеотдачи пластов. Обзор.инф., сер."Нефтепромысловое дело"- М.: ВНИИОЭНГ, 1986,48 с.

56. Жданов С.А, Малютина Г.С. Оценка неопределенности прогнозной эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. Сб.науч тр /ВНИИ, М., 1981, вып.75, с. 104-113.

57. Жданов С А, Малютина Г.С., Филиппов В П. Адресный подбор технологий воздействия на пласты нефтяных месторождений/ Международная бизнес-конференция и практические аспекты комплексного освоения нефтегазовых ресурсов, Москва, 1994

58. Желтов Ю.В., Мартос В Н: О проблемах разработки нефтегазоконденсатных месторождений //Нефт. хоз., №12, 1966,- С. 32-35.

59. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: 2-е издание.-Москва. Недра, 1998.-365 с.

60. Зайдель Я.М., Леви Б И. Об эффективности циклического воздействия на неоднородные пласты Проблемы нефти и газа Тюмени. Вып. 33, Тюмень, 1977, с. 23-25.

61. Зайдель Я.М., Леви Б.И Расчет на ЭВМ циклического и физико-химического заводнения при их совместном применении В кн. Теория и практика применения новых методов увеличения нефтеотдачи месторождений Башкирии. Уфа, 1979, с. 71-77.

62. Зайцев В.М. Аппроксимация характеристик обводнения нефтяного пласта показательно-экспоненциальными функциями с целью прогнозирования показателей разработки//Сб науч.тр.ГАНГа.-1992.-№236.-С.111-116

63. Закиров C.II, Джафаров И.С., Басков В.Н., Баталова М Н., Закиров Э.С, Юльметьев Т.И.: Обоснование технологии доразработки месторождения с резко неоднородными коллекторами.-М.:Изд. Грааль, 2001.- с. 97

64. Закиров С.Н., Закиров И.С.: Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. Изд. ИРЦ Газпром, 1996 -С. 131.

65. Закиров С.Н , Закиров Э.С., Закиров И.С, Баганов М.Н., Спиридонов А В Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа М .2004 - с 3547.

66. Закиров С Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений -М: Изд Струна, 1998.-626 с.

67. Ибрагимов Н.Г., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Жеребцов 10 Е, Буторин О.И., Владимиров И.В. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования. М., ВНИИОЭНГ, 2000,111 с.

68. Иванова М.М Динамика добычи нефти из скважины.-М.:Недра, 1976.-247 с.

69. Ковалев А.Г., Курбанов А К , Органджанянц В.Г , Розенберг М Д : Влияние скорости движения жидкости в пласте на нефтеотдачу /Еже1 одник ВНИИнефть «Теория и практика добычи нефти» Изд Недра, 1971.-С 3-11

70. Коджаев Ш.Я, Кочешков А А. Экспериментальные исследования механизма циклического метода извлечения нефти из трещиновато-пористых сред Тр. ВНИИ, вып. 55, М, Недра, 1970

71. Кожакин С.В.: Статистическое исследование нефтеотдачи месторождений Урало-Поволжья, находящихся в поздней стадии разработки.//Нефтепром.дело, №7, 1972, с 6-11

72. Колганов В И О конечной нефтеотдаче песчаных пластов при водонапорном режиме , Тр Гипровостокнефть, вып № 3, Гостоптехиздат, 1961, с 262-273.

73. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта Гостоптехиздат, 1956.

74. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении.-М.:Недра, 1974-191

75. Крылов А П О некоторых вопросах нефтеотдачи //Нефт.хоз.№3,1974, с.37-40.

76. Крылов А П , Белаш П.М, Борисов Ю.П., Бучин А Н., Воинов В.В., Глоговский М М., Максимов М И, Николаевский Н.М Проектирование разработки нефтяных месторождений Гостоптехиздат, 1962,430 с.

77. Кузилов И.А, Демушкин Ю И, Хубильдиков А.И. Снижение пластового давления при разработке нефтяных месторождений Красноборского вала //Геология нефти и газа, 1984, №7 С. 30-32

78. Кузилов И А , Кузилов О И История проектирования разработки месторождений нефти Калининградской области//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006, №8 С.41-45

79. Кузилов О И. Гидродинамическое моделирование функции, зависящие от насыщенности//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006, №8 С 46-51

80. Кузнецов О JI., Сургучев М Л, Симкин Э М Гидродинамическое, акустическое, тепловое, циклические воздействия на нефтяные пласты М :Недра, 1975.-184 с.

81. Кульбак С. Теория информации и статистика. М :Наука, 1967. - 408 с.

82. Лебединец Н.П.: Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами Изд Недра, 1997, 397 с.

83. Лебединец Н П : О плотности сетки скважин //Нефт.хоз , №6, 2001, с.54-55.

84. Лысенко В Д. Разработка нефтяных месторождений М.гНедра, 2003 - 638 с

85. Лысенко В.Д.: Инновационная разработка нефтяных месторождений. Изд Недра, 2000,517 с.

86. Максимов М.И Геологические основы разработки нефтяных месторождений -М.: Недра, 1975

87. Максимов М М., Рыбицкая Л П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений.-М.:Недра, 1976.- 264 с.

88. Максимов М.М, Рыбицкая Л.П., Галушко В.В., Результаты тестирования программы «LAURA». Теория и практика математического моделирования процессов разработки нефтяных месторождений.-М :ВНИИ, 1995.-153 с.

89. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П, Динариев О.Ю, Болотник Д.Н. Методические указания по созданию постоянно действующих моделей нефтяных и газонефтяных месторождений М.ОАО «ВНИИОЭНГ».-2003.-228 с.

90. Максутов Р А Методы повышения продуктивности скважин и управление охраной окружающей средьг Сб научн тр , Вып 118 Москва, 1994

91. Максутов Р.А, Доброскок Б Е, Зайцев Ю В. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений Москва, Недра, 1974 -231 с.

92. Малинов И.О., Захаров И В Оценка ожидаемого эффекта при проектировании нестационарного заводнения //Сб научных трудов ОАО «ВНИИнефть»,

93. Повышение эффективности извлечения нефти из пластов», 2004, №130 С.85-93

94. Малофеев Г.Е. Применение термических методов воздействия на пласт -Москва- Недра, 1966 107 с

95. Малофеев Г.Е , Желтов 10 В, Кудинов В.И. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нетфи в карбонатных коллекторах Москва. Нефть и газ, 1997-255 с.

96. Мартос ВН., Куренков АИ, Ключарев B.C., Коваленко К.И Влияние геологических и технологических факторов на коэффициент нефтеотдачи, Геология нефти и газа, №4,1982 с.1- 4.

97. МаскетМ Течение однородных жидкостей в пористой среде.

98. Маскет М Физические основы технологии нефтедобычи. М.: Гостоптехиздат, 1953 - 606 с

99. Маслянцев Ю В , Кащавцев В.Е., Бученков J1.H. К оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов // Сб.науч.тр. ВНИИнефть -вып.71.-М ,1980.-С 34-37

100. Метод изменения направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений В Е Гавура, В.Г.Лейбсон, Е И.Чипас, Д.З Шефер. ВНИИОЭНГ.М, 1976, 63с

101. Методика оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений республики Татарстан / ТатНИПИнефть, ОАО «Татнефть».- Альметьевск, 1999

102. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных залежей, Г.Г. Вахитов, М JI Сургучев, Б.Т. Баишев и др.-М: Наука, 1978

103. Методическое руководство по определению влияния геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов.-М: ВНИИнефть, 1990 101 с

104. Методическое руководство по определению влияния геолою-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов М. ВНИИнефть, 1990 -101 с.

105. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. -М : ВНИИнефть, 1987-52 с

106. Методическое руководство по оценке промысловой эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки заводнением/ТатНИПИнефть -Бугульма, 1992

107. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов М • ВНИИнефть, 1993 -87 с

108. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов / ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» -Уфа-Юганск, 1997

109. Мирзаджанзаде АХ, Вахитов Г.Г., Максутов P.A., Граифер В.И.: Применение метода ранговой классификации для оценки коэффициента нефтеотдачи //Нефт.хоз , №1,1979, с.29-31

110. Мирзаджанзаде А X , Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа Москва* Недра, 1977 - 229 с.

111. Мирзаджанзаде А X, Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи Нелинейность, неравновесность, неоднородность. -Уфа. Гилем, 1999.-464 с

112. Мирзаджанзаде АХ., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче Системный анализ, диагноз, прогноз -М.: Наука, 1997 254 с.

113. Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов Ю.В., Рыжик ВМ., Чубанов О.В., Кисиленко Б Е , Ентов В М , Гурбанов P.C. Качалов О.Б., Иванов В А : Физико-геологические проблемы повышения нефтеотдачи пластов. Изд Недра, 1975,232 с.

114. Мищенко ИТ., Кондратюк А.Т.: Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Изд. Нефть и газ, 1996, 190 с

115. Музафаров КЭ, Оганджанянц Б Г. Экспериментальное исследование циклического воздействия на слоистый пласт. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1967, № 6, с. 22-24

116. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Учебное пособие. Казань, изд-во Казанского ун-та, 2002, 596 с.

117. Муслимов Р X, Галлеев Р Г, Сулейманов Э И , Фазлыев Р.Т., Абдулмазитов Р Г., Юсупов ИГ. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.//Нефт.хоз, №6,1996, с.23-25

118. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах Том 2 М , ВНИИОЭНГ, 1995, 286 с.

119. Мухаметшин Р.З , Десятков В.М. Суперколлекторы в среднекембрииских алевропесчаных пластах//Геология, геофизика и разработка нефтяных и 1азовых месторождений, 2006, №8 С 56-69

120. Мухаметшин Р.З., Десятков В.М., Панарин А.Т. Опыт эффективной разработки залежей нефти с подошвенной водой на естественном режиме//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006, №8 С.52-55

121. Оганджанянц Б.Г, Мац А А. Влияние гравитационных сил на коэффициент использования воды при циклическом воздействии на нефтяные пласты. РНТС, Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, № 7, 1971.

122. Оганджанянц Б Г, Мац А А. Исследование влияния скорости внедрения воды в пористый образец на коэффициент использования при циклическом воздействии НТС, Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1971, № 8, с. 17-19.

123. Оганджанянц БГ, Мац А А Исследования влияния темперагуры на капиллярные процессы при обычном и циклическом заводнении неоднородных пластов Научно-технический сборник по добыче нефти, ВНИИнефть, вып. 41, М, Недра, 1971, с. 57-64.

124. Оганджанянц В Г Теория и практика добычи нефти при циклическом заводнении В кн Разработка нефтяных и газовых месторождений Итоги иауки и техники, серия Горное дело, ВИНИТИ, М , 1970, с. 39-79.

125. Орлов B.C. Прогнозирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М • Недра, 1973. - 320 с.

126. Отмас А А, Чегесов ВК, Арутюнов В А Структура осадочного чехла и история тектонического развития региона//Геология, геофизика и разработка нефтяных и 1азовых месторождений, 2006, №8 С 4-12

127. Пат. 2162141 РФ, MIIK Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. Тазиев М 3 , Жеребцов Ю Е , Нурмухаметов P.C. и др Опубл. 20 01 2001 г Бюл. №2.

128. Посевич Л Г. Создание методики расчета технологических показателей разработки нефтяных залежей по характеристикам вытеснения: Дисс. . канд.техн.наук.-М МИНХиГП, 1985.-144 с.

129. Проект доразработки Западно-Красноборского месторождения, ВНИИнефть, 2001 юд

130. Сазонов БФ, Совершенствование технологии разработки нефтяных меторождении при водонапорном режиме. М: Недра, 1973.- с. 69-98

131. Стрижов И Н. Методы разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений Москва-ВНИИОЭНГ, 1968 - 69 с.

132. Стрижов ИН., Кочкин СЕ, Ибатуллин Т.Р. Влияние методов интенсификации притока на динамику добычи нефти//Нефтяное хозяйство, 2003, №10-С. 64-68

133. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов М , Недра, 1985

134. Сургучев MJI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождении. М , Недра, 1968.

135. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах: М., Недра, 1984,215 с.

136. Сургучев М.Л., Маслянцев ЮВ Влияние капиллярной пропитки на показатели заводнения неоднородных пластов В кн Научн -техн. сб по добыче нефти (ВНИИнефть), вып 30, М , 1966, с 41-47.

137. Сургучев МЛ, Цынкова ОЭ, Шарбатова ИН и др Циклическое заводнение нефтяных пластов М, Изд ВНИИОЭНГ, 1977

138. Усенко В Ф Исследование нефтяных месторождений при давлении ниже давления насыщения Москва Недра, 1967 - 216 с.

139. Уточненный проект разработки Деймипского нефтяного месторождения, Москва, ОАО «ВНИИнефть», 1999 г.

140. Федер Е. Фракталы M Мир, 1991.-260 с.

141. Фурсов АЯ, Медведев А Я. Геотехнология в разработке газонефтяных залежей Москва Недра, 1995

142. Фурсов А Я , Халимов Э M Управление запасами нефти Москва1 Недра, 1991-284 с

143. Хавкин А Я Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами//Автореферат диссертации доктора технических наук, ВНИИнефть, Москва, 1996-48 с.

144. Цынкова ОЭ К вопросу о механизме циклическою воздействия на нефтяные пласты. Изв АН СССР, Механика жидкости и ¡аза, 1980, № 3, с 5866

145. Цынкова О.Э. О режиме вынужденных колебаний при нелинейной фильтрации жидкости в пласте Изв. АН СССР, Механика жидкости и газа, 1974, №4, с 62-68

146. Цынкова О Э. Постановка двухмерной задачи о периодическом заводнении нефтяного пласта/Тр. ВНИИ, 1979, вып.68, с. 3-65.

147. Цынкова ОЭ, Мясникова Н.А. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты Тр ВНИИ, вып.94, M , Недра, 1986, с.53-64.

148. Черницкии А В Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах//Автореферат диссертации доктора геолого-минералогических наук, ВНИИНефть, Москва, 1998

149. Шавалиев А М. К вопросу статистического прогнозирования процесса обводнения нефтяных месторождений //Сб.тр.ТАТНИГШнефти. Вып.42. Бугульма, 1980,-С 59-64

150. Шарбатова И H , Сургучев M J1. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты M , Недра, 1988, 121 с.

151. Шахвердиев А X. Концептуальные основы системной оптимизации процесса разработки нефтяных месторождений// Сб.науч.тр.ВНИИнефти Выи. 124.-М., 2000 -С 4-14

152. Шахвердиев АХ Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. М.: ООО «Педра-Бизнесцентр», 2004 - с. 178-186.

153. Шахвердиев А X Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов: Пат.РФ №2149256,199 -15 с.

154. Шахвердиев АХ. Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий//Нефтяное хозяйство, 2001, №5, с 44-50

155. Шахвердиев А X , Захаров И В , Сулейманов И В Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренирусмых зон залежей углеводородов // Нефт хоз-во , 2004, №8 С.64-68

156. Шахвердиев А X , Максимов M M., Рыбицкая JI П , Захаров И.В. Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождений//Нефт хоз-во , 2004, №10 С.40-49

157. Шахвердиев А.Х, Мандрик И.Э., Шарифуллин Ф.А. Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов: Пат. РФ №2095548, 1997-29 с

158. Шахвердиев АХ, Рыбицкая JI II Инструкция к программному комплексу «ШАХМЕТ» Свидетельство о государственной регистрации №2002611922, 2002

159. Шахвердиев АХ., Рыбицкая Л.П. Оценка технологической эффективности при воздействии на залежи углеводородов//Нефт.хоз.-2003.-№4.-С.65-68.

160. Щелкачев В Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. //Нефть и газ M, 2004, 606 с.

161. Щелкачев В H Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения // Нефт хоз -1975.-№6. С.26-29.

162. Щелкачев В H Разработка нефтеносных пластов при упругом режиме -М ■ Гостоптехиздат, 1959

163. Dean R H , Lo L L. Simulation of Naturally Fracture Reservoirs, SPE Reservoir Engineering, May 1988

164. Falconer K. Fractal Geometry of Nature.- New York:Freeman, 1982

165. Montis G New technology, improved economics boost EOR hopes/. Oil and Gas J., 1996, apr 15, pp 39-61

166. O'Dell M, Lamers E Subsurface Uncertainty Management in the Harweel Cluster, South Oman, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, April 2005, p. 84189-MS (internet-version)

167. Ozkaya S I, Richard P D. Fractured Reservoir Characterization Using Dynamic Data in a Carbonate Field, June 2006, p. 227-238

168. Peaceman D.W. Discussion of Productivity of a Horizontal Well, SPE Reseroir Engineering, May 1990 p 252-253

169. Peaceman D.W Further Discussion of Productivity of a Horizontal Well, SPE Reseroir Engineering, August 1990 pp 437

170. Qwens W.W., Archer L L Waterflood Pressure Pulsing for fractured Peservoirs. J. Petrol Technol. 1966,18, № 6, 745-752.

171. Raghavan R, Chin LY Productivity Changes in Reservoirs With Stress-Dependent Permeability, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, August 2004, p. 308-315

172. Shawket G Ghedan, Bertrand M., Douglas A. Boyd Modeling Original Water Saturation in the Transition Zone of a Carbonate Oil Reservoir, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, December 206, p. 681-687

173. Zhang L, Dusseault M. Sand-Production Simulation in Heavy-Oil Reservoir, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, December 2004, p. 64747 (internetversion)

Информация о работе

Захаров, Игорь Владимирович
кандидата технических наук
Москва, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы