Управление эффективностью выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа

Хальзов, Александр Анатольевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Управление эффективностью выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Управление эффективностью выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа"

УДК 622.276.1/4.

На правах рукописи

ХАЛЬЗОВ АЛЕКСАНДР АНАТОЛЬЕВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА С ИСКУССТВЕННО СОЗДАННЫМИ ОБЛАСТЯМИ СВОБОДНОГО ГАЗА

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

п 2 А.п? 3

Уфа 2009

003466273

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью научно-производственном объединении "Нефтегазтехнология"

Научный руководитель:

кандидат технических наук Васильев Владимир Васильевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович

доктор технических наук Гафаров Шамиль Анатольевич

Ведущая организация:

ЗАО «Алойл» (Татарстан)

Защита состоится 24 апреля 2009 г. в Д^ часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР").

Автореферат разослан 20 марта 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Выработка запасов нефти, сосредоточенных в частично разшзированных зонах нефтяных залежей со значительными объемами свободного газа и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена многофазностью потока в пласте. Это приводит к возникновению ряда негативных процессов (оттеснение нефти в зону свободного газа, прорыв газа к забою добывающей скважины, прорыв нагнетаемой воды в зону свободного газа, снижение гидродинамической связанности между зонами нагнетания и отбора за счет образования газовых пробок в фильтрационных полях), что отрицательно сказывается на нефтеотдаче этих залежей.

Совершенствование и создание новых принципов и технологий разработки залежей нефти с большим газонефтяным фактором является актуальным как с точки зрения увеличения частоты открытия таких залежей, что связано с увеличением глубины бурения, так и с точки зрения увеличения эффективности выработки запасов нефти.

Цель работы. Создание новых принципов разработки залежей нефти с большим газонефтяным фактором с искусственно созданными областями свободного газа и реализация их на реальных залежах нефти.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих технологий разработки залежей легкой нефти и зон коллектора с частично разгазированной нефтью.

2. Выбор объекта исследования и анализ особенностей геологического строения и разработки пластов Лебяжинского месторождения.

3. Анализ фильтрационных характеристик движения жидкости в неоднородных по проницаемости пластах на основе результатов математического моделирования процессов трехфазной фильтрации (нефть, газ, вода).

4. Исследование процессов выработки запасов нефти из пластов с искусственно созданными зонами свободного газа.

5. Определение стратегии повышения эффективности выработки запасов нефти из зон залежей с частично разгазированной нефтью.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний

различных технологий разработки залеяей нефти с большим газовым фактором.

Научная новизна.

1. В результате численных исследований фильтрационных характеристик пласта с частично разгазированной нефтью (до определенного газосодержания от начальной) получено, что наличие свободного газа снижает коэффициент нефтеотдачи лишь незначительно. Этот предел определяется величиной среднего пластового давления не ниже 3-5 % от значения давления насыщения по залежи.

2. Максимальный объем, образованного свободного газа в неоднородном по проницаемости коллекторе сосредоточен в высокопроницаемом слое, который при заводнении приводит к образованию оторочки повышенной нефтенасыщенности в центре зоны в виде вала со спадающими «крыльями» в сторону заводняемого объема и объема повышенной газонасыщенности.

3. Установлено, что нефтевытесняющая способность образованного свободного газа имеет более низкую эффективность в сравнении с заводнением.

4. Предложено в сложнопостроеняых коллекторах с высоким газовым фактором и неоднозначностью давления насыщения нефти газом для увеличения коэффициента нефтеотдачи при частичном разгазировании нефти проводить разработку залежи с поддержанием пластового давления с начального периода разработки.

Основные защищаемые положения.

1. Характер и численные значения зависимости влияния частично образованной свободной газовой фазы на коэффициент нефтеотдачи для месторождений ОАО «Оренбургнефть».

2. Методика оценки влияния объема образованного свободного газа на технологические показатели выработки залежи (дебит скважин, обводненность, доля отобранных запасов), представленной неоднородными по проницаемости коллекторами.

3. Методика формирования эффективных геолого-технических мероприятии для Лебяжинского месторождения на базе разработанных рекомендаций, позволяющих до минимума свести отрицательное влияние наличия свободной газовой фазы на коэффициент нефтеотдачи.

Практическая ценность и реализация результатов исследования.

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО «Оренбургнефть».

2. Внедрение разработанных рекомендаций по оптимальному применению системы нагнетательных скважин по ОАО

«Оренбургнефгь» позволило получить 4800 т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом в 7,68 млкруб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегаэтехнология» (т. Уфа, 2006-2008 гг.), Научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.), в нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2006 - 2008 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» ОАО «Самаранефтегаз» (2006-2007 гг.), в ОАО «Оренбургнефгь» (2005-2008 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, из них 9 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 102 наименований. Работа изложена на 120 страницах, в том числе содержит 13 таблиц, 64 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Васильеву В.В. и сотрудникам НПО «Нефтегаэтехнология» д.т.н., профессору Хисамутдинову Н.И., дт.н. Владимирову И.В. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

В первой главе приведен обзор теоретических и экспериментальных исследований многофазной фильтрации при давлениях ниже давления насыщения нефти газом и постановка задачи исследования.

Отмечено, что коэффициенты извлечения углеводородного сырья различаются для залежей легкой нефти и газоконденсата. Обычно из пластов с легкой нефтью в режиме растворенного газа удается извлечь 20-30% геологических запасов нефти и 65-85% геологических запасов газа. Дополнительные механизмы добычи, такие как водонапорный режим и режим расширения газовой шапки, позволяют добиться больших коэффициентов извлечения нефти. Из газоконденсатных пластов, подвергнутых рециркуляции газа (саиклинг-процесс), удается извлечь до 80-90% геологических запасов нефти. Наибольший вклад в изучение этих проблем внесли как российские (Закиров С.Н., Афанасьева A.B., Вахитов Г.Г., Розенберг М.Д.,

Кундин СЛ., Степанова Г.С., Намиот А.Ю., Баренблатг Г.Н.), так и зарубежные исследователи (Билл, Стендинг, Лезет и многие другие).

Во второй главе приведена характеристика объекта исследования. В соответствии с поставленной задачей исследования и материалами по разделу 1 был выбран объект - Лебяжинское месторождение, характеризующееся значительным газовым фактором, образованием при частичном разгазировании свободного газа в зонах снижения пластового давления ниже давления насыщения, а также снижением текущей добычи нефти с неизвестными причинами ее падения.

Приведены лабораторные исследования пластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Лебяжинского месторождения изучались по данным исследования глубинных и поверхностных проб, которыми наиболее полно охарактеризованы пласты Д1 (Центральный купол Верхнегорного поднятия, Лебяжинское и Исаковское поднятия) и Д4 (Центральный и Восточный купола Верхнегорного поднятия).

Изучено текущее состояние разработки Лебяжинского месторождения. В таблице 1 приведены основные показатели разработки Лебяжинского месторождения по состоянию на 01.01.2008 г.

-♦-Дебит нефти -«-Девйтчшдкости -»-Доб.скв. -*-Нвгн.скв.

Рисунок 1 - Динамика дебитов и фонда скважин, месторождение в

целом

Из рисунка 1 видно, что динамика добычи нефти, закачки воды в целом по месторождению может быть разделена на 3 этапа. Первый -с 1992 по 2002 тт., второй - с 2002 по 2006 гг. и третий - с 2006 года по

настоящее время. Хотя в третьем периоде и была начата закачка воды в пласт для поддержания пластового давления, но она не повлияла на добывные возможности скважин. Так как динамика изменения пластового и забойного давлений во времени показывает, что уже к 15.10.2003 г. пластовое давление, например, по пласту Д1 было ниже давления насыщения.

Таблица 1 - Основные показатели разработки Лебяжинского месторождения по состоянию на 01.01.2008 г.

Объекты разработки Месторож-

Показатели I II III IV V VI дение в целом

Накопленные показатели

Накопленная добыча нефти, тыс.т 1113,5 396,4 0 2,0 34,8 0 1546,7

Накопленная добыча жидкости, тыс.т 1123,1 404,9 0 2,0 36,5 0 1566,5

Накопленная закачка, тыс.м* 110,5 28,9 0 0,0 0,0 0 139,4

Текущий КИН, доли ед. 18,0 26,3 0,0 0,3 15,0 - 17,4

Отбор от НИЗ, % 29,5 43,4 0,0 0,7 27,8 - 29,4

Начальные запасы (геол/извл), тыс.т 6184/ згп 1510/ 914 246/ 134 659/ 268 232/125 0/ 0 8831/ 5218

Начальные запасы (геол/извл), тыс.т, с учетом категории С2 6404/3903 1965/ 1190 938/ 516 2021/ 823 549/ 295 71/ 37 11948/ 6764

Остаточные запасы (геол/извл), тыс.т 5070,5/ 2663,5 1113, 61 517,6 246/ 134 657/ 266 197,2/ 90,2 01 0 7284,3/ 3671,3

Остаточные запасы (геол/извл), тыс.т, с учетом категории С2 5290,5/ 2789,5 1568, б/ 793,6 938/ 516 2019/ 821 514,2/ 260,2 71/ 37 10401,3/ 5217,3

Водонефтяной фактор, доли ед. 0,009 0,021 - - 0,049 - 0,013

Текущие показатели

Обводненность продукции (весовая), % 3,0 3,1 - - 4,6 3,2

Среднесуточный дебит 1 скважины, т/сут

по нефти 40,9 40,2 - - 11,6 - 35,6

по жидкости 42,2 41,4 - - 12,2 - 36,7

Темп отбора от начальных 1,2 2,5 - - 3,4 1,4

Забойное давление добывающих скважин, МПа____ 13,3 12,8 - 13,1

Поэтому сделан вывод о том, что механизм разгазирования нефти в пластовых условиях и определение границ диапазона изменения значений оптимальности пластового и забойного давления, требуют специального теоретического и экспериментального изучения.

Исследованы пределы изменения фактического давления насыщения нефти по характеристике физико-химических свойств газонефтяной смеси по данным 55 залежей методами обработки

математической статистики, в частности, применением регрессионного, многофакторного, корреляционного анализа по 51 показателям.

Выделены по значимости влияния на давление насыщения 16 параметров, из которых наиболее значимыми явились содержание в газе легких фракций (метан, этан, пропан), азот, плотность нефти в пластовых условиях, остаток газов в пробе, пластовая температура и коэффициент усадки нефти.

Для анализа была выбрана зависимость влияния содержания легких углеводородов в пластовой нефти (СЛУВ - процентное содержание метана, этана и пропана) на величину давления насыщения, так как, наряду с азотом, данные компоненты первыми выделяются из нефти яри разгазировании. Была построена зависимость давления насыщения от СЛУВ (рисунок 2). Анализируя данные, можно выделить 3 группы нефгей по содержанию легких углеводородов:

1 группа. С массовым содержанием легких углеводородов менее 5%.

2 группа. С массовым содержанием легких углеводородов от 5% и до 15%.

3 группа. С массовым содержанием легких углеводородов более

15%.

Содержание легких углеводородов,%

Рисунок 2 - Зависимость давления насыщения от содержания легких углеводородов

Первая группа с содержанием легких углеводородов менее 5% и давлением насыщения нефти газом менее 10 МПа представлена самой большой выборкой. Вторая и третья группы представлены примерно одинаковым количеством значений исследуемых величин.

Отклонение величины давления насыщения нефти газом (Факт -Стат.модель), разделенных на группы по содержанию легких фракций приведено на рисунке 3.

Отклонение величины давления насыптия нефти газом (Факт - Модель) по группам содержания лепсих углеводородов (СЛУВ)

Зона резерва Зона резерва % Зона резерва

<! Зоны риска З&ы риска Г Зоны риска

1 груши (0-5%) 2 группа (5-15%) 3 группа (более 15%)

Группы по содержанию легких компонентов, %

Рисунок 3 - Отклонение величины давления насыщения нефти газом (Факт - Стат.модель) ___

с,л т п п п н ш ш ш н -

Рисунок 4 - Динамика изменения продуктивности скважин и среднего дебита по нефти во времени. Лебяжинское месторождение, пласт Д1

На примере пласта Д1 Лебяжинского месторождения показано (рисуног 4), что полученные результаты имеют исключительно важное значение в промысловых условиях, так как они позволяют более достоверно определить допускаемые перепады давлений на забое добывающих скважин и предельные значения начала разгазирования нефти в пластовых условиях.

Установлено, что критический предел для рассматриваемой залежи, который нужно сохранять на забое добывающих скважин, не должен быть менее 25 МПа для месторождений ОАО «Оренбургнефть» с начальным газовым фактором более 100 м3/мэ.

В третьей главе приведены результаты исследования влияния процессов разгазирования нефти на конечную нефтеотдачу пластов,

На основании данных состояния разработки запасов нефти с повышенным газовым фактором Лебяжинского месторождения и состояния разработки отдельных куполов и пластов, разделенных на 3 стадии, установлено, что механизм образования свободного газа с частичным разгазированием изучен недостаточно полно, поэтому применяемые технологии имеют достаточно низкую эффективность даже при интенсивном заводнении пластов.

Поэтому путем моделирования процессов нефтеизвлечения из послойно-неоднородного пласта в условиях частичного разгазирования залежи на математических моделях трехфазной фильтрации проведено изучение фильтрационных характеристик пласта. В качестве инструмента исследований использовался пакет гидродинамического моделирования "Tempest-More" (производитель Roxar/Smedvig), а также программы, разработанные с участием автора.

Выбранная модель достаточно достоверно описывала основные особенности разработки залежи нефти: 1) возможность образования в процессе разработки фазы свободного газа, 2) изменение свойств нефти и газа при изменении давления, 3) неизотермичность процесса фильтрации при закачке холодной воды, 4) проницаемостную неоднородность коллектора и другие явления. Для различных вариантов счета на модели изменения свойств нефти и газа использовались параметры коллекторов из раздела 2, а также данные показателей разработай Лебяжинского месторождения. Изучается процесс выработки пласта системой, состоящей из двух добывающих и одной нагнетательной скважин.

Моделирование разработки залежи продолжалось до тех пор, пока не выполнялись следующие критические условия: 1) обводненность добываемой продукции превышает 98%, при этом в скважине отключаются наиболее обводненные слои (моделирование селективной водоизоляции).

Нефтенасыщенность, д.ед.

Рисунок 5 - Динамика изменения куба нефтенасыщенности для первого варианта разработки залежи. Кубы насыщенности получены на начало: а - второго года разработки, б - 11-го года разработки, в - 21-го года разработки, г - 31 -го года разработки, д - 41 -го года разработки, е - 51 -го года разработки

Если из всех слоев поступает жидкость с обводненностью более 98 %, то скважина отключается. 2) дебит нефти менее 1 м3/сут. Рассмотрено 3 варианта.

Вариант 1. Наличие высокопроницаемого пропластка предполагает его первоочередное заводнение, что хорошо продемонстрировала описанная выше модель (рисунок 5). Так как разработка ведется при давлениях выше давления насыщения нефти газом, то фаза свободного газа в модели не появляется. Динамика показателей разработки для рассматриваемого варианта приведена на рисунке 6. I ''

Динамика полей нефтенасыщенности показывает, что высокопроницаемый слой быстро, обводняется, затем происходит выработка низкопроницаемых слоер. Изменение дебитов нефти скважин и залежи в целом отражает характер выработки послойно неоднородного по проницаемости пласта. Безводный период разработки для данной модели пласта составил 5 лет. В течение этого периода дебит нефти не менялся и составлял почти 200 м3/сут. С прорывом воды к забою скважины ее дебит нефти в течение года снижается более чем в 7 раз, обводненность достигает 80 %. Затем происходит отключение высокобводненных прослоев в скважине и самой скважины по достижении предельных значений обводненности и дебита нефти, что проявляется на графике как скачки'обводненности.

В течение безводного периода происходит снижение пластового давления вплоть до значения минимально предельного забойного давления добывающих скважин (110 атм.).

К началу обводнения продукции залежи происходит стабилизация давления за счет снижения отборов жидкости и замещения части сильно сжимаемой жидкости (насыщенной нефти) на слабо сжимаемую (воду). Возрастание пластового давления наблюдается только после отключения обводненной скважины. При этом наблюдается и снижение приемистости нагнетательной скважины, согласно условиям задачи.

К моменту достижения предельных условий КИН залежи принимает значение 0.736 д.ед. При этом пластовое давление поднимается до 292 атм.

Влияние изменения температуры пласта на процесс нефтеизвлечения в данном случае1 незначительно, так как фронт заводнения распространяется с большей скоростью, чем фронт охлаждения. Потери в извлекаемых запасах нефти за счет охлаждения в данной модели составили 0.003 д.ед. (КИН) или 4.5 тыс. м3 нефти.

Вариант 2. В этом варианте допускается снижение забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом, но не менее некоторого предельного значения (50 атм). Так как

"среднее пластовое давление —дебит нефти ■приемистость газовый фактор

............дебит жидкости

1 О1" обводненность

■ нефть

-обводненность

закачка —— КИН 0,8

31 41 51 годыраз работки

Рисунок 6 - Динамика показателей разработки модельной залежи по варианту 1. а - среднемесячные, б - среднегодовые показатели

давление снижается ниже давления насыщения, то неизбежно появление фазы свободного газа в коллекторе пласта. Исследования влияния процессов образования фазы свободного газа на нефтеизвлечение показали, что первоначально фаза свободного газа появляется в призабойных зонах добывающих скважин. По мере снижения пластового давления объем свободного газа в пласте возрастает, занимая области в межскважинном пространстве. При этом образование фазы свободного газа в разных слоях происходит не одинаковым образом. Ранее всего фаза свободного газа начинает образовываться в высокопроницаемом слое, так как там наиболее быстро снижается пластовое давление. Появление фазы свободного газа инициирует вертикальные перетоки пластовых флюидов под действием силы тяжести. Это приводит к накоплению свободного газа в верхних пропластках, что дает более эффективное вытеснение нефти из верхних низкопроницаемых прослоев, Перед фронтом нагнетаемой воды отмечается образование оторочки свободного газа повышенной насыщенности в высокопроницаемом слое, что приводит к более медленному, чем в 1 варианте, движению фронта вытеснения по высокопроницаемому слою. Данное явление несколько снижает неравномерность вытеснения нефти в послойно неоднородном пласте.

Сопоставление показателей 1 разработки залежи по вариантам позволяет отметить следующее. При снижении пластового давления в начальный период разработки залежи в обоих рассмотренных вариантах кривые падения давления практически совпадают. При достижении предельного давления в первом варианте происходит ограничение отборов жидкости, а во втором давление продолжает снижаться. Однако при достижении давления насыщения нефти газом за счет расширения выделяющегося газа темп падения пластового давления снижается, и пластовое давление устанавливается на значении, приблизительно равном величине давления насыщения нефти газом (что и происходило на Лебяжинском месторождении). Это позволяет во втором варианте разработки пласта достичь более плавного и медленного, чем в первом варианте, падения дебита нефти. Однако в дальнейшем из-за больших объемов свободного газа восстановление давления во втором варианте происходит медленнее, что приводит к большему, чем в первом варианте, падению дебита нефти. Динамика газового фактора показывает, что при начале выделения свободного газа газовый фактор снижается, то есть часть газа остается в пласте, а к забоям скважин подходит частично дегазированная нефть. Затем газовый фактор возрастает, что связано с увеличением в потоке свободного газа.

Полученные результаты продемонстрировали, что некоторое разгазирование залежи не является фатальным для разработки залежи. Возникает вопрос, насколько сильно должна быть разгазирована залежь

нефти, чтобы это существенно сказалось на конечной нефтеотдаче залежи.

Вариант 3. Рассмотренные выше варианты предусматривали закачу воды в объеме, близком к 100 % компенсации отборов жидкости. Рассмотрим ситуацию, когда вода закачивается в гораздо меньших объемах, что приводит к значительному снижению пластового давления и образованию больших объемов свободного газа в коллекторе пласта. Принято, что в третьем варианте выполняются условия второго варианта, но приемистость нагнетательной скважины ограничена значением в 150 м3/сут.

Снижение объемов закачки приводит к существенным изменениям в процессе разработки залежи. Если в первом варианте выработка запасов происходит достаточно предсказуемо (сначала вырабатывается высокопроницаемый слой, затем - низкопроницаемые), то в третьем варианте за счет расширения фазы свободного газа в областях коллектора с давлением, меньшим давления насыщения газа, неравномерность выработки запасов существенно возрастает. Из-за процесса разделения газовой и жидкой фаз под действием сил тяжести наименее выработанными становятся нижние низкопроницаемые пласты. Верхние же низкопроницаемые слои коллектора обладают максимальной газонасыщенностью.

Неравномерность образования и вытеснения фазы свободного газа по слоям коллектора показывает, что в период интенсивного образования фазы свободного газа максимальный объем выделившегося газа сосредоточен в высокопроницаемом слое, что связано с тем, что там быстрее снижается пластовое давление, больше запасов нефти и, соответственно, запасов газа. Однако с течением времени происходит отбор газа скважинами, а также фильтрация газа в верхние слои коллектора при разделении фаз в иоле сил тяжести с образованием оторочки повышенной нефтенасыщенности в высокопроницаемом слое перед фронтом закачиваемой воды.

В динамике показателей разработки модельной залежи вызывают особое внимание следующие факты: увеличенный в сравнении с первым и вторым вариантами срок выработки запасов нефти; быстрое падение давления до величин, близких к предельным значениям забойных давлений добывающих скважин; давление не восстанавливается до начального значения даже при полном заводнении коллектора; дебит нефти за короткий период уменьшается более чем в 40 раз; газовый фактор при этом кратковременно возрастает более чем в 20 раз, а затем снижается в два раза относительно начального значения; дебит нефти после первоначального снижения до конца разработки остается малым.

Показаны результаты прироста КИН за счет применения системы ППД после значительного снижения дебетов нефти. Очевидно, что со временем, как было показано выше, под действием гравитационных сил происходит разделение фаз в коллекторе. В зависимости от степени разделения фаз эффективность продолжения разработки залежи с применением ППД будет различна.

Рассмотрены следующие варианты разработки залежи: 1 - ППД вводится с самого начала разработай, 2 - ППД вводится через 3 года после начала разработки, 3 - ППД вводится за 2 года до конца разработки, 4 - ППД вводится в конце разработки по О-варианту, 5 -ППД и добывающие скважины вводятся через 2 года после конца разработки по О-варианту, 6 - ППД и добывающие скважины вводятся через 10 лег после конца разработки по О-варианту, ППД и добывающие скважины вводятся через 30 лет после конца разработки по 0-вариангу.

Расчеты показали, что для ряда вариантов ввода системы ППД , максимальный эффект от применения закачки воды достигается при вводе нагнетательной скважины в начале разработки залежи. Коэффициент нефтеизвлечения при разработке залежи без системы ППД составляет 0.365 д.ед. Другие варианта приведены в таблице 2.

Хорошо видно, что при интенсивном воздействии со стороны нагнетательной скважины в начальный период разработки залежи достигается КИН, практически равный коэффициенту вытеснения для данной модели (Квыт=0.813).

Таблица 2 - Сопоставление КИН по вариантам применения системы ППД_

Вариант КИН, д.ед. Прирост КИН, д.ед.

1 2 3

без ППД 0.365 0.000

ППД с самого начала (1 вариант) 0.801 0.436

ППД через 3 года после начала разработки (2 вариант) 0.802 0.437

ППД за 2 года до конца разработки (3 вариант) 0.715 0.350

ППД в конце разработки (4 вариант) 0.695 0.330

ППД через 2 года после конца разработки (5 вариант) 0.396 0.031

ППД через 10 лет после конца разработки (6 вариант) 0.393 0.028

ППД через 30 лет после конца разработки (7 вариант) 0.365 0.000

Отметим, что после окончания ршработки залежи по нулевому варианту и остановки добывающих скважин их последующий запуск и начало закачки воды приводят к разным результатам в зависимости от времени простоя, так как после остановки добывающих скважин происходит гравитационное разделение фаз. При этом максимальные объемы свободного газа сосредоточены в высокопроницаемом пласте. Чем выше газонасыщенность высокопроницаемого слоя при начале второго этапа разработки залежи, тем меньше эффективность от вновь введенной системы разработки с ППД. Буквально за два года простоя системы разработки прирост КИН от последующего ее ввода снижается в разы (рисунок 7).

0,5

И0'4

13 0,2

Ь о Ш

1 6 11 16 21 26 31 36 41 год вода сисхмы ППД. оюмтьвамый сначала разработки

Рисунок 7 - Зависимость прироста КИН за счет применения ППД от времени начала закачки воды

При объяснении данного факта изучение динамики кубов нефтенасьпценности и газонасыщенности после запуска системы ППД в конце первого этапа разработки (нулевого варианта) показало, что после начала закачки воды на фронте вытеснения повышается давление, что приводит к активному растворению газа в нефти. При этом нефтенасыщенность повышается, газонасыщенность - снижается. Формируется оторочка нефти повышенной нефтенасьпценности перед фронтом вытеснения. Так как в конце разработки по 0-варианту высокопроницаемый слой характеризуется максимальной газонасыщенностью, то относительное изменение долей фаз в этом слое максимально. Но так как в данном слое фазовые проницаемости по воде минимальны, то наблюдается некоторое выравнивание фронтов вытеснения по низкопроницаемым и высокопроницаемому слоям. Более того, вытеснение по высокопроницаемому слою происходит с меньшей эффективностью (остаточная нефтенасыщенность выше), чем по соседний с ним низкопроницаемым слоям (в них остаточная

нефтенасшцеьшостъ ниже). К концу разработки второго этапа высокопроницаемый слой характеризуется максимальной остаточной нефтенасьпценн остью.

Из динамики куба газонасыщенности установлено, что вытеснение газа водой вдоль латерали сопровождается процессами его растворения в нефти и вертикальным током газа за счет гравитационного разделения фаз. Поэтому газонасыщенность нижних низкопроницаемых слоев снижается достаточно быстро. Дольше всего высокая газонасыщенность свободного газа сохраняется в верхних низкопроницаемых слоях, однако, уже к концу седьмого года после начала закачки фаза свободного газа в модели пласта исчезает. В дальнейшем залежь разрабатывается как частично заводненная нефтяная залежь. Однако конечная нефтеотдача такой залежи меньше, чем при разработке залежи с применением ПГ1Д с самого начала

В четвертой главе приведено формирование геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов Лебяжинского месторождения на базе разработанных автором рекомендаций.

Сначала проанализированы геолого-технические мероприятия, проведенные на добывающем фонде скважин Лебяжинского месторождения с начала его разработки. Полученные данные систематизированы, рассмотрены успешность мероприятий, продолжительность воздействия, удельный технологический эффект на одну проведенную скважино-операцию.

Отмечена высокая эффективность технологий дострела и перестрела пластов по месторождению, которая составила 100 %.

Подробно рассмотрена комплексная технология подавления газовых включений пласта и увеличения его охвата вытеснением нефти по мощности.

Комплексная технология повышения нефтеотдачи предусматривает совершенствование и развитие ранее известных технологий, приведенных в работах Желгова Ю.В., Мирзаджагоаде А.Х., Степановой Г.С., Мартоса В.Н., Закирова С.Н., Абасова М.Т., Жданова С.А., Батурина Ю.Е., Мищенко И.Т., Хисамутдинова Н.И., Ибрагимова Г.З. и многих других.

Предлагаемая автором технология на базе исследований по главам 2, 3 отличается от вышеприведенных и состоит из следующих предпосылок.

1. При разработке нефтяной залежи с высоким газовым фактором в режиме ниже давления насыщения выделение свободного газа является процессом неизбежным с частичным разгазированием или его болыпеобьёмным содержанием.

2. Образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку нефтяной залежи, меняет начальную фазовую проницаемость для нефти и снижет коэффициент нефтеотдачи за счет образования газовых пробок, наибольшее влияние при этом оказывая на коэффициент охвата фильтрацией для неоднородных коллекторов по мощности.

Предлагаемая разработанная автором комплексная технология состоит в следующем. На месторождении (залежи), в котором на отдельных участках произошло снижение пластового давления ниже давления насыщения, в нагнетательную скважину закачивается оторочка огсепарированной нефти с вязкостью, не превышающей в 2,55 раз вязкости пластовой нефти, в виде нормированных оторочек (рисунок 8). Первая оторочка, состоящая из отсепарированной нефти и раствора водорастворимого деэмульгатора с начальной концентрацией 50-70 г/т, например, реагента Реапон4В, по мере движения по пласту расчетного объёма, вязкость которой с добавкой реагента приближается к пластовой и буферной жидкости. А вторая оторочка нефти с концентрацией реагента 20-25 г/т вслед за буферной жидкостью проталкивается закачиваемой водой в пласт. Различие концентраций реагента деэмульгатора состоит в том, что за счет частичной адсорбции переход в водную фазу деэмульгатора для первой оторочки будет происходить более интенсивно, чем при контакте породы со второй оторочкой. Причем оторочки, заключенные между буферной жидкостью, с разной концентрацией реагента будут иметь разную подвижность, в первую очередь за счет растворенного свободного газа в пласте, как из высокопроницаемой, так и низкопроницаемой части пласта, объем которого будет пропорционален давлению и коэффициенту растворимости газа в нефга. Для упрощения ввиду малости, растворение газа в воде не учитывается. Принято, что при радиальном течении в силу неравномерного распределения проницаемостей по толщине и площади линии тока нагнетания распределяются в пластах, даже с достаточной высокой гидродинамической связью, крайне неравномерно.

В случае закачки в пласт с различной проницаемостью оторочки нефти малой вязкости, загущающейся в пластовых условиях в результате перехода из водного раствора и нефти деэмульгатора в водную фазу в пластовой воде, технологическое осуществление процесса не представляет трудности. Это связано с тем, что как первая, так и вторая оторочки будут продвигаться по пропласткам по принципу поршневого вытеснения, и необходимый загущенный объем барьера образуется за счет изменения концентрации деэмульгатора в оторочке.

Положение А

\ Рас2

БЖ

Рас,

БЖ

Рас,

Положение Б

БЖ

Рас!

11111

\Ч>БЖ

Рас2(р,>р2)

БЖ

Рисунок 8

Технология достаточно легко может быть реализована в промысловых условиях, например, путем нагнетания готового раствора с базовых условий или путем приготовления раствора для закачки на устье скважин с водовозов агрегатами с силовыми насосами (АН-700 и нескольких водовозов марки ЦР).

Основные выводы и рекомендации

1. Показано, что в пластовых условиях для месторождений с высоким газовым фактором (более 100 мг'/м3) выделение газа происходит при давлениях выше давления насыщения нефти газом, определенного в лабораторных условиях.

2. На примере данных залежей Лебяжинского месторождения с газосодержанием от 242,4 до 1024,7 мЗ/т значения давления насыщения характеризуются системой (её статистической моделью) как заниженные. Исходя из того, что статистическая модель указывает на общую закономерность свойств нефти в регионе исследования, принятое для проектирования и подбора режима работы скважин (Рзаб) давление насыщения, определенное лабораторным путем по единичным скважинам, не является истинным. В процессе разработки данное несоответствие приводит к разгазированию нефти в призабойной зоне скважин и пласте с образованием газовых пузырьков, что резко изменяет фазовую проницаемость для нефти. В случае с залежами Лебяжинского месторождения несоответствие составило от 2 до 8 МПа.

3. Образование и расширение фазы свободного газа в областях коллектора с давлением, меньшим давления насыщения, газ повышает неравномерность выработки запасов нефти. В период интенсивного образования фазы свободного газа максимальный объем выделившегося газа сосредоточен в высокопроницаемом слое, что связано с тем, что там быстрее снижается пластовое давление, больше запасов нефти и, соответственно, запасов газа. Однако с течением времени происходит отбор газа скважинами, а также фильтрация газа в верхние слои коллектора при разделении фаз в поле сил тяжести.

4. Однозначно установлено, что разработка залежей нефти с большим газовым фактором должна с самого начала производиться с поддержанием пластового давления в режиме интенсивной закачки воды. Несоблюдение этого требования может кратно снизить нефтеотдачу пласта.

5. Показано, что в сложнопостроенных коллекторах, характеризующихся неоднозначностью давления насыщения нефти газом, неоднородность физических свойств коллектора существенно снижает нефтеотдачу при частичном разгазировании нефти.

6. Результатами численных исследований на модели пласта установлено, что возникновение газовых «пробок» приводит к

ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются - в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод, что область свободного газа сказывается на разработке пласта как ухудшение фильтрационных свойств в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами.

7. Проведенные исследования зависимости КИН от объемов зон свободного газа показали, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объемов выделившегося свободного газа.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Гайворонский И.Н., Тебякин В.М., Хальзов A.A. Современные методы вторичного вскрытия пластов.// Нефтяное хозяйство - № 5 -2003, С. 43-46.

2. Абасов М.Т., Эфевдиев Г.М., Стреков A.C., Хисметов Т.В., Хальзов A.A. Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации.// Нефтяное хозяйство - № 10 - 2003, С. 70-73.

3. Хисметов Т.В., Берншгейн А.М., Никифоров В.Н., Андрианов A.B., Тарасов A.B., Хальзов A.A. Продление продуктивного периода разработки месторождений за счет повторного ввода в разработку нижележащих эксплуатационных объектов.// Нефтяное хозяйство - № 9 - 2007, С. 122-124.

4. Владимиров И.В., Вафин Б.И., Хальзов A.A., Васильев В.В., Кожин В.Н. Стратегия ввода в эксплуатацию залежей нефти, находящихся в длительной консервации (на примере пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения). - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».- 2008.- № 5, С. 40-43.

5. Владимиров И.В., Горобец Е.А., Литвин В.В., Васильев В.В., Хальзов A.A. Особенности применения циклического заводнения на недосьпценных нефтью коллекторах (на примере пластов ПК-13 Самотлорского месторождения). - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2008,- № 10, С. 25-31.

6. Хальзов A.A. Особенности разработки залежей нефти с высоким газонефтяным фактором. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2008,- № 12, С. 6-9.

7. Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Хальзов A.A., Вафин Р.В. Исследование процессов выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа. - М.:

ВНИИОЭНГ, НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»,- 2009.- № 3, С. 27-30.

8. Владимиров И.В., Шаймарданов А.Ф., Хальзов А.А., Васильев В.В. Снижение эффективности системы ППД при возникновении гидродинамической связи с водонасыщенными интервалами в водонефтяных зонах пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2009,- № 3, С. 17-20.

9. Литвин В.В., Сарваров А.Р., Владимиров И.В., Хальзов А.А. Особенности разработки контактных водонефтяных пластов при наличии переходных зон. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ' «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»,- 2009.-№ 2, С. 19-23.

Лицензия №223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати 10.03.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага типографская № 1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Усл.-печ. л. 1.36 Тираж 100 экз. Заказ № 26 Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хальзов, Александр Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ПРИ ДАВЛЕНИЯХ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Общие положения.

1.2. Разработка залежей легкой нефти.

1.3. Снижение эффективности нефтеизвлечения при трехфазной фильтрации пластовых флюидов.

1.4. Сравнение воды и газа как вытесняющих агентов при разработке нефтегазовых залежей.

1.5. Давление насыщения нефти газом и способы его определения.

Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Общие сведения об объекте исследования.

2.2. Лабораторные исследования пластовых флюидов.

2.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов объекта.

2.4 Текущее состояние разработки Лебяжинского месторождения.

2.5. Исследование величины фактического давления насыщения нефти по характеристике физико-химических свойств газонефтяной смеси.

Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ НА КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ.

3.1. Общие положения.

3.2. Моделирование процессов нефтеизвлечения из послойно-неоднородного пласта в условиях частичного разгазирования залежи.

3.2.1. Математическая модель".Л. 583.2.2. Разработка залежи в условиях полного разгазирования нефти (0-вариант)."

Оптимальное применение, системы ППД.

3.2.3. Влияние разнородности свойств пластовых систем на выработку запасов нефти в условиях частичного разгазирования залежи.

Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. ФОРМИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА БАЗЕ

РАЗРАБОТАННЫХ АВТОРОМ РЕКОМЕНДАЦИЙ.

4.1. Анализ эффективности применяемых технологий в ГТМ.

4.2. Комплексная технология подавления газовых включений пласта и увеличение его охвата вытеснением нефти по мЬщности

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Управление эффективностью выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа"

Все большую роль в развитии нефтедобычи приобретают залежи легкой нефти и газоконденсата, что связано с увеличением глубины бурения. Большая глубина залегания таких залежей зачастую сопровождается сложностью строения резервуаров, что существенно усложняет их разработку. Тем не менее, стратегия дальнейшего наращивания уровней нефтедобычи включает и освоение глубокозалегающих залежей легкой нефти [1, 2].

В зарубежной и отечественной научной литературе залежи легкой нефти и газового конденсата не выделяли как отдельный тип пластов до начала 1930-х гг. Однако, по мере увеличения глубины бурения, частота обнаружения залежей легкой нефти возросла [3].

Разработка залежей легкой нефти проводилась так же, как и обычные залежи нефти. Однако, высокие значения газового фактора, высокая сжимаемость пластовых флюидов, все это говорит о необходимости особых подходов в разработке залежей легкой нефти. Обычно такие залежи, согласно сложившимся в настоящее время представлениям, начинают разрабатываться в режиме истощения, как это принято для залежей обычной и тяжелой нефти. В этом случае давление в залежи достаточно быстро снижается до значения давления насыщения нефти газом и даже ниже его. Выделяющийся из обычной или тяжелой нефти свободный газ в пластовых условиях занимает небольшие объемы коллектора, тогда как для легкой нефти, для которой газонефтяной фактор составляет сотни и даже тысячи относительных единиц, этот объем значителен и фаза свободного газа начинает играть решающую роль в процессах извлечения нефти.

Несмотря на значительный объем научной и научно-тсхнической литературы, посвященной разработке залежей легкой нефти и газоконденсата (например, [4-9]), процессы их заводнения пока еще недостаточно исследованы. Не совсем ясен механизм процесса вытеснения нефти и газа водой в условиях реальных неоднородных коллекторов. Лабораторные исследования^ [10] показали неоднозначность процессов разгазирования нефти, зависимость давления" насыщения ~ нефти газом от- состава коллектора, водонасыщенности коллектора, темпов изменения давления и других параметров. Для изучения процессов фильтрации в коллекторах с частично разгазированной нефтью необходимо создание математических моделей, учитывающих многофазиость потока, неоднородность пласта по проницаемости и пространственный характер течения жидкости и газа к системе скважин, как горизонтальных, так и вертикальных. Кроме того, здесь возникает множество оптимизационных задач по наиболее эффективному с точки зрения нефтеотдачи режиму работы скважин.

Все это позволяет утверждать, что задачи исследования процессов нефгеизвлечения из частично разгазированных пластов остаются актуальными для нефтедобывающей отрасли.

Надо отметить, что вопросы теории и практики разработки залежей нефти в присутствии трех фаз достаточно глубоко освещены в трудах Азизова М.Г., Аметова И.М., Афанасьевой А. В., Боксермана А.А., Булгакова Р.Т., Вахитова Г.Г., Егорова Н. Г., Розепберга М. Д., Кундина С. А., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Абасова М. Т., Кулиева А. А., Фаткулина А .X., Курбанова А.К., Закирова С.Н., Закирова Э.С., Закирова И.С., Вагановой М.Н., Спиридонова А.В., Мищенко И.Т., Хисамутдинова Н.И., Хасанова М.М., Телина А.Г. и других исследователей. Но, несмотря на это проблемы извлечения газированных нефтей в оптимальном режиме не снижаются.

Актуальность проблемы.

Выработка запасов нефти, сосредоточенных в частично разгазированных зонах нефтяных залежей со значительными объемами свободного газа и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена многофазностыо потока в пласте. Это приводит к возникновению ряда негативных процессов - оттеснение нефти в зону свободного газа, прорыв газа к забою добывающей скважины, прорыв нагнетаемой воды в зону свободного газа, снижение гидродинамической связанности между зонами нагнетания и отбора за счет образования газовых пробок в фильтрационных полях, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче этих залежей.

1. Анализ существующих технологий разработки залежей легкой нефти и зон коллектора с частично разгазированной нефтью и постановка задачи исследования.

3. Анализ на основе математического моделирования процессов трехфазной (нефть, газ, вода) фильтрации в неоднородных по проницаемости пластах.

Научная новизна выполняемой работы.

1. В результате численных исследований фильтрационных характеристик пласта с частично разгазированной нефтью до определенного газосодержания от начальной получено, что наличие свободного газа значительно не снижает коэффициент нефтеотдачи. Этот предел определяется величиной среднего пластового давления не ниже 3-5 % от значения давления насыщения по залежи.

2. Образованный свободный газ и его максимальный объем в неоднородном по проницаемости коллекторе сосредоточен в высокопроницаемом слое, который при заводнении приводит к образованию оторочки повышенной нефтенасыщенности с центром вала со спадающими «крыльями» в сторону заводняемого объема и объема повышенной газонасыщенности.

4. Предложено для сложнопостроенных коллекторов с неоднозначностью давления насыщения нефти газом с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи при частичном разгазировании нефти разработку залежи с высоким газовым фактором проводить с поддержанием пластового давления с .начального периода.

Основные защищаемые положения.

2. Методика оценки влияния объема образованного свободного газа на технологические показатели выработки залежи (дебит скважин, обводненность, доля отобранных запасов), представленными неоднородными по проницаемости коллекторами.

3. Методика формирования эффективных геолого-технических мероприятий для Лебяжинского месторождения на базе разработанных рекомендаций, позволяющих до минимума свести отрицательное влияние наличия свободной газовой фазы на коэффициент нефтеотдачи.

Практическая ценность и реализация работы.

2. Внедрение разработанных рекомендаций по оптимальному применению системы нагнетательных скважин по ОАО «Оренбургнефть» позволило получить 4800 т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом в 7,68 млн.руб.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2006-2008 гг.), Научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2006 - 2008 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» ОАО «Самаранефтегаз» (2006-2007 гг.), в ОАО «Оренбургнефть» (2005-2008 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ из них 9 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях. Структура и объем работ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хальзов, Александр Анатольевич

Выводы к главе 3

Представленные в разделе результаты исследований процессов нефтеизвлечения из коллекторов в условиях частичного разгазирования нефти основаны на гидродинамических расчетах с использованием численной модели трехфазной фильтрации.

Полученные в разделе результаты позволяют сделать следующие выводы.

1. Выработка запасов нефти залежи без поддержания пластового давления или при недостаточном уровне компенсации отборов закачкой воды сопровождается интенсивным снижением пластового давления, процессом разгазирования нефти и образованием областей свободного газа. При достижении давления насыщения нефти газом за счет расширения выделяющегося газа темп падения пластового давления замедляется.

2. Образование и расширение фазы свободного газа в областях коллектора с давлением меньшим давления насыщения газа повышает неравномерность выработки запасов нефти. В период интенсивного образования фазы свободного газа максимальный объем выделившегося газа сосредоточен в высокопроницаемом слое, что связано с тем, что там быстрее снижается пластовое давление, больше запасов нефти и, соответственно, запасов газа. Однако, с течением времени происходит отбор газа скважинами, а также фильтрация газа в верхние слои коллектора при разделении фаз в поле сил тяжести.

3. Однозначно установлено, что разработка залежей нефти с большим газовым фактором должна с самого начала производится с поддержанием пластового давления в режиме интенсивной закачки воды. Несоблюдение этого требования может кратно снизить нефтеотдачу пласта.

4. Показано, что в сложно построенных коллекторах характеризующихся неоднозначностью давления насыщения нефти газом, неоднородность физических свойств коллектора может существенно снизить нефтеотдачу при частичном разгазировании нефти. " г

5. Образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Как показали исследования, возникновение газовых «пробою) приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми- зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются — в области закачки. Распределение полей давления позволяют сделать вывод, что область свободного газа сказывается на разработке пласта как ухудшение фильтрационных свойств в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами. В связи с резким падением дебитов нефти при прорыве газа к добывающей скважине, эффективность нефтеизвлечения уменьшается, что сказывается на конечной нефтеотдаче.

6. Проведенные исследования зависимости КИН от объемов зон свободного газа показали, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объемов выделившегося свободного газа.

7. В послойно-неоднородном пласте при наличии зоны свободного газа вытеснение нефти происходит крайне неравномерно. Этому способствуют как трехфазность процесса фильтрации, так и неоднородность ФЕС коллектора. При этом, в присутствии свободного газа, связь между добывающей и нагнетательной скважинами ухудшается.

ГЛАВА 4. ФОРМИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ЛЕБЯЖИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА БАЗЕ РАЗРАБОТАННЫХ АВТОРОМ РЕКОМЕНДАЦИЙ

4.1 Анализ эффективности применяемых технологий в ГТМ

Как показали результаты оценки итогов выполнения ранее разработанных ГТМ, за последние два года на Лебяжинском месторождении из-за недостаточного финансирования, предложенные в утверждённом варианте проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Лебяжинского месторождения» запланированные геолого-технические мероприятия (ГТМ) проведены от не в полном объеме. Всего не реализованно 14 мероприятий, из них: 2 - зарезок вторых стволов, 6 - перфорационные методы, 2 - ремонтно-изоляционные работы, 2 - оптимизация режима работы добывающих скважин, 2 - смена способа эксплуатации. Из-за отсутствия геолого-технических мероприятий не добыто дополнительно 41,6 тыс.т. нефти. Основная причина невыполнения ГТМ - несоответствие фактического фонда скважин проектному, что связано с отставанием разбуривания месторождения из-за недостаточного финансирования. Также низкое пластовое давление не позволяет в должной мере выработать запасы в зонах зарезок боковых стволов. В соответствии с этим рекомендуется перед выполнением основных видов ГТМ улучшить энергетическое состояние пластов. Анализ оценки эффективности применяемых методов на месторождении в более ранние периоды разработки (2003-2006 гг.), показал, что они были достаточно эффективны (таблицы 4.1, 4.2), но относили только к единичным скважинам. При этом не рассматривалась система развития схем поддержания пластового давления, причины снижения или ухудшения фильтрационных характеристик по вытеснению остаточной нефти и мероприятия по предупреждению образования свободного газа и его влияние на текущий коэффициент нефтеотдачи.

Всего проанализировано 5 геолого-технических мероприятий, проведенных на добывающем фонде скважин Лебяжинского месторождения. Полученные данные систематизированы, рассмотрены успешность мероприятий, продолжительность воздействия, удельный технологический эффект на одну проведенную скважино-операцию (таблица 4.1).

По состоянию на 01.01.2008 г. на Лебяжинском месторождении с целью интенсификации добычи нефти в период 2003-2006 гг. проведены такие мероприятия, как: дострел, перестрел, перевод на механизированный способ добычи и гидроразрыв пласта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Показано, что в пластовых условиях для месторождений с высоким газовым фактором (более 100 м3/м3) выделение газа происходит при давлениях выше давления насыщения нефти газом, определенного в лабораторных условиях.

2. На примере данных залежей Лебяжинского месторождения с газосодержанием от 242,4 до 1024,7 м3/т значения давления насыщения характеризуются системой (её статистической моделью) как заниженные. Исходя из того, что статистическая модель указывает на общую закономерность свойств нефти в регионе исследования, принятое для проектирования и подбора режима работы скважин (Рзаб) давление насыщения определенное лабораторным путем по единичным скважинам не является истинным. В процессе разработки данное несоответствие приводит к разгазированию нефти в призабойной зоне скважин и пласте с образованием газовых пузырьков, что резко изменяет фазовую проницаемость для нефти. В случае с залежами Лебяжинского месторождения несоответствие составило от 2 до 8 МПа.

3. Образование и расширение фазы свободного газа в областях коллектора с давлением меньшим давления насыщения газ повышает неравномерность выработки запасов нефти. В период интенсивного образования фазы свободного газа максимальный объем выделившегося газа сосредоточен в высокопроницаемом слое, что связано с тем, что там быстрее снижается пластовое давление, больше запасов нефти и, соответственно, запасов газа. Однако, с течением времени происходит отбор газа скважинами, а также фильтрация газа в верхние слои коллектора при разделении фаз в поле сил тяжести.

4. Однозначно установлено, что разработка залежей нефти с большим газовым фактором должна с самого начала производится с поддержанием пластового давления в режиме интенсивной закачки воды. Несоблюдение этого требования может кратно снизить нефтеотдачу пласта.

5. Показано, что в сложно построенных коллекторах характеризующихся неоднозначностью давления насыщения нефти газом, неоднородность физических свойств коллектора существенно снижает нефтеотдачу при частичном разгазировании нефти.

6. Результатами численных исследований на модели пласта установлено, что возникновение газовых «пробою) приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются - в области закачки. Распределение полей давления позволяют сделать вывод, что область свободного газа сказывается на разработке пласта как ухудшение фильтрационных свойств в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хальзов, Александр Анатольевич, Уфа

1. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск.ун-та, 2002.-596 с. 1.BN 5-7464-0823-9.

2. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань. Татарское кн.изд-во.-1989.-136 с.

3. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга» ОАО «НК Роснефть». Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008, 672 стр.

4. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

5. Афанасьева А.В. Некоторые вопросы разработки нефтегазовых залежей. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Труды ВНИИ, выпуск XL, М. 1963, с. 192-219.

6. Афанасьева А.В., Боксерман А.А., Розенберг М.Д. Влияние очередности разработки запасов нефти и газа на эффективность разработки нефтегазовых залежей. Добыча нефти (теория и практика). М. Недра, 1964, с. 219-239.

7. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Внешторгиздат, 1998. 335 с.

8. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ.-1995.- 496 с.

9. Николаевский Н.М., Розенберг М.Д., Шейн П.Н. Принципы промышленной оценки и разработки нефтяной оторочки газового месторождения. М.ГОСИНТИ, 1960, 139 с.

10. Вахитов Г.Г., Максимов В.П., Булгаков Р.Т. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. М., Недра, 1982, 229 с.

11. Sue J.О., Miller J. API Drilling and Production Practices. 1945, 146 c.

12. Jacoby R.H., Berry V.J. A Method for Predicting Depletion Performance of a Reservoir Producing Volatile Crude Oil. Trans. AIME v.210, 1957 p.27-33

13. Гусейнов Г.П. Некоторые вопросы гидродинамики нефтяного пласта, 1961.

14. Абасов М.Т., Джалилов К.Н., Кулиев А.А., Розенберг М.Д. Вытеснение газа газированной нефтью. НТС, вып. 14. Гостоптехиздат, 1961, 84 с.

15. Афанасьева А.В., Боксерман А.А., Егоров Н.Г., Розенберг М.Д. К вопросу о потерях нефти при разработке залежей с нефтяной оторочкой. Труды ВНИИ, вып. 37. Гостоптехиздат, 1962.

16. Кундин С.А. Экспериментальные исследования вытеснения газированной нефти газом. НТС, вып. 15. Гостоптехиздат, 1961, 46 с.

17. Афанасьева А.В., Зиновьева JI.A. Разработка нефтяных месторождений при одновременном отборе газа из газовой шапки. НХ, № 10, 1957.

18. Афанасьева А. В., Розенберг М. Д. К расчетам процесса разработки залежей при вытеснении газированной нефти водой за счет упругости внешней зоны. Труды ВНИИ, вып. XXI. Гостоптехиздат, 1959.

19. Вирновский А.С. Энергетическое сравнение воды и газа как агентов, замещающих нефть в пласте при процессе поддержания давления. НХ, № 1, 1956.

20. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. Гостоптехиздат, 1961.

21. Кундин С. А. О степени снижения пластового давления, обеспечивающей наибольшую нефтеотдачу. Труды ВНИИ, вып. 32. Гостоптехиздат, 1961.

22. Stone Н. L., Crump J. S The effect of gas compasition upon oil recovery by gas drive TAJME, vol. 207, 1956.

23. Standing M.B. Volumetric and phase behavior of oil field hydrocarbon systems. N.Y., Reinhold publ. Corp. Book Division, 1952, p.122.

24. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982,312 с.

25. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М. Недра. 1974., 265 с.

26. Болотов А.А., Белинский Б.А., Синий JI.JI. Комплексное исследование фазового перехода «жидкость газ» газожидкостной системы нефть - С02 вне пористой среды и в среде. - Тр. ВНИИ, вып. 38, 1971, с. 69-75.

27. Болотов А.А., Белинский Б.А. О двух методах определения давления насыщения газожидкостных систем в пористой среде. Тр. ВНИИ, вып. 37, 1970, с. 71-75.

28. Бульчук. Д.Д., Мурзагильдин 3. Г., Салимгареев Т. Ф. Установка для исследования процессов дегазирования нефтей. Машины и нефтяное оборудование, N2 1, 1970, с. 13-14.

29. Мамед-заде A.M., Рафибейли Н. М. Изменение давления насыщения газожидкостной системы в зависимости от количественного содержания глины в пористой среде. Изв. ВУЗов, Нефть и газ, 1970, № 11, с. 35-38.

30. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Д. В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М., Наука, 1971. 279 с.

31. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М., Недра, 1976, 347 с.

32. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М. Недра, 1976, 185 с.

33. Намиот А. Ю. Влияние остаточной воды на давление насыщения пластовой нефти. Тр. ВНИИ, вып. 38, 1971, с. 60-63.

34. Требин Г.Ф., Симаков В.А. Исследование влияния пористой среды на фазовые переходы пластовых систем. Нефтяное хозяйство, № 2, 1971, с. 32-35.

35. Химмельблау Д. Анализ процессов статистическими методами. Пер. с англ. М., Мир, 1973 т., 302 с.

36. Бульчук. Д.Д., Девликамов В.В., Хабибулин З.А. К вопросу об определении давления начала выделения газа из нефти. Тр. УНИ, вып. VI, 1970, с. 30-34.

37. Великовский А.С., Козловцев З.Н., Юшнин В.В. Влияние пористой среды на потери конденсата в пласте. Газовая промышленность, № 2, 1971, с. 5-8.

38. Способ определения давления насыщения пластовых жидкостей в пористой среде / А.Х. Мирзаджанзаде, Н.М. Рафибейли, М.С. Разамат и др. Авт. свидет. №397636, БИ, .№37,1973.

39. Алишаев М.Г., Мирзаджанзаде А.Х. К учету явлений запаздывания в теории фильтрации. Нефть и газ, №6, 1975, с. 71-74.

40. Баренблатт Г.Н., Мамедов Ю.Г., Мирзаджанзаде А.Х. Неравновесные эффекты при фильтрации вязко упругих жидкостей. Изв. АН СССР, МЖГ, № 5, 1973, с. 76-83.

41. Баренблатт Т.Н. Фильтрация двух несмешивающихся жидкостей в однородной пористой среде. Изв. АН СССР, МЖГ, № 5, 1971, с. 144-151.

42. Баренблатт Г.Н., Ентов В.М. Неравновесные эффекты при фильтрации несмешивающихся жидкостей. Тр. семинаров по численным методам расчета фильтрации многофазных жидкостей. Новосибирск, СО АН СССР, 1972, с. 33-43.

43. Баренблатт Г. Н. Подобие, автомодельность, промежуточная асимптотика. Л., Гидрометеоиздат, 1978, 148 с.

44. Грег С., Синг К. Адсорбция, удельная поверхность, пористость. Пер. с англ., М., Мир, 1970.389 с.

45. Золотарев П.П., Дубинин М.М. Об уравнениях, описывающих внутреннюю диффузию в гранулах адсорбента. ДАН СССР № 1, 1973, С. 136-139.

46. Муравьев И. М., Репин Н. Н. Исследование движения многопластовых смесей в скважинах. М., Недра, 1972, 179 с.

47. Пакет TEMPEST-MORE. Техническая документация, (пер. с англ.)

48. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, (пер. с англ.) 1982 .- 408 с.

49. Фаткуллин А.Х., Курбанов А.Н. К вопросу заводнения нефтяного пласта с газовой шапкой. Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта. Труды ТатНИИ, Ленинград, «Недра», 1965, с. 435-441.

50. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новые методы повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей. // Нефт. хоз., № 11,1997, с. 37-40.

51. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.Е., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю: Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М: ВНИИОЭНГ, 1994, 345 с

52. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М. :ВНИИОЭНГ, 2007, 360 с.

53. Подсчет запасов нефти и газа, и ТЭО КИН Лебяжииского месторождения Оренбургской области по состоянию на 01.01.2006 г., ОАО "ОренбургНИПИнефть", Оренбург, 2006 г.

54. Отчет о научно-исследовательской работе «Выполнение работ по отбору и анализу глубинных проб, определения текущего газового фактора и давления насыщения по скважинам НГДУ "Южоренбургнефть"», Гипровостокнефть, Самара, 2003, 273 с.

55. Отчет о научно-исследовательской работе «Отбор и анализ глубинных проб с определением сопутствующих полезных и вредных компонентов в нефти и газах», Гипровостокнефть, Самара, 2004, 266 с.

56. Отчет о научно-исследовательской работе «Отбор и анализ глубинных и поверхностных проб с определением сопутствующих полезных и вредных компонентов в нефтях и газах для ОАО «Оренбургнефть», Гипровостокнефть, Самара, 2006, 294 с.

57. Дополнение к технологической схеме разработки Лебяжииского месторождения Оренбургской области, ОАО "Тандем", Тюмень, 2007 г.

58. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (утв. Приказом МПР № 61 от 21.03.2007), РД 153-39007-96.

59. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами, М, ВНИГНИ, 1978 г.

60. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., 2000 г.

61. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Геологические модели (часть 1). Фильтрационные модели (часть 2). ОАО «ВНИИОЭНГ», М., 2003 г.

62. Гайворонский И.Н., Тебякин В.М., Хальзов А.А. Современные методы вторичного вскрытия пластов.// Нефтяное хозяйство № 5 - 2003, С. 43-46.

63. Абасов М.Т., Эфендиев Г.М., Стреков А.С., Хисметов Т.В., Хальзов А.А. Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации.// Нефтяное хозяйство № 10 - 2003, С. 70-73.

64. Хальзов А.А. Особенности разработки залежей нефти с высоким газонефтяным фактором. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2008.- № 12, С. 6-9.

65. Литвин В.В., Сарваров А.Р., Владимиров И.В., Хальзов А.А. Особенности разработки контактных водонефтяных пластов при наличии переходных зон. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».-2009,- № 2, С.

66. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев Ю.А. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. Уфа. Изд-во «Гилем».-1997.-106 с.

67. Жданов С.А., Малютина Г.С. Принятие решений при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов / НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.гВНИИОЭНГ.-1993.-№6-7.-С. 15-21.

68. Кундин С.А. О величине остаточной газонасыщенности при вытеснении газированной нефти водой. // НТС по добыче нефти. ВНИИ.- 1961.-12.- С.57-62.

69. Кундин С.А. Экспериментальные данные о фазовых проницаемостях при фильтрации трехкомпонентных смесей. // Тр. ВНИИ.-I960.- Вып.28.- С.96-113.

70. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Тазиев М.З., Нурмухаметов Р.С. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.:ВНИИОЭНГ.-2001.-184 с.

71. Экспериментальные результаты вытеснения нефти из загазованных и обводненных пористых сред / Ю.М.Островский, Е.И.Лискевич и др. // Тр. Укргипрониинефть.-1973.- Вып.11-12.- С.3-10.

72. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии Т.1. Геология и разработка залежи в поздней стадии. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2004 - 252 с.

73. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений, т. IV. 262 с. ВНИИОЭНГ, 1994.

74. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н.: Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. // Нефт. хоз., № 6,2002, с. 104-109.

75. Szabo D.J., Meyers К.О.: "Prudho Hay: development history and future potential. / Paper presented at the 7th European IOR Symposium in Moscow, 1993, Oct. 27-29.

76. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазовых пластов. М. Недра, 1974, 193 с.

77. Курбанов А.К., Мухаметзянов Р.Н., Вайгель А.А. Опыт регулирования разработки широкой иодгазовой зоны объекта АВ2+3 Самотлорского газонефтяного месторождения при заводнении. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1984, вып. 8.

78. Курбанов А.К., Садчиков П.Б. О совместной добыче нефти и воды из залежей нефти с подошвенной водой и газовой шапкой. / Сб. Добыча нефти, вып. 24, Изд. Недра, 1964.

79. Тер-Саркисов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разработка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт. М.: Недра, 1996.-239 с.

80. Чарный И.А.: Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, 1963, 345 с.

81. Закиров С.Н., Шандрыгин А.И., Нгуен Хыу Чунг: Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах. / Препринт № 9 ИПНГ РАН, Москва, 1991.

82. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я. ЦКР и разработка нефтяных месторождений Сургутнефтегаз. / Сб. У руля разработки нефтегазовых месторождений (35 лет ЦКР Минтопэнерго РФ). Изд. ВНИИОЭНГ, 1998, с.215-225.

83. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. / Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научн.-практ. конференции (г. Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).

84. Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Юшков Ю.Ф. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсатнонефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1980.

85. Цынкова О.Е., Лубяная Т.А.: Численные исследования эффективности барьерного заводнения зон различною строения. / Тр. ВНИИнефть, вып. 117,ч.2, 1993.

86. Hanssen J.E., Dalland M.: "Foam barriers lor thin oil rims: gas blockage at reservioir conditions". / Paper presented at the 6th European IOR Symposium in Stavanger, Norway, 1993, May 21-23.

87. Mirzadshanzade A.Kh, Ametov I.M., Shandin S.P, Cherskaya N.O. "Isolation of gas with the self- sealing compositions". / Paper presented at the 8th European IOR Simposium in Vienna, 1995, May 15-17.

88. Способ разработки нефтегазовой залежи. Патент РФ № 2081306, приоритет от 27.06.1995 / Закиров С.Н., Коноплева И.И.

89. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. № 1351230 от 14.11.1985 г. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

90. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. M-JL: Недра, 1979.

91. Желтов Ю.В. Разработка нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1998,364 с.

92. Активное вовлечение в разработку нефтетазоконденсатных залежей Уренгойского месторождения (Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Пономарев А.И. и др.). М.: МИНХ и ГПим. Губкина, 1981.

93. Панфилов М.Б.: Единая концепция разработки сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. Изд. ИРЦ Газпром, 1993, 107 с.1. ПриЛОШБИИЕ1. Акт

94. Выбор объекта для внедрения рекомендации

95. В качестве объекта для внедрения рекомендаций выбрано 8 месторождений, расположенных на территории Оренбургской области: Западно-Швейцарское, Гаршинское, Ананьевское, Саврушинское, Вахитовское, Зайкинское, Росташинское, Лебяжинское.

96. Сущность рассматриваемых рекомендаций

Информация о работе

Хальзов, Александр Анатольевич
кандидата технических наук
Уфа, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Управление эффективностью выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы