Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Влияние технологий добычи на остаточное нефтенасыщение однородных заводненных пластов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Влияние технологий добычи на остаточное нефтенасыщение однородных заводненных пластов"

На правах рукописи УДК 622.276.5.001.5

ВАРЛАМОВ ДМИТРИЙ ПАВЛОВИЧ

ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ НА ОСТАТОЧНОЕ НЕФТЕНАСЫЩЕНИЕ ОДНОРОДНЫХ ЗАВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ

Специальность: 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2004

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН и МО РФ

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

д.т.н., проф. Н.Н. Михайлов

д.т.н., проф. С.Н. Закиров, к.г.-м.н. М.М. Максимов

Ведущая организация:

ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»

Защита состоится «.22» О^и"/?! 2004 г. в часов

на заседании Диссертационного совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН и МО РФ в зале Ученого Совета ИПНГ РАН (117001, г. Москва, ул. Губкина, д.З, ИПНГ РАН).

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря Диссертационного Совета ИПНГ РАН.

Автореферат разослан « 2004

Ученый секретарь Диссертационного Совета

к.т.н. М.Н. Баганова

С"ош^с.^

149вод в

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность работы.

Нефтенасыщение продуктивного пласта после окончания его разработки — остаточное нефтенасыщение (ОНН] — один из важнейших параметров, характеризующих эффективность системы добычи из залежи. Надежная информация об остаточной нефтенасыщенности необходима как на стадии обоснования методов воздействия на пласт и призабойную зону, так и при контроле за степенью выработки нефти из пласта.

На современном этапе многие крупные месторождения вступили в завершающую стадию разработки, в эксплуатацию вводится много мелких и средних, а также сложнопостроенных месторождений. Неуклонное снижение средней по стране нефтеотдачи пластов остро ставит вопрос об увеличении коэффициента нефтеотдачи.

Знание остаточной нефтенасыщенности позволяет правильно оценить и спрогнозировать запасы остаточной нефти и характер их распределения по пласту, что особенно важно при внедрении новых технологий увеличения нефтеотдачи.

В нефтепромысловой науке установилась точка зрения на остаточную нефтенасыщенность промытых гидрофильных пластов как на одно из свойств, присущих коллектору. При проектировании и анализе разработки ОНН традиционно учитывается через коэффициент вытеснения, зависящий от фильтрационно-емкостных свойств пласта. В то же время эксперименты, проводившиеся различными исследователями (М.К.Леверетт, Р.Л.Слобод, Ш.К. Гиматудинов, А.Абраме, Д.А.Эфрос, И.Чатзис и др.), неизменно показывали зависимость остаточной нефтенасыщенности от условий вытеснения (скорости фильтрации, межфазного натяжения, вязкости вытесняющей жидкости). Противоречие разрешалось тем, что при обычном заводнении влияние изменения условий вытеснения считалось пренебрежимо малым и значение остаточной нефтенасыщенности принималось величиной постоянной. Однако специально проведенный анализ результатов лабораторных, геофизических и промысловых исследований наглядно показал значимое влияние условий вытеснения на ОНН даже в относительно однородных пластах. Соответственно возникает актуальная задача учета влияния условий вытеснения на ОНН при современных технологиях добычи. Решение этой задачи и явилось предметом диссертационной работы.

Цель работы - установление качественных и количественных закономерностей влияния технологий добычи на ОНН заводненных пластов.

Объект исследования - однородный заводненный пласт, соответствующий однородной лабораторной модели изучения коэффициента вытеснения, с регулярной системой размещения скважин.

Основные задачи исследования.

1)Разработка методики моделирования влияния технологий добычи на остаточную нефтенасыщенность заводненного пласта.

2)Изучение взаимосвязи технологических параметров разработки со свойствами отдельных видов остаточной нефти в заводненных пластах.

3) Исследование зависимости остаточной нефтенасыщенности от технологий добычи и определение зависимости остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения от системы расстановки и плотности сетки скважин.

4)Качественный анализ возможностей доизвлечения остаточной нефти с использованием интенсивных систем заводнения.

5)Сравнительный анализ влияния изменения геолого-физических и технологических факторов на распределение и доизвлечение остаточной нефти.

Защищаемые положения.

1) Разработана методика моделирования ОНН, которая позволяет изучать распределение остаточной нефти в межскважинном пространстве и вычислять среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения однородного заводненного пласта.

2) Система расстановки скважин оказывает влияние на распределение остаточного нефтенасыщения в межскважинном пространстве и на среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения однородного заводненного пласта.

3) В межскважинном пространстве даже для случая однородного заводненного пласта образуется техногенная неоднородность по остаточной нефтенасыщенности, коэффициенту вытеснения, относительной фазовой проницаемости по воде.

Методы исследования.

Для изучения взаимосвязи ОНН с технологиями добычи использовались специальные гидродинамические модели, адекватные механизмам образования ОНН. Гидродинамические

модели описываются нелинейными уравнениями стационарной фильтрации и для изучения влияния технологических факторов на ОНН требуют применения численных методов. При моделировании двухмерных нелинейных уравнений в частных производных были проанализированы существующие численные методы с целью выбора наилучшего. Проведена адаптация экономичной схемы метода переменных направлений к задаче отыскания распределения ОНН в межскважинном пространстве.

Научная новизна.

1.На основе проведенного моделирования и обобщения имеющихся экспериментальных данных установлено значимое влияние системы добычи на остаточное нефтенасыщение.

2. Впервые для заводненного недеформируемого и однородного по фильтрационно-ёмкостным свойствам пласта обнаружено существование в межскважинном пространстве техногенной неоднородности по остаточной нефтенасыщенности, коэффициенту вытеснения и относительной фазовой проницаемости по воде. Техногенная неоднородность определяется системой добычи и режимами образования остаточной нефти.

3. Впервые установлена количественная взаимосвязь между плотностью сетки скважин и остаточной нефтенасыщенностыо для различных систем расстановки скважин. Показано, что с уменьшением расстояния между скважинами остаточное нефтенасыщение стремится к минимальной величине, определяемой значениями прочно связанной остаточной нефти. При увеличении расстояния между скважинами остаточное нефтенасыщение приближается к максимальному значению, определяемому суммарной величиной условно-подвижной и прочносвязанной остаточной нефтью.

4. Получены данные об остаточной нефтенасыщенности при изменениях запроектированной системы разработки, таких как: отключение скважин, бурение дополнительных вертикальных и горизонтальных скважин, интенсификации добычи, применение гидроразрыва пласта. Установлен рост остаточной нефтенасыщенности при незапланированном отключении скважин. При интенсификации добычи обнаружен эффект уменьшения остаточной нефтенасыщенности, величина которого зависит от системы расстановки и типа скважин, подвергнутых интенсификации. Установлены эффекты уменьшения остаточной нефтенасыщенности при использовании горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта.

Практическая значимость.

1. Разработанная методика моделирования влияния технологий добычи на остаточное нефтенасыщение позволяет проводить оценки влияния технологических и геолого-физических факторов на остаточное нефтенасыщение заводненных пластов.

2. Скорректированы традиционные представления об остаточной нефтенасыщенности и коэффициенте вытеснения однородных заводненных пластов, которые предполагали постоянство этих параметров в пластах с неизменными фильтрационно-ёмкостными свойствами. Соответственно, полученные в работе результаты могут служить основанием для разработки новых и повышения эффективности существующих технологий доизвлечения остаточной нефти.

3. Полученные в работе данные об остаточной нефтенасыщенности при изменении запроектированной системы добычи и при проведении геолого-технических мероприятий позволяют дать оценки эффективности этих мероприятий.

4. Закономерности распределения остаточной нефтенасыщенности в межскважинном пространстве открывают принципиальную возможность построения комплексной системы контроля за степенью выработки запасов на основе данных лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований.

Публикация результатов.

По теме диссертации автором опубликовано 7 работ.

Результаты исследований докладывались на:

• XV Губкинских чтениях, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, март 2001г.;

• XVI Губкинских чтениях, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Москва, ноябрь 2002г.;

о Конференции молодых ученых «Геомодель 2002»,ЦГЭ, Москва апрель 2002г.;

• ХЬУ научной конференции МФТИ, «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», Москва, 2002г.;

• Х1^1 научной конференции МФТИ, «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», Москва -Долгопрудный - Жуковский, ноябрь 2003г.

Апробация работы проводилась на Всероссийском семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений» во ВНИИ Нефть им. акад. А.П. Крылова, Москва, 2004г.

В полном объеме диссертация докладывалась на конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2004г; и на научных семинарах ИПНГ РАН.

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Она содержит 134 стр., в т.ч. 64 рисунка. Библиография включает 165 наименований, из них 130 на русском языке.

Работа выполнена в секторе физико-геологических проблем нефтеотдачи ИПНГ РАН и МО РФ.

Автор благодарит сотрудников сектора Т.Н. Кольчицкую, H.A. Семенову, Н.П. Карпушину и аспирантов К.А. Кленкова и О.Н. Новикову за оказанное внимание и помощь при подготовке работы. Автор признателен зам. директора ИПНГ РАН д.т.н., проф. В.М. Максимову за поддержку работы. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., акад. РАЕН, проф. H.H. Михайлову, идеи которого легли в основу диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении показана актуальность, цели, взаимосвязь с предшествующими исследованиями, новизна и практическая значимость работы.

В первой главе рассматриваются виды остаточной нефти заводненных пластов и их взаимосвязь с технологическими режимами разработки. Рассматривается изменение структуры нефтенасыщения разрабатываемых пластов в процессе вытеснения. Опираясь на работы Ю.В. Желтова, А.Г. Ковалева, А.К. Курбанова, H.H. Михайлова, В.М. Рыжика, M.JI. Сургучева, Э.М. Симкина и др. исследователей выделены основные типы остаточного нефтенасыщения. В наиболее общем виде ОНН можно разделить на остаточную нефтенасыщенность промытой зоны и остаточную нефтенасыщенность невыработанных зон, не охваченных заводнением. В главе подробно анализируется структура остаточного нефтенасыщения промытых зон, которая представлена капиллярно-защемленной, пленочной,

адсорбированной составляющими и остаточной нефтью

тупиковых пор. Большинство разрабатываемых пластов имеет преимущественно гидрофильный характер смачиваемости и основной компонентой остаточной нефти является капиллярно-защемленная остаточная нефть. Показан механизм защемления отдельных капель нефти (глобул, ганглий) при прохождении фронта вытеснения. Установлено, что капиллярно-защемленная остаточная нефть при определенных условиях может быть довытеснена.

В типичных гранулярных пластах капиллярное защемление нефти в процессе заводнения связано с действием большого количества факторов и явлений, которые можно подразделить на следующие группы. 1) Геолого-физическис: геометрия внутрипорового пространства, поверхностно-молекулярные свойства системы порода/насыщающие флюиды (смачиваемость, ионный обмен, адсорбция), межфазные свойства (поверхностное натяжение, различия в плотности, отношение вязкостей фаз). 2) Технологические: прилагаемые градиенты давления, тип и свойства рабочего агента, система размещения добывающих и нагнетательных скважин и пр.

При обосновании режимов и технологий извлечения и доизвлечения остаточной нефти важно изучить влияние как первой, так и второй групп факторов. С точки зрения технологии, наиболее просто регулируемый при заводнении фактор - это градиент давления, зависящий от системы расстановки скважин, типа скважин темпов нагнетания и отбора жидкости, вязкости рабочего агента и т.д.

По существующим представлениям коэффициент нефтеизвлечения (КИН) определяется по следующей формуле КИН=Квыт'Кохв, (А.П.Крылов). Здесь Квыт, Кохв коэффициенты вытеснения и охвата. Квыт зависит от начального и остаточного нефтенасыщения, Квыт=1-(8но/8нн), где Бин, Бно - коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности.

Для определения конечного коэффициента нефтеотдачи при различной удельной плотности сетки скважин используются следующие зависимости: КИН=Квыте'о5=[ 1-(8но/8нн)]'е"а5 (В.Н.Щелкачев); КИН=А-ВБ (А.П. Крылов); КИН=(1-8но/8нн)(1-я8) (В.Д. Лысенко, Э.Д. Мухарский), где в -плотность сетки скважин. Следствием этих формул является независимость Квыт от плотности сетки скважин, влияние же сетки проявляется через изменение Кохв. Это и явилось основанием для независимого определения коэффициента вытеснения в лабораторных условиях в соответствии с отраслевым стандартом (ОСТ 39-195-86).

Вместе с тем, промысловыми, лабораторными и аналитическими исследованиями H.H. Михайлова, A.B. Джемесюка, Т.Н. Кольчицкой и др. было доказано, что коэффициент остаточной нефтенасыщенности не является постоянным даже для случая однородного пласта. Он сложным образом зависит от числа капиллярности, которое вводится для количественного выражения соотношения гидродинамических и капиллярных сил и в простейшем случае может быть представлено в виде: Ncl=koAp/(aL), где ко - проницаемость, Ар - перепад давления на длине образца L, а - межфазное натяжение на границе вода/нефть.

Для оценки влияния технологических параметров добычи на ОНН проанализированы режимы образования и вытеснения остаточной нефти в гидрофильных породах в зависимости от числа капиллярности. Были выявлены следующие режимы: капиллярный, капиллярно-напорный и автомодельный, характеризующие различное соотношение капиллярных и напорных сил и определяющие структуру и свойства остаточной нефти. Показано, что основное влияние технологических факторов на ОНН имеет место при капиллярно-напорном режиме образования ОНН. При капиллярном режиме формируется максимально возможное ОНН, при автомодельном -минимальное, соответствующее пороговому значению автомодельной фазовой проницаемости. Поскольку зоны существования различных режимов образования ОНН в межскважинном пространстве заранее не известны, необходимо проводить исследования с учетом возможностей реализации всех трех режимов образования ОНН.

Во второй главе разработана методика моделирования влияния технологий добычи на ОНН заводненного пласта.

В настоящее время для моделирования процессов вытеснения нефти широко используются геолого-гидродинамические модели, позволяющие изучать динамику нефтенасыщения при заводнении. Эти модели базируются на обобщенном законе Дарси. Для изучения возможностей существующих моделей был проведен специальный анализ с целью определения их информативности при моделировании ОНН. Установлено, что в отличие от развитой теории целиков остаточной нефти (теория Бакли-Леверета, теория переформирования залежей, теория образования целиков вязко-пластичной нефти В.М. Ентова и др.) приемлемые модели распределения остаточной нефтенасыщенности в промытых зонах гидрофильных пластов практически отсутствуют. Подходы, предложенные для описания дисперсной остаточной

нефти в работах А.К. Курбанова, М.И. Швидлера, Н. Слеттери и др., связаны с трудноопределяемыми эмпирическими коэффициентами. Показано, что классический подход теории двухфазной фильтрации, основанный на применении обобщенного закона Дарси к двум фильтрующимся фазам (нефть и вода), описывает, в итоге, движение сплошной двухфазной системы и не может быть применен к дисперсной фазе, каковой и является остаточная нефть промытой зоны в гидрофильных пластах.

Проведенные исследования позволяют заключить, что существующие гидродинамические подходы, заложенные в геолого-технологических моделях, не позволяют достоверно описывать зависимости ОНН от технологических параметров.

В диссертационной работе использована модель H.H. Михайлова и A.B. Джемесюка, которая, в отличие от существующих, рассматривает фильтрацию одной непрерывной фазы (воды) при наличии дисперсной фазы (остаточной нефти) и позволяет моделировать влияние технологических факторов на ОНН. В этой модели ОНН зависит от числа капиллярности, она позволяет учитывать все три режима образования капиллярно-защемленной нефти. Суть модели в следующем.

Рассматривается задача распределения и доотмыва остаточной нефти из полностью промытого однородного пласта. Скорость фильтрации воды в произвольной точке однородного промытого пласта определяется законом Дарси для водной фазы

к

= f6(Sem)gr adp(!,

ße

где кй - абсолютная проницаемость пласта; цв - вязкость воды; /B(S„nn) - относительная фазовая проницаемость по воде, в промытом пласте (S„ = Snnn). Водонасыщение промытой зоны заводненного пласта (SBnn) связано с ОНН следующим соотношением: S1I0=1-SBnu- Относительная фазовая проницаемость по воде (/„) задается с помощью аналитических зависимостей или в табличном виде. В зависимости от режимов фильтрации Sll0 выражается следующим образом:

Sno

Sno ша>;' П < ПггЛ

1 ~кв0-СП\Пкр1<П<Пкр2

S„0 min > ^ > Пкр2

(О

где С — коэффициент, зависящий от фильтрационно-ёмкостных свойств пласта, а 8 — коэффициент, учитывающий структуру порового пространства пласта. Параметр П связан с числом капиллярности (N01) следующим соотношением: Я=Кс1*А, где А

- константа, характеризующая поровое пространство. Пкр} и Пкрг

— граничные значения параметра, определяющие режимы образования ОНН - капиллярный, капиллярно-напорный и автомодельный. С использованием последнего соотношения получаем нелинейный закон фильтрации водной фазы, при наличии в промытом пласте капиллярно-защемленной ОНН. В соответствии с условиями образования ОНН, закон фильтрации для каждого из режимов свой. Для капиллярного и автомодельного режимов - это линейный закон со значениями относительной фазовой проницаемости по воде, определяемыми при различных значениях ОНН (8нотах, 8нот|„). При капиллярно-напорном режиме закон фильтрации - нелинейный.

При стационарной фильтрации несжимаемой жидкости (воды), справедливо уравнение сЦуду + У(х,у) = 0, где У(х,у) -функция плотности источников и стоков (нагнетательные и добывающие скважины), она равна 0 везде, кроме окрестностей скважин. Горизонтальные скважины и гидроразрыв пласта моделировались серией источников и стоков.

Используя вышеописанные представления для /в и 8„0 получаем уравнение для распределения давления в промытом пласте с остаточной нефтью:

¿IV - .........ёга<1 р

\

М»

+ Г(х,у) = 0,

где А:(^гас1р(х,у)|) - фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности. £(^га<1р(х,у)|) = ¿о'/в^вппС^гас!?!)), /в(8„пп) - относительная фазовая проницаемость по воде в промытом пласте в точке (х,у). Последнее уравнение рассматривается внутри квадратной области, на которой везде, за исключением скважин, задается граничное условие второго рода - условие непротекания, <1р/с1п=0. В результате получаем искомую краевую задачу математической физики. Для решения данной краевой задачи использован метод установления.

В результате решения задачи определяется стационарное распределение давления в заводненном пласте. После чего определяются распределения капиллярного числа и остаточного нефтенасыщения.

При моделировании использовалась следующая форма капиллярного числа:

а

В второй главе рассмотрены численные методы решения нелинейных задач математической физики.

Выбрана и адаптирована оптимальная схема расчета данной краевой задачи - метод переменных направлений, который является экономичной схемой. Преимущества данной схемы заключаются в том, что он устойчива как по начальным данным, так и по правой части при любых шагах по х и у (|Ь|) и имеет второй порядок точности (0(|Ь|2)).

Выполнены исследования по выбору оптимальных параметров данной схемы и размера рассматриваемой области. Необходимую по размерам исследуемую область составили четыре элемента системы расстановки скважин.

Произведена оценка погрешности используемого метода на аналитическом решении упрощенной задачи о распределении давления в элементе разработки с фиксированной системой расстановки скважин, которая описана Р.Т. Фазлыевым. Расхождения с точным решением составило менее 0,05%. Проведено обоснование и выбраны значения параметров и функций, используемых при моделировании.

В конце главы делается вывод, что выбранная модель и адаптированный к данной задаче численный метод позволяют проводить надежное и эффективное моделирование влияния технологических факторов на ОНН однородного заводненного пласта.

Третья глава посвящена исследованию взаимосвязи остаточной нефтенасыщенности однородного заводненного пласта с системой расстановки и плотностью сетки скважин, нарушением и модернизацией запроектированной системы разработки.

Исследованы следующие системы расстановки скважин: пятиточечная, семиточечная, прямолинейная, девятиточечная.

Для каждой из схем получены и проанализированы распределения коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Бно) в межскважинном пространстве. Представлены графики профиля 8но. Пример распределения ОНН в межскважинном пространстве для пятиточечной схемы расстановки скважин представлен на рис. 1.

а)

□

П

'Iiiiii iQ i i i i i i о.ю•

0 168 338 604 672 840 1008 117$ 0 298 596 894 1192 1490 L,M

Цм

Ф Нагнетательная скважина ОДобывающая скважина

Рис. 1. а) распределение ОНН в межскважинном пространстве б)профили по линиям I-I и II-II для пятиточечной схемы расстановки скважин.

Результаты моделирования показывают, что в межскважинном пространстве есть области повышенной ОНН, расположенные на максимальном удалении от скважин (самые темные места на рис.1), и области с минимальными значениями ОНН, находящиеся в непосредственной близости от нагнетательных и добывающих скважин (светлые места на рис.1), а также есть определенные «коридоры», по которым будет прорываться вода. Характер профиля ОНН не является постоянным и зависит от выбранного направления. На профилях отчетливо видны зоны постоянного и максимального ОНН в межскважинном пространстве и зоны минимального ОНН в околоскважинных областях.

Было смоделировано также и распределение коэффициента вытеснения Квыт в межскважинном пространстве для систем расстановки скважин, рассмотренных в работе. Пример распределения Квыт для прямолинейной системы расстановки скважин дается на рис. 2.

Рис. 2. Распределения Квыт для прямолинейной системы расстановки скважин.

Из рис. 2 видна явная неоднородность в распределении Квыт по площади. Значения Квыт варьируют от минимальных (0,58) до максимальных (0,80) величин. Таким образом, результаты моделирования показывают, что даже в однородном пласте конечный Квыт существенно меняется в межскважинном пространстве и возникает необходимость учета этого изменения при оценке КИН.

Предлагаемая в работе методика моделирования позволяет получить распределение относительной фазовой проницаемости по воде при остаточном нефтенасыщении, что необходимо для обоснования технологий довытеснения остаточной нефти с

использованием химических реагентов. Пример такого

межскважинном пространстве промытого пласта для семиточечной системы расстановки скважин.

Из рис. 3 видна заметная неоднородность в распределении относительной фазовой проницаемости по воде в межскважинном пространстве. Выделяются зоны наибольших значений относительной фазовой проницаемости по воде (темные области). Результат моделирования показал, что в однородном пласте формируются некие периодические структуры, которые и будут контролировать пути продвижения закачиваемых в пласт химических реагентов, растворенных в воде.

В третьей главе проведен также анализ влияния плотности сетки скважин на остаточное нефтенасыщение. Вопросам влияния плотности сетки скважин на КИН посвящено большое количество исследований. Однако, из проведенных исследований не вытекает, что плотность сетки скважин влияет на остаточное нефтенасыщение. Более того, как было отмечено в первой главе, влияние плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения традиционно связывалось с изменением коэффициента охвата.

Известно, что изменение плотности сетки скважин непосредственно влияет на значения градиента давления, а значит и капиллярного числа, поэтому возникает необходимость изучения остаточной нефтенасыщенности в зависимости от плотности сетки скважин.

Проведено исследование зависимости изменения остаточной нефтенасыщенности от плотности сетки скважин (га/скв) для различных систем расстановки скважин (пятиточечной системы, семиточечной системы, прямолинейной системы, девятиточечной системы).

При моделировании изменение плотности сетки скважин достигалось варьированием расстояния между скважинами.

Плотность сетки скважин менялась от четырех гектар на скважину до тысячи гектар на скважину, что соответствовало изменению расстояний между скважинами в среднем от трехсот метров до четырех с половиной тысяч метров для пятиточечной системы расстановки скважин.

Пример влияния плотности сетки скважин на распределение остаточной нефтенасыщенности в межскважинной области приводится на рис. 4.

Рис. 4. Влияние плотности сетки скважин на распределение ОНИ в межскважинном пространстве для пятиточечной схемы: а) 10 га/скв (расстояние между скважинами 447м), г) 30 га/скв (775м).

Как видно из рис. 4, с уменьшением плотности сетки скважин происходит уменьшение размеров зон с максимальными значениями ОНН и увеличивается площадь с минимальными значениями ОНН.

Для изучения влияния плотности сетки скважин на среднюю величину ОНН, использовался нормированный

параметр S*ho, (sW-/"" &'"min, ), где SHomax, shomin -

Snn max- Shh min

максимальное (при капиллярном режиме) и минимальное (при автомодельном режиме) значения ОНН . В соответствии с используемой моделью (1) SHomax и SHOmi„ являются величинами постоянными и не зависят от технологических параметров. Параметр S*ho показывает относительное изменение ОНН при изменении плотности сетки скважин (см. рис. 5).

S*ho

4 8 16 32 64 128 2s6 512 1024

в, га/скв

Рис. 5. Зависимость изменения усредненной по площади нормированной величины ОНН (Б*но) от плотности сетки скважин.

Из рис. 5 следует, что Б*но сильно меняется при изменении плотности сетки скважин от 8 до 128 га/скв, последующие изменения незначительны с выходом асимптотически на единицу. Из рис, 5 можно судить и об эффективности систем расстановки скважин по ОНН. Видно, что наилучшими из рассмотренных являются семиточечная и девятиточечная системы, соответствующие зависимости для которых на рисунке практически совпадают. Наихудшей является прямолинейная, а пятиточечная располагается между ними. Этот эффект сохраняется в широком диапазоне изменения плотности сетки скважин.

Для анализа достоверности выводов было проведено сравнение полученных в работе результатов с промысловыми экспериментами по ряду месторождений США и Канады. Результаты сравнения указывают на качественные совпадения расчетных и промысловых данных.

В главе 3 также выполнено исследование влияния нарушений и модернизации запроектированных систем расстановки скважин на ОНН. На примере различных систем

расстановки установлено влияние отключения отдельных скважин на ОНН. Установлено, в частности, что при отключении одной или более скважин (из запроектированных регулярных сеток) в межскважинном пространстве увеличиваются размеры зон с максимальным ОНН. Кроме того изменяются зависимости S*HO=f(S/n), где S/n — плотность сетки скважин. Степень изменения определяется количеством отключенных скважин и исходной системой их расстановки.

В работе проведено моделирование влияния модернизации запроектированной системы расстановки скважин на ОНН. В частности, исследовалась эффективность бурения дополнительных скважин. Показано, что дополнительные скважины сокращают размеры межскважинных областей с повышенными значениями ОНН. В то же время эффект зависит от системы расстановки и плотности сетки скважин.

В четвертой главе исследована результативность доизвлечения остаточной нефти с использованием интенсивных систем заводнения. Возможности доизвлечения остаточной нефти путем регулирования дебитов рассмотрены для различных систем расстановки скважин. Исследовались различные варианты интенсификации - увеличение производительности всех скважин, только нагнетательных и увеличение дебита только добывающих (рис. 6).

а) б)

Рис. б. Влияние регулирования производительности различного типа скважин на ОНН для прямолинейной системы расстановки: а) производительность всех скважин увеличена в 2 раза, б) дебит добывающих скважин увеличен в 2 раза.

Из рис. 6 видно, что увеличение производительности всех скважин ведет к значительному изменению ОНН и является гораздо более эффективным, чем изменение дебита только добывающих скважин.

Результаты моделирования обобщены для различных систем расстановки скважин. Построены зависимости изменения приведенной ОНН (А8*но) от относительной производительности скважин (0/С>баз) для случая, когда интенсификации подвергнуты все скважины, только добывающие и только нагнетательные. Соответствующие

иллюстрации полученных результатов даются на рис. 7.

г—- -------——*--------—-------—---,

I I -»-Девятиточечная Пятиточочная г>1<~) , _ -«-Прямолинейная^ _ Семиточечная______М/Мбаз

Рис. 7. Влияние увеличения дебита добывающих скважин для различных системы расстановки на ДБ^но.

Результаты анализа (рис. 7) показывают, что эффективность довытеснения остаточной нефти (Д8*но), при увеличении дебита добывающих скважин в пять раз, колеблется от 0,072 для семиточечной системы до 0,122 для девятиточечной системы расстановки скважин. Для прямолинейной и пятиточечной систем величина ДБ^но составила 0,080 и 0,120 соответственно.

Возможные эффекты довытеснения остаточной нефти путем бурения горизонтальных скважин исследовались на примере пятиточечной системы расстановки скважин (рис. 8).

Рис. 8. Влияние длины горизонтальных скважин на ОНН для пятиточечной схемы: а)длина ствола Ъстор/8, б)длина ствола Ьстор/4 (Ьстор - длина стороны рассчитываемой области).

Как видно из рис. 8, с ростом относительной длины горизонтальной скважины, области повышенных значений ОНН в межскважинном пространстве значительно сокращаются.

Влияние относительной длины скважины на ОНН показано на рис. 9.

s*ho

ствола горизонтальной

0.14 0.13 0.12 0.11 0.10 0.09 0.08 0.07 0.06

4 1 1 ! ' 1

\ 1 , 1 , 1

\! ! ' !

I

. \ 1

1 ^

1 , 1-

| i 1 ; г^

1/64 5/64 9/64 13/64 17/64 21/64 25/64 29/64

Lctb/Lctop

Рис. 9. Зависимость нормированной величины ОНН (S*ho) от относительной длины горизонтальной скважины (отношение длины ствола к длине рассматриваемой области).

Как следует из рис. 9, при увеличении длины ствола горизонтальной скважины с 1/64 до 1/2 длины рассматриваемой области S*ho уменьшается с 0,14 до 0,06. Важно отметить нелинейный характер зависимости. В области Ьств/Ьстор от 1/64

до 8/64 зависимость наиболее крутая и почти линейная. В этой области имеет место наибольший эффект доотмыва остаточной нефти. Затем зависимость Б*но = ^¿ств/Ьстор) выполаживается и эффективность доотмыва ОНН резко снижается.

В четвертой главе проанализировано также влияние на ОНН несовершенства качества вскрытия пласта горизонтальной скважиной, приводящее к выключению из работы части ствола. Установлено, что несовершенство качества вскрытия пласта горизонтальной скважиной приводит к росту ОНН.

Гидроразрыв пласта (ГРП) является эффективным способом интенсификации добычи, однако его роль в доизвлечении остаточной нефти не исследовалась. Для изучения вопроса произведен анализ влияния ГРП на ОНН. Результаты проведенного анализа показали, что ГРП в заводненном элементе пласта приводит к уменьшению ОНН, а значит и к доизвлеченшо остаточной нефти. В тоже время, как показало моделирование, при использовании интенсивных систем разработки, эффект практически полного довытеснения остаточной нефти достигается на довольно широком диапазоне изменения плотности сетки скважин (от 4 до 50 га/скв) только лишь за счет модернизации системы расстановки, при этом, эффект доизвлечения остаточной нефти при использовании ГРП может и не наблюдаться.

Пятая глава посвящена сравнительному анализу влияния изменения геолого-физических и технологических факторов на распределение и доизвлечение остаточной нефти.

Предыдущие исследования диссертационной работы проведены при неизменных, заранее заданных геолого-физических параметрах пласта. Эти параметры определяются коэффициентами модели (см. соотношение 1). Влияние всех входящих в модель геолого-физических факторов на ОНН при фиксированных технологических параметрах изучено в пятой главе.

В частности, исследована взаимосвязь ОНН со следующими комплексными геолого-физическими параметрами:

коэффициентом «С», зависящим от фильтрационно-ёмкостных свойств пласта и коэффициентом «5» характеризующим структуру порового пространства (1). Эти коэффициенты определяются для каждого образца отдельно и состоят из многих слагаемых, таких как характерный капиллярный размер (средний размер глобулы в направлении вытеснения), коэффициент извилистости по Ф.И.Котяхову, определяемый структурой порового пространства и т.д. Диапазон изменения коэффициентов, определенный по результатам многочисленных

экспериментальных исследований, составил от 1,22 до 2,28 для «С» и от 0,0415 до 0,133 для «8». В предшествующих разделах работы значения коэффициентов «С» и «8» приняты средними из указанных диапазонов.

На рис. 11 представлены распределения ОНН в межскважинном пространстве, полученные для различных значений коэффициента «С».

а) б)

Рис. 11. Влияние коэффициента «С» на ОНН для пятиточечной схемы: а) коэффициент уменьшен, б) коэффициент увеличен.

Из рис. 11 следует такая зависимость ОНН от «С», что при увеличении коэффициента «С» размеры областей с повышенными значениями ОНН в межскважинном пространстве уменьшаются. И наоборот, при уменьшении коэффициента размеры областей увеличиваются.

Исследование влияния на ОНН параметра «С», охватывающее весь диапазон его изменения иллюстрируется на рис. 12.

в*но

0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

с

Рис. 12. Зависимость нормированной величины ОНН (8*но) от коэффициента «С».

Полученный график на рис. 12 можно разбить на две области - сильного изменении и незначительного изменения Б*но при изменении коэффициента «С». Видно, что при незначительном изменении коэффициента «С» значение 8*но может заметно изменяться (от 0,95 до 0,05).

Из проведенного в пятой главе анализа следует, что геолого-физические свойства пласта оказывают сильное влияние на ОНИ. Но неоднородность по распределению ОНИ в межскважинном пространстве однородного пласта сохраняется на всем диапазоне изменения геолого-физических параметров.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

1. Система расстановки скважин оказывает влияние на распределение остаточного нефтенасыщения в межскважинном пространстве и влияет на среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения однородного заводненного пласта.

2. В межскважинном пространстве однородного заводненного пласта образуется техногенная неоднородность по остаточной нефтенасыгценности, коэффициенту вытеснения, относительной фазовой проницаемости по воде.

3. На распределение остаточного нефтенасыщения в межскважинном пространстве и среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения однородного заводненного пласта оказывают влияние: плотность сетки скважин, модернизация и нарушение запроектированной системы расстановки скважин, изменение дебита (производительности) скважин, использование горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Изучение влияния систем заводнения на остаточную нефтенасыщенность, XV Губкинские чтения, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, март 2001г., с. 18;

2. Влияние систем заводнения на характер распределения остаточного нефтенасыщения продуктивных пластов, XVI Губкинские чтения, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, ноябрь 2002г., (соавтор К.А. Кленков), с. 20;

3. Исследование влияния систем заводнения на распределения остаточного нефтенасыщения однородных пластов, Конференция молодых ученых «Геомодель 2002»,ЦГЭ, Москва апрель 2002г., (соавтор К.А. Кленков), с. 38;

4. Математическое моделирование остаточного нефтенасыщения в зависимости от технологий извлечения нефти, ХЬУ научная конференция МФТИ, «Современные проблемы фундаментальных

и прикладных наук», Москва, май 2002г., (соавтор К.А. Кленков);

5. Моделирование влияния систем расстановки скважин на количество остаточной нефти в пласте, XLVI научная конференция МФТИ, «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», Москва - Долгопрудный - Жуковский, ноябрь 2003г., (соавтор К.А. Кленков), с. 100;

6. Моделирование влияния систем расстановки скважин на остаточное нефтенасыщение заводненных пластов, Бурение и нефть, январь 2004г, (соавторы H.H. Михайлов и К.А. Кленков), с. 13-15;

7. Влияние технологий извлечения нефти на остаточное нефтенасыщение однородных заводненных пластов. «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2004г, с. б.

Соискатель:

Д.П. Варламов

Принято к исполнению 13/08/2004 Исполнено 16/08/2004

Заказ № 281 Тираж; 120 экз.

ООО «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Балаклавский пр-т, 20-2-93 (095) 747-64-70 (095)318-40-68 www. autoreferat. ru

25.00

РНБ Русский фонд

2007-4 14814

ч *

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Варламов, Дмитрий Павлович

Введение.

Глава 1.

Виды остаточной нефти заводненных пластов и их взаимосвязь с технологическими параметрами разработки

Глава 2.

Разработка методики моделирования влияния технологий добычи на остаточное нефтенасыщение однородного заводненного пласта.

Глава 3.

Исследование взаимосвязи остаточной нефтенасыщенности с технологиями добычи, определение взаимосвязи остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения с системой расстановки и плотностью сетки скважин

Глава 4.

Качественный анализ возможностей доизвлечения остаточной нефти с использованием интенсивных систем заводнения

Глава 5.

Сравнительный анализ влияния изменения геолого-физических и технологических факторов на распределение и доизвлечение остаточной нефти---.

Выводы.-.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Влияние технологий добычи на остаточное нефтенасыщение однородных заводненных пластов"

Нефтенасыщение продуктивного пласта после окончания его разработки — остаточное нефтенасыщение ^ОНН^ — один из важнейших параметров, характеризующих эффективность системы добычи из залежи. Надежная информация об остаточной нефтенасыщенности необходима как на стадии обоснования методов воздействия на пласт и призабойную зону, так и при контроле за степенью выработки нефти из пласта.

На современном этапе многие крупные месторождения вступили в завершающую стадию разработки, в эксплуатацию вводится много мелких и средних, а также сложнопостроенных месторождений. Неуклонное снижение средней по стране нефтеотдачи пластов остро ставит вопрос об увеличении коэффициента нефтеотдачи.

Знание остаточной нефтенасыщенности позволяет правильно оценить и спрогнозировать запасы остаточной нефти и характер их распределения по пласту, что особенно важно при внедрении новых технологий увеличения нефтеотдачи.

В нефтепромысловой науке установилась точка зрения на остаточную нефтенасыщенность промытых гидрофильных пластов как на одно из свойств, присущих коллектору. При проектировании и анализе разработки ОНН традиционно учитывается через коэффициент вытеснения, зависящий от фильтрационно-емкостных свойств пласта. В то же время эксперименты, проводившиеся различными исследователями (М.К.Леверетт, Р.Л.Слобод, Ш.К. Гиматудинов, А.Абраме, Д.А.Эфрос, И.Чатзис и др.)> неизменно показывали зависимость остаточной нефтенасыщенности от условий вытеснения (скорости фильтрации, межфазного натяжения, вязкости вытесняющей жидкости). Противоречие разрешалось тем, что при обычном заводнении.влияние изменения условий вытеснения считалось пренебрежимо малым и значение остаточной нефтенасыщенности принималось величиной постоянной. Однако специально проведенный анализ результатов лабораторных, геофизических и промысловых исследований наглядно показал значимое влияние условий вытеснения на ОНН даже в относительно однородных пластах. Соответственно возникает актуальная задача учета влияния условий вытеснения на ОНН при современных технологиях добычи. Решение этой задачи и явилось предметом диссертационной работы.

Цель работы - установление качественных и количественных закономерностей влияния технологий добычи на ОНН заводненных пластов.

Объект исследования - однородный заводненный пласт, соответствующий однородной лабораторной модели изучения коэффициента вытеснения, с регулярной системой размещения скважин.

Основные задачи исследования.

1)Разработка методики моделирования влияния технологий добычи на остаточную нефтенасыщенность заводненного пласта.

2)Изучение взаимосвязи технологических параметров разработки со свойствами отдельных видов остаточной нефти в заводненных пластах.

3) Исследование зависимости остаточной нефтенасыщенности от технологий добычи и определение зависимости остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения от системы расстановки и плотности сетки скважин.

4)Качественный анализ возможностей доизвлечения остаточной нефти с использованием интенсивных систем заводнения.

5)Сравнительный анализ влияния изменения геолого-физических и технологических факторов на распределение и доизвлечение остаточной нефти.

Защищаемые положения.

1) Разработана методика моделирования ОНН, которая позволяет изучать распределение остаточной нефти в межскважинном пространстве и вычислять среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения однородного заводненного пласта.

2) Система расстановки скважин оказывает влияние на распределение остаточного нефтенасыщения в межскважинном пространстве и на среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения однородного заводненного пласта.

3) В межскважинном пространстве даже для случая однородного заводненного пласта образуется техногенная неоднородность по остаточной нефтенасыщенности, коэффициенту вытеснения, относительной фазовой проницаемости по воде.

Методы исследования.

Для изучения взаимосвязи ОНН с технологиями добычи использовались специальные гидродинамические модели, адекватные механизмам образования ОНН.

Гидродинамические модели описываются нелинейными уравнениями стационарной фильтрации и для изучения влияния технологических факторов на ОНН требуют применения численных методов. При моделировании двухмерных нелинейных уравнений в частных производных были проанализированы существующие численные методы с целью выбора наилучшего. Проведена адаптация экономичной схемы метода переменных направлений к задаче отыскания распределения ОНН в межскважинном пространстве.

Научная новизна.

1. На основе проведенного моделирования и обобщения имеющихся экспериментальных данных установлено значимое влияние системы добычи на остаточное нефтенасыщение.

2. Впервые для заводненного недеформируемого и однородного по фильтрационно-ёмкостным свойствам пласта обнаружено существование в межскважинном пространстве техногенной неоднородности по остаточной нефтенасыщенности, коэффициенту вытеснения и относительной фазовой проницаемости по воде. Техногенная неоднородность определяется системой добычи и режимами образования остаточной нефти.

3. Впервые установлена количественная взаимосвязь между плотностью сетки скважин и остаточной нефтенасыщенностью для различных систем расстановки скважин. Показано, что с уменьшением расстояния между скважинами остаточное нефтенасыщение стремится к минимальной величине, определяемой значениями прочно связанной остаточной нефти. При увеличении расстояния между скважинами остаточное нефтенасыщение приближается к максимальному значению, определяемому суммарной величиной условно-подвижной и прочносвязанной остаточной нефтью.

4. Получены данные об остаточной нефтенасыщенности при изменениях запроектированной системы разработки, таких как: отключение скважин, бурение дополнительных вертикальных и горизонтальных скважин, интенсификации добычи, применение гидроразрыва пласта. Установлен рост остаточной нефтенасыщенности при незапланированном отключении скважин. При интенсификации добычи обнаружен эффект уменьшения остаточной нефтенасыщенности, величина которого зависит от системы расстановки и типа скважин, подвергнутых интенсификации. Установлены эффекты уменьшения остаточной нефтенасыщенности при использовании горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта.

Практическая значимость.

1. Разработанная методика моделирования влияния технологий добычи на остаточное нефтенасыщение позволяет проводить оценки влияния технологических и геолого-физических факторов на остаточное нефтенасыщение заводненных пластов.

2. Скорректированы традиционные представления об остаточной нефтенасыщенности и коэффициенте вытеснения однородных заводненных пластов, которые предполагали постоянство этих параметров в пластах с неизменными фильтрационно-ёмкостными свойствами. Соответственно, полученные в работе результаты могут служить основанием для разработки новых и повышения эффективности существующих технологий доизвлечения остаточной нефти.

3. Полученные в работе данные об остаточной нефтенасыщенности при изменении запроектированной системы добычи и при проведении геолого-технических мероприятий позволяют дать оценки эффективности этих мероприятий.

4. Закономерности распределения остаточной нефтенасыщенности в межскважинном пространстве открывают принципиальную возможность построения комплексной системы контроля за степенью выработки запасов на основе данных лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований.

Публикация результатов.

По теме диссертации автором опубликовано 7 работ.

Результаты исследований докладывались на:

• XV Губкинских чтениях, РГУ нефти и газа им. И.М.

Губкина, Москва, март 2001г.;

• XVI Губкинских чтениях, РГУ нефти и газа им. И.М.

Губкина Москва, ноябрь 2002г.;

• Конференции молодых ученых «Геомодель 2002»,ЦГЭ,

Москва апрель 2002г.;

• XLV научной конференции МФТИ, «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», Москва, 2002г.;

• XLVI научной конференции МФТИ, «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», Москва -Долгопрудный - Жуковский, ноябрь 2003г.

Апробация работы проводилась на Всероссийском семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений» во ВНИИ Нефть им. акад. А.П. Крылова, Москва, 2004г.

В полном объеме диссертация докладывалась на конференции «Молодежная наука — нефтегазовому комплексу», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2004г; и на научных семинарах ИПНГ РАН.

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Она содержит 134 стр., в т.ч. 64 рисунка. Библиография включает 165 наименований, из них 130 на русском языке.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Варламов, Дмитрий Павлович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ.

1. Показана взаимосвязь между технологиями добычи и значениями ОНН.

2. Разработана методика моделирования влияния технологических и геолого-физических факторов на ОНН.

3. Показано, что система расстановки скважин оказывает влияние на распределение остаточного нефтенасыщения и среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения однородного заводненного пласта.

4. Установлено, что в межскважинном пространстве однородного заводненного пласта образуется техногенная неоднородность по

• остаточной нефтенасыщенности;

• коэффициенту вытеснения;

41 • относительной фазовой проницаемости по воде.

5. Продемонстрировано, что на среднюю величину коэффициента остаточного нефтенасыщения и конечную нефтеотдачу однородного заводненного пласта оказывают влияние:

• плотность системы расстановки скважин;

• модернизация системы расстановки скважин;

• нарушение системы расстановки скважин;

• изменение производительности скважин;

• использование горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта.

6. Установлена относительная роль геолого-физических и технологических факторов в формировании ОНН.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Варламов, Дмитрий Павлович, Москва

1. Абасов М.Т., Закиров С.Н., Коноплев В.И. Влияние капиллярных и гравитационных сил на конфигурации контактов в залежах нефти и газа. ДАН СССР, т. 312, №3,1990, с. 668-671

2. Абасов М.Т., Таиров Н.Д., Абдуллаева А.А., Алиева Ш.М. Влияние температуры на фазовую проницаемость коллекторов// Нефтепромысловое дело, 1965, №10, с.6-8.

3. Абасов М.Т., Таиров Н.Д., Алиева Ш.М., Абдуллаева А.А. Влияние температуры на относительные фазовые проницаемости для нефти и газа// Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1986, №6,с.28-30.

4. Акимов Ж.А. Экспериментальные исследования фильтрации и вытеснения нефтей месторождений Северный Артыбулак и Западный Ташлы// Труды СевКавНИПИнефть, т.З, 1976.

5. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывающих газовые и газонефтяные пласты, М.: Недра, 1995

6. Бадалянц Г.А., Желтов Ю.П., Оганджанянц В.Г. Исследование влияния температуры на относительные проницаемости гидрофильных пористых сред при фильтрации неполярных жидкостей// Сб. научных трудов ВНИИ, 1977, т.59, с.33-40

7. Базиев В.Ф., Мальцев С.А., Устимов С.К. Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости.1. Нефт. хоз., №4,1998

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

9. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. — М.: Недра, 1993.11

10. Белова О.Н. Кокошинская Н.С. ЛузянинаТ.Б. Пасконов В.М. «Численное моделирование ламинарного обтекания тел вязким газом», М., МГУ, 1986.

11. Богданов B.JI. Перспективы разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» с применением системно-комплексной технологии нефтеизвлечения, М.: Нефтяное хозяйство № 8, 1998

12. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.:Недра, 1964

13. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2000

14. Березин И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений. М.: Наука,1966, ч. 1; Физматгиз, 1962, ч. 2

15. Булыгин Д.В., Медведев Н.Я., Кипоть В.Л. Моделирование геологического строения и разработки залежей нефти сургутского свода, Казань,: ДАС, 2001

16. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. — М., Недра, 1978.

17. Веригин Н.Н., Васильев B.C., Саркисян B.C., Шержуков Б.С. Гидродинамические и физико-химические свойства горных пород. —1. М.: Недра, 1977.

18. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости/ А.Бан, А.Ф.Богомолова, В.А.Максимов и др. — М.: Гостопиздат,1962.

19. Воеводин В.В. Численные методы алгебры; теория и алгорифмы.1. М.: Наука, 1966

20. Гийом Э., Митеску К.Д., Юлен Ж.-П., Ру С. Фракталы и перколя-ция в пористой среде//Успехи Физических Наук, октябрь 1991,т.161, №10, с.121-128.

21. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1982.

22. Годунов С.К., Рябенький B.C. Разностные схемы. М.: Наука,1977

23. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород// 2-е изд. — М., Недра, 1985.

24. Евгеньев А.Е. Влияние скорости вытеснения углеводородной жидкости водой на нефтеотдачу неоднородных песчаников// Известия ВУЗов, серия "Нефть и Газ", 1961, т.11, с.47-52.

25. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышениянефтеотдачи. — М.: Недра, 1989,232 с.

26. Ентов В.М., Панков В.Н., Панько С.В. Математическая теория целиков остаточной вязкопластичной нефти. — Томск: Изд-во Томского Университета, 1989.

27. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Наумов В.И., Фадеев Е.А. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, № 9,1997, с. 32-35

28. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра,1986

29. Закиров С.Н. «Анализ проблемы «плотность сетки скважин нефтеотдача». М.: Грааль, 2002г.

30. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. М.: Изд. Струна, 1998

31. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. Огнев А.А., Юль-«р метьев Т.И., Закиров И.С. и др: Совершенствование технологийразработки месторождений нефти и газа. М: Грааль, 2000

32. Закиров С.Н., Джафаров И.С., Басков В.Н., Баганова М.Н., Закиров 43 Э.С., Юльметъев Т.И.: Обоснование технологии технологии дораз-раработки месторождений с резко неоднородными коллекторами.1. М: Грааль, 2001

33. Закиров Э.С., Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа,1. М.: Грааль, 2001

34. Золоев О.Т. Влияние вещественного состава продуктивных пород45 и свойств флюидов на вытеснение нефти водой — М.: щ ВНИИОЭНГ, 1980. (Обзорная информациясер.иНефтепромысловое дело"), с.39.

35. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология, М: Недра 2000

36. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов/

37. Н.Н.Михайлов, А.В.Джемесюк, Т.Н.Кольчицкая, Н.А.Семенова// М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-(0бзор. информ. Сер. Теология, геофизикаи разработка нефтяных месторождений").

38. Ильин В.А., Садовничий В.А., Сендов Бл.Х. Математический анализ. Начальный курс. М.: МГУ, 1985

39. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин/ Справочник под ред. В.М.Добрынина// М.,1. Недра, 1988.50

40. Калиткин Н.Н. Численные методы. -М.: Наука, 1978^ Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гадравлического разрывапласта. М.: Недра, 1999

41. Касов А.С., Ващуркин А.И., Свищев М.Ф. Фильтрационные харак-52 теристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири// М.: ВНИИОЭНГ, 1981. (обзорная информация, серия "Нефтепромысловое дело").

42. Кольчицкая Т.Н., Михайлов Н.Н. Поведение глинистых пород при циклических нагрузках М.,Геология нефти и газа, №2, 2000г.

43. Кольчицкая Т.Н., Михайлов Н.Н.Влияние циклических режимов 54 эксплуатации скважин на изменение состояния нефтегазовых пластов. М., ВНИИОЭНГ: Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.№5,2002 г.

44. Комплекс методик оценки характера распределения и свойств остаточной нефти в заводненных пластах/ А.Г.Ковалев, А.М.Кузнецов, Н.Н.Михайлов и др.// М., ВНИИ, 1990,107 с.

45. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. — М.: Недра, 1987.

46. Кузнецов A.M. «Научно-методические основы исследования влияния свойств пород-коллекторов на эффективность извлечения углеводородов из недр» Автореф. на соиск. ст. д.т.н. М., 1998

47. Курбанов А.К. Об уравнениях движения двухфазных жидкостей в пористой среде// Теория и практика добычи нефти. М.,1968,с.281-286.

48. Лесин В.И., Михайлов Н.Н., Сечина Л.С. Использование коллоид59 ных частиц в воде для модификации поверхности порового пространства коллекторов нефти и газа». Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 5./ 2002.г.

49. Ляшко И.И., Макаров В.Л., Скоробогатько А.А. Методы вычислений. Киев: Высшая школа, 1977

50. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000

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

52. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург, Путиведъ, 2000

53. Максимов В.М. Новые подходы в теории разработки нефтегазовых месторождений. В кн.: Фундаментальный базис новых технологий нефтятой и газовой промышленности. М.: Наука, 2000, с. 165-172

54. Максимов В.М. Основы гидротермодинамики пластовых систем.1. М.: Недра, 1994,201 с.

55. Мамедов Ш.Н., Беков И.С. Влияние вязкости на нефтеотдачу при подземной разработке в условиях гравитационного режима// Изв. АН АзССР, серия "Науки о Земле". 1977. Т 2. с.96-99.

56. Мамедов Ш.Н., Беков И.С. Исследование влияния неоднородности пористой среды на нефтеотдачу в условиях гравитационного режима// Изв.АН АзССР, серия "Науки о земле". 1978. Т 5. с.23-26.

57. Мархасин И.Л. Физико-техническая механика нефтяного пласта.1. М.: Недра, 1977.

58. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. — М.: Наука,1980

59. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемыхпластов. — М.: Недра, 1992.

60. Михайлов Н.Н., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточ-72 ного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. — М.: ВНИИОЭНГ, 1983, (Обзорная информация, серия "Нефтепромысловое дело").

61. Михайлов Н.Н., Гноевых А.Н., Крылов В.И. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом. М. Нефтяное хозяйство, август 1999г.

62. Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В. Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности/ сб. "Технология и техника методов повышения нефтеконденсатоотдачи пластов", МИНГ им. И.М. Губкина, М., 1987, с.66-72.

63. Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В. Изучение структуры извлекаемых запасов в области, удаленной от скважины// Сб. тезисов до- кладов Всесоюзной конференции "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР". М., 1986, ч.1,с.187.

64. Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В. Исследование распределения остаточной нефти в пласте/ Рук. деп. в ВИНИТИ 22.01.86 / 461-В-86. МИНГ им.И.М.Губкина, 16 с.

65. Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В. Системная оценка остаточного 77 нефтенасыщения пластов//Сб. тезисов докладов II Всесоюзной конференции "Системный подход в геологии". — М., 1986, ч.И,с.494-495.741. М., Наука,2000г.79

66. Никольский С.М. Квадратурные формулы. М.: Наука, 197984

67. Оганджанянц В.Г., Мац А.А. Экспериментальное исследование влияния скорости вытеснения на нефтеотдачу однородного пласта// Труды ВНИИ. — М.: 1974. вып. 60. С.3-17.

68. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. — М.,1. Недра, 1976.

69. Пеньковский В.И. Концевой эффект капиллярного запирания вы89 тесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостей // Изв. АН СССР, сер. "Механика жидкости и газа", 1983, №5, с.6164.

70. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. — М.: Гостоптехиздат, 1959.

71. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. — М.:1. Недра, 1982.

72. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. — М.: Гостоптехиздат,1961,570 с.

73. Пономарев А.И. Разработка нефтегазоконденсатных залежей в низкопроницаемых коллекторах. Уфа, 1999

74. Развитие и совершенствование систем разработки нефтяных месторождений. М.: Наука, 1989

75. Рихтмайер Р.Д. Разностные методы решения краевых задач. — М.:1. ИЛ, 1960.

76. Сазонов Б.Ф. Плотность сетки скважин и ее динамика в процессе разработки залежи. Нефт. хоз. № 12, 2000, с. 26-28

77. Самарский А.А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1978

78. Самарский А.А., Андреев В.Б. Разностные методы для эллиптических уравнений. М.: Наука, 1976

79. Самарский А.А., Гулин А.В. Численные методы. — М.: Наука,1989.

80. Самарский А.А., Гулин А.В. Устойчивость разностных схем. М.:1. Наука, 1973

81. Самарский А.А., Николаев Е.С. Методы решения сеточных урав-щ) нений. М.: Наука, 1978

82. Самарский А.А., Попов Ю.П. Разностные методы газовой динамики.-М.: Наука, 1980

83. Саттаров М.М., Богачкина И.А., Стеклянкина Т.В. Зависимость нефтеотдачи от динамики добычи нефти//"Нефтепромысловое дело". 1979. Т 4. с.3-6.104

84. Седов Л.И. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1994.

85. Султанов С.А. Использование методов промысловой геофизики. — М.: Недра, 1967.

86. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985.

87. Сургучев Л.М. Ресурсосбережение при извлечении нефти. М.: Недра, 1991

88. Сургучев М.Л., Синдин Э.М. Факторы, влияющие на состояние ос таточной нефти в заводненных пластах// "Нефтяное хозяйство",9, 1988, стр.31-36.

89. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики.-М.: Наука, 1972

90. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа.1. М.: Недра, 1979.

91. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений.1. М., Недра, 1979,254с.jj^ Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности/ Н.Н.Михайлов, Т.Н.Кольчицкая, А.В.Джемесюк, Н.А.Семенова 1. М.: Наука, 1993. 173с.

92. Фурсиков А.В. Оптимальное управление распределенными системами. Теория и приложения. Новосибирск: Научная книга, 1999

93. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. МОМАНПО, 2000

94. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов,- М.:Недра,1989.-190с.

95. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. — М., Гостоптехиздат, 1963, 395 с.

96. Чекалин А.Н., Кудрявцев Г.В., Михайлов В.В. Исследование двух-и трехкомпонентной фильтрации в нефтяных пластах. — Казань:1. Изд-во КГУ. -1990.

97. Чашкин Ю.Г. Регулярные системы размещения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1989 (Обзор. Информ. Сер. Теология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"

98. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов, М.: Нефтяное хозяйство № 9, 1997

99. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов, М.: Нефтяное хозяйство № 8, 2002

100. Чижов С.И. Коэффициенты вытеснения нефти водой для условий трещиноватой среды//Нефтепромысловое дело, 1977, №7.

101. Швидлер М.И., Леви Б.И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей. М.: Недра, 1970

102. Щелкачев В.Н. Анализ основ теории проектирования разработки ^ ^^ нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима и применение центрального внутриконтурного заводнения. Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957,с. 139-157

103. Щелкачев В.Н. Анализ новейших поучительных переоценок запасов нефти во всем мире и по некоторым странам. Нефт. хоз., № 7,1995, с. 18-22

104. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу. — Нефтяное хозяйство, 1984, №1, с.30-33.

105. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения. Нефт. Хоз. № 6, 1974, с. 26-30j2g Щелкачев В.Н. История управления разработкой и история разработки нефтяных месторождений СССР и России. Изд. Нефть и газ,1998.

106. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат,1949

107. Элланский М.М. Оценка подсчетных параметров залежей нефти и газа с помощью ЭВМ. — М.: ВНИИОЭНГ, 1985. (Обзорная информация, серия "Нефтегазовая геология и геофизика"; вып.4).

108. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. — М.: Недра, 1978.

109. Эльсгольц Л.Э. Дифференциальные уравнения и вариационное исчисление. М.: Наука, 1965

110. Эфрос Д.А. О влиянии переноса фронта нагнетания на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой. НТС по добыче нефти. Вып. № 10, Гостоптехиздат, 1960, с. 55-60

111. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. —1. Л.: Гостопиздат, 1963.135

112. Abrams A. The Influence of Fluid Viscosity, Interfacial Tension, and Flow Velocity on Residual Oil Saturation Left by Waterflood// SPEJ. October 1975. Vol. 15. p.437-47.

113. Andersen W.G. Wettability Literature Survey Part 6: The Effects of

114. Wettability on Waterflooding// JPT, December 1987, p.1605-22.

115. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18298,1988

116. Bath H.G.P. Status Report on Miscible/Immiscible Gas Flooding. 4-th European Symposium on EOR, Humburg, October 1987, pp/ 305-321

117. Batycky J.P. and McCaffery F.G.// Paper N78-29-26 presented at the 29th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society of CIM, Calgary, 13-16 June, 1978.

118. Chatzis I., Kuntamukkula M.S., Morrow N.R. Effect of Capillary Number on the Microstructure of Residual Oil in Strongly Water-Wet Sandstones// SPE Reservoir Eng. 1988. Vol.3. N 3. p.902-912.

119. Chatzis I., Morrow N.R. Correlation of Capillary Number Relationships for Sandstones//SPEJ, October 1984. p.555-62.

120. Chatzis I., Morrow N.R., Lim H.T. Magnitude and Detailed Structure of Residual Oil Saturation // SPE/DOE Third Joint Symposium on Enhanced Oil Recovery of SPE, Tulsa(Ok), April 4 7,1982, pp.111-121.

121. Chu C. State of Art Review of Steamflood Field Projects. JPT, 1985,1. October, pp 1887-1902

122. Dullien F.A.L., Dhavan G.K., Nur Gurak, Babjak L. A Relationship Between Pore Structure and Residual Oil Saturation in Tertiary Surfactant Floods//SPEJ. August 1972. p.289-96.

123. Ehrlich R., Hasiba H.H., Raimondi P. Alkaline Waterflooding for Wettability Alteration Evaluating a Potential Field Application //JPT. December 1974. p.1335-43.

124. Gupta S.P., Trushenski S.P. Micellar Flooding Compositional Effect on Oil Displacement// SPEJ. April 1979. p. 116-28.

125. Lenormand L. and Zarcone C. Two-Phase Flow Experiments in a Two-Dimensional Permeable Medium// Physicochem. Hydro., 1985.1. Vol. 6. p.5-6.1.verett M.C. // Transactions AIME. 1939. Vol. 132. p. 149.

126. MacDonald I., Dullien F.A.L. Correlating Tertiary Oil Recovery in Wa> ter-Wet Systems//SPEJ. February 1976. p.7-9.

127. Melrose J.C. and Brandner C.F. Role of Capillary Forces in Determining Microscopic Displacement Efficiency for Oil Recovery by Water-flooding//J.Can.Petr.Tech. Oct.-Dec. 1974. p.54-62.160164165167168

128. Moore T.F. and Slobod R.L. The Effect of Viscosity and Capillarity on the Displacement of Oil by Water//Prod. Monthly. August 1956. p.2030.

129. Ojeda E., Preston F., Calhoun J.C. Correlation of Oil Residuals Following Surfactant Floods//Producer Monthly. December 1953. Vol. 18.p.20-29.

130. Pusch G., Muller Th. Modeling of Multiphase Flow with Respect to

131. Low Interfacial Tension by Pseudo-Two-Phase Relative Permeability Functions Revue de l'lnstitute Francais du Petrole, v.45. N1, Jan.-Fev.,1990, pp.63-70.

132. Rathmel J.J., Braun P.H., Perkins Т.К. Reservoir Waterflood Residual Oil Saturation from Laboratory Tests//JPT. February 1973. p.175-185.

133. Stegemeier G.L. Mechanisms of Entrapment and Mobilization of Oil in

134. Porous Media// "Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding" Editors: D.O.Shah, R.S.Schechter. New York.: Academic1. Press, p.55-91.

135. Taber J.J. Dynamic and Static Forces Required to Remove a Discontinuous Oil Phase from Porous Media Containing Both Oil and Water// SPEJ. 1969. Vol.29. N1. p.3-10.

136. Taber J.J., Kirby J.C. and Schraeder F.U. Studies on the Displacement of Residual Oil: Viscosity and Permeability Effects//AIChE Symp. Series. 1973. N269. p.53.

137. Wagner O.R. and Leach R.O. Effect of Interfacial Tension on Displacement Efficiency // SPEJ. December 1966. p.335-44.

138. Wardlaw N.C., McKellar M. Oil Blob Population and Mobilization of Trapped Oil in Unconsolidated Packs// Can. J. Chem. Eng. 1985. Vol.63, No 4. p.525-532.

139. Weinhardt В., Heinemann Z. Laboratory Investigation of Residual Phase Distribution in Consolidated Sandstones// Acta Geod. et Montan-ist. Hung. 1985. Vol.14, p.365-393.

140. Yell L.M. Pressure Coring Yields Valuable Reservoir Data// Oil and

141. Gas J., October 30, 1978, p.95-99.