Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов

Астахова, Анфиса Наильевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов"

На правах рукописи

АСТАХОВААНФИСА НАИЛЬЕВНА

ВЫБОР УЧАСТКОВ И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ ИЗВЛЕЧЕНИИ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004 г.

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью Научно-производственном объединении «Нефтегазтехнология»

Научный руководитель: кандидат физико-математических наук,

старший научный сотрудник Владимиров Игорь Вячеславович

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович Ведущая организация: ГУЛ «НИИнефтеотдача» АН РБ

Зашита состоится (5 2004 г. в1Д-Р0часов на заседа-

нии диссертационного совета Д. 222.02.01 в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, Республика Башкортостан, г.Уфа, пр.Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Автореферат разослан О^-^аА 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

Идрисов Р.Х.

тъю

/¿г/Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Изменение структуры запасов нефти в сторону их ухудшения, вызванное в связи с их истощением, наиболее интенсивно проявившиеся на месторождениях Урало-Поволжья, выдвинули ряд проблем по повышению технологии нефтеотдачи. Актуальность их значительно возросла для месторождений с неоднородными коллекторами, имеющих значительную послойную и зональную неоднородность вытеснение нефти из которых осуществляется заводнением. Отмечается закономерный переход части запасов в категорию трудноизвлекаемых в связи с постепенной выработкой из высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторов, что способствовало образованию переслаивающихся нефтяных и водонефтяных пропластков с тупиковыми и застойными зонами и слабо дренируемыми участками. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации отборов нефти. Цель работы.

Совершенствование технологий выработки остаточных запасов из неоднородных по проницаемости коллекторов многопластовых объектов на основе уточнения методики выбора участков и обоснования применения потоко-отклоняющих технологий. Основные задачи работы.

1. Анализ состояния выработки остаточных запасов нефти на Таш-лиярской площади Ромашкинского нефтяного месторождения с целью определения эффективности существующих технологий выработки запасов.

2. Изучение эффективности нефтевытеснения с применением пото-ко-отклоняющих технологий (ПОТ).

3. Систематизация и обобщение результатов вытеснения нефти физико-химическими методами по лабораторным данным.

4. Исследование фактической эффективности потоко-отклоняющих технологий по промысловым данным.

5. Разработка методики выбора участков для внедрения ПОТ и реализация их в промысловых условиях.

Методы исследований.

Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, использования методов математической обработки промысловых данных с применением современных вычислительных методов и

обобщения результатов численных исследований для создания методик выбора участков для ПОТ.

Научная новизна.

1. Систематизированы и обобщены результаты вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири, которые разбиты на пять групп, характеризующих области слабо и высокодренируемых запасов в потокоотклоняющих технологиях извлечения нефти.

2. Исследована аналитическая связь удельного эффекта от применения потокоотклоняющих технологий между категориальными и количественными параметрами объекта в результате которого установлена значимая связь от обводненности добываемой продукции, абсолютной величины текущих извлекаемых запасов, объемом отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсацией отборов закачкой.

3. Разработана методика уточнения фильтрационных характеристик пласта для выбора участков МУН путем построения по данным ГИС и ГДИС, разделенных на группы коллекторов по нефтевы-тесняющему пределу водой, карт результирующей неоднородности и определения зон (участков) повышенной остаточной нефте-насыщенности последовательным наложением их на карты не-дренируемых подвижных запасов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика разделения нефтенасьпценных слабо и высокодрени-руемых коллекторов на группы по коэффициенту вытеснения нефти водой.

2. Зависимость аналитической связи удельного эффекта ПОТ от обводненности продукции, абсолютных величин текущих и извлекаемых запасов, объема отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсации отборов закачкой.

3. Методика выбора участков для внедрения технологии МУН по картам результирующей неоднородности и недренируемых подвижных запасов.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов численного исследования на промысловых объектах.

Практическая ценность. 1. На основании проведенного анализа состояния разработки остаточных запасов, обобщения гидродинамических исследований, режима работы добывающих и нагнетательных скважин, а также

технологии нефтевытеснения выявлены зоны повышенной неф-тенасыщенности и слабой дренируемости, в которых предложено образование новых участков для внедрения ПОТ с целью интенсификации отбора остаточных запасов. 2. Разработана, исследована и прошла промышленную апробацию методика выбора участков для ПОТ на Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения. За счет использования методики построения карт недренируемых подвижных запасов для разработки комплексных геолого-технических мероприятий с ПОТ достигнут экономический эффект в сумме 208,0 тыс.руб

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях НПО «Союзнефтеотдача» (1990 г.), институте «НИИнефтеотдача» АН РБ (2003-2004 г.г.), на научно-технических Советах НГДУ «Джалиль-нефть» (2004 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 3 обзора, 4 научные статьи, две из которых опубликовано самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Со-юзнефтеотдача», ПО «Юганснефтегаз», ПО «Пермнефть», ОАО «Татнефть» и НПО «Нефтегазтехнология» в 1990-2004 гг. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, апробация и авторский надзор за внедрением методик выбора участков.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложена на 146 страницах машинописного текста и содержит 61 рисунок, 26 таблиц, список использованных источников из 96 наименований.

Содержание работы.

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность, внедрение результатов и апробация работы.

В первом разделе описаны состояние изученности проблемы и характеристика изучаемого объекта. Показано, что на объектах с неоднородными коллекторами на примере Ташлиярской площади Ромаш-кинского месторождения, одновременно вскрывавшие несколько пластов, сильно отличающихся по своим емкостно-фильтрационным ха-

рактеристикам, неизбежно приводило к росту послойной неоднородности вовлекаемых в разработку коллекторов и запасов нефти и, как результат этого, к резкому снижению эффективности процесса вытеснения нефти заводнением.

Подробно рассмотрено состояние информационной базы данных в частности данные геофизических (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС) являющиеся одним из наиглавнейших методов получения достоверной информации о текущей коллектор-ской характеристике пластов, взаимовлиянии скважин и энергетическом состоянии нефтяных объектов (пластовое, забойное и устьевое давления). Пос ледовательно рассмотрено состояние и показатели эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, по результатам которых уточнены динамика текущих и накопленных показателей разработки Ташлиярской площади, анализ состояния разработки и эффективность системы заводнения с построением карт пластовых давлений, плотности начальных извлекаемых запасов, текущих нефте-насыщенных толщин и извлекаемых запасов, изменения свойств пластовой нефти в процессе разработки площади.

Сделаны постановочно следующие выводы о состоянии разработки исследуемого объекта и формировании остаточной нефти.

1. Вязкость нефти по площади изучаемых объектов с 1957 по 1966 г.г. выросла в 1,92 раза, асфальтенов - в 1,2 раза, парафина - в 1,16 раза, что привело к коренному изменению подвижности остаточной и увеличению вероятности образования раздробленных участков нефти вызванные неоднородностью коллектора и изменением фильтрационных характеристик пласта.

2. Произошло формирование адсорбционных слоев за счет адсорбирования асфальто-смоло-парафинов на контакте фронта фильтрации воды и остаточной нефти.

3. На картах выработки запасов выделяются области с низким показателем отбора от начальных извлекаемых запасов, что вызвано неравномерной выработкой коллекторов с послойной и зональной неоднородностью и изменением свойств нефти, в которых существующие технологии нефтевытеснения закачкой воды требуют коренного совершенствования (блок нагнетательных скважин 1 -№№14624, 7527,3564; 2 - №№ 7458, 16222, 7542, 14625; 3 - №№ 14627,14626,7451 А; 4 - 7976,7993,16769).

4. Повышенные остаточные нефтенасыщенные толщины пластов распределены по площади неравномерно и сосредоточены в зонах с высокой неоднородностью и пониженной коллекторской характеристикой пластов.

5. Для областей с повышенными остаточными нефтенасыщенными толщинами пластов характерны более низкие значения текущей обводненности добываемой продукции, чем в среднем по площади из-за низкой эффективности заводнения.

6. Несмотря на значительные остаточные балансовые запасы нефти отбор от НИЗ по отдельным участкам находится в пределах от 87,1 до 90,6 %. Поэтому для дальнейшей разработки участков предлагается применение таких технологий МУН, которые позволяют часть неподвижных (недренируемых) и слабодренируемых запасов нефти перевести в дренируемые и, тем самым, увеличить начальные извлекаемые запасы нефти и текущие коэффициенты нефтеизвлече-ния.

На основании полученных анализом данных состояния разработки объекта сделан вывод о том, что необходимы такие методы совершенствования заводнения, например в сочетании с физико-химическими, которые способствовали бы эффективной выработки запасов. Отмечено, что без подробной характеристики и обобщения применения физико-химических методов в сочетании с заводнением внесет некоторые неточности в оценке выбора эффективных технологий. Поэтому принято целесообразным рассмотреть последовательно эффективность вытеснения нефти водой и растворами химреагентов с целью определения критериев их применимости в дальнейших технологиях заводнения, а затем предложено обосновать методику выбора участков для их внедрения и типа технологии.

Во втором разделе произведена систематизация и обобщение результатов вытеснения нефти физико-химическими методами по лабораторным данным. Рассмотрены предварительно современные представления о коэффициенте нефтеотдачи пластов и вытеснения. В результате анализа промысловых данных получена обобщенная зависимость коэффициента вытеснения для Ромашкинского месторождения при различных значениях средней проницаемости пластов и результирующей неоднородности пластов (рисунок 1).

Отмечено, что истинная проницаемость коллекторов при обобщении коэффициента вытеснения от проницаемости по лабораторным данным может выражать больше качественную характеристику, чем количественную, так как она многофункциональна и создание в лабораторных условиях модели пласта с послойной и зональной неоднородностью и с реальным составом пород и пластовых флюидов представляет огромные трудности.

На результатах углубленного изучения и обобщения характеристик вытеснения нефти различных авторов и регионов,

з !

Рисунок 1. Обобщенная зависимость коэффициента вытеснения для Ромаш-кинского месторождения при различных значениях средней проницаемости пластов и результирующей неоднородности пластов

представленные в работах О.И.Буторина, Г.Н.Пиякова, Ю.И.Островского, В.И. Лискевича, АИ.Вашуркина, Г.В.Ложкина, ГА.Берлина, А.Г.Телина, Р.ХАлмаева, СА.Жданова и других по месторождениям Западной Сибири и Урало-Поволжья, показано, что численное значение коэффициента вытеснения нефти многофакторное и зависит в первую очередь от проницаемостной неоднородности коллектора. Выделены интервалы изменения коэффициента вытеснения от проницаемости коллекторов на группы с проницаемостью 5-50 мкм2 (I группа), с проницаемостью 50-100 мкм2 (II группа), с проницаемостью 100-200 мкм2 (III группа), с проницаемостью 200-400 мкм2 (IV группа), с проницаемостью 400 мкм2 и более (V группа) (рисунок 2).

Отмечено, что такое разделение распространения коллекторов по проницаемости на группы с одной стороны, полностью соответствует их распространению и представительности в нефтенасыщенных пластах, с другой позволяет оценить при анализе и выборе системы заводнения прогнозируемую эффективность. Путем анализа зон изменения численных значений коэффициента вытеснения водой отмечена низкая эффективность нефтевытеснения для I-III групп коллекторов, практически отнесенных к трудноизвлекаемым запасам. Деление коллекторов на группы использовано при построении карт проницаемост-ной неоднородности по ГИС и ГДИС, по которым определяются зоны повышенных нефтенасыщенных и перспективных участков для интенсификации отбора нефти.

В третьем разделе исследована фактическая эффективность потокоотклоняющих технологий (ПОТ) по промысловым данным. В качестве методов исследования использован метод сравнения характеристик вытеснения, основанные на анализе динамических зависимостей накопленных показателей с целью разукрупнения объектов разработки на участки и разделения запасов нефти и воды по объектам разработки, а также определения начальных извлекаемых и текущих запасов. Проведенные расчеты показали, что начальные извлекаемые запасы нефти, определенные по моделям Г.С.Камбарова и АМ.Пирвердяна хотя и имеют устойчивую тенденцию роста, но не устойчивы в межвременном интервале, в то время как по моделям ТатНИПИнефть наблюдается устойчивое снижение начальных извлекаемых запасов нефти

Однако начальные извлекаемые запасы нефти, определенные по методике ТатНИПИнефть, оказывались по численным значениям выше, чем начальные извлекаемые запасы нефти, определенные по моделям Г.С. Камбарова и A.M. Пирвердяна. В связи с этим принято, что истинное значение начальных извлекаемых запасов нефти нахо-

дится внутри интервала значений, определенных по этим моделям, как средневзвешенное по трем методам. При расчетах текущих извлекаемых запасов принята за основу характеристика вытеснения Г.С. Кам-барова адаптированная к показателям объекта. В работе отмечено, что применение потокоотклоняющей технологии МУН является успешным, если кривая характеристики вытеснения после проведения мероприятия отклоняется от базовой прямой вверх, что соответствует увеличению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости, считается неуспешным, если после проведения мероприятия кривая характеристики вытеснения отклоняется от базовой кривой вниз, что соответствует уменьшению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости и нейтральным, если характеристика вытеснения практически не меняется в течение достаточного промежутка времени после проведения мероприятия. Обобщенные показатели анализа видов МУН приведены в таблице 1. Доля успешных и нейтральных обработок в общем числе мероприятий составила 73 %. Соотношение накопленных отрицательного и положительного эффектов равно 0.44, что говорит об общей положительности эффекта потокоотклоняющих технологий как вида МУН.

Таблица 1 - Основные данные по применяемым на площадях НГДУ "Джалильнефть" потокоотклоняющим технологиям Состав ВДС -10 % древесная мука, 90 % бентонит в водном растворе;

ПДС -1 % ПАА, 99 % бентонит в водном растворе

Виды потокооткяоняющих технологий МУН Число скважин-обработок Дополнительная добыча нефти (с учетов потерь), т Число успешных обработок Дополнительная добыча неф™ (без потерь), т Удельная дополнительная добыча нефти (с учетом потерь), т/(скв *»ес) Удельная дополнительная добыча нефти (без потерь), т/(скв *чес) Доля успешных мероприятий, дед Соотношение накопленных отрицательного и положительного эффектов, л.ел

ЕДС 37 37244 30 93013 403 640 081 060

Каллоидио-дисп система (КДС) 6 2720 4 2724 260 32 6 080 000

Нефте&пуичый продукт 2 1687 2 1687 102 102 100 ООО

ОсиэтелцеллюлсздОЭЦ) 12 «003 7 90714 175 652 058 046

ПДС»С/Ш 1 2390 1 2390 498 498 100 000

ПДС + А1.С13 4 27161 3 27864 1113 1502 075 0 03

ПДС * Сшиватель 2 2019 2 2019 450 45 0 100 000

ПДС с наполнителем 1 3367 1 3367 232 232 100 000

Полимердисперсная система (ПДС) 9 10437 5 11279 234 394 05« 0 07

Потшерко-цеоттая помп ПЦК 1 -51 0 0 -34 00 000

СНПХ-95М 3 -3990 1 1700 -25 87 033 335

Итого по всей видаи 77 131890 58 236757 310 144 073 044

Установлено, что по доле успешных мероприятий преобладающими являются КДС и В ДС - более 80 %. Среди "массовых" видов ПОТ наибольшая доля успешных мероприятий приходится на ВДС -81 %. Самый низкий показатель в данной категории ПОТ у технологии с применением ПДС - 56 %. Путем более углубленного численного исследования по линейной регрессионной модели выявлена неоднозначность результатов внедрения отдельных технологий на конкретных участках, что позволило определить приоритетность, технологическую и экономическую эффективность отдельных технологий для дальнейшего внедрения. В качестве независимых параметров в обобщенной линейной регрессионной модели рассмотрены категориальные и количественные показатели участков. Категориальные параметры: MUN - вид технологии ПОТ, Mesto - расположение участка на залежи (по отношению к нагнетательным рядам). Количественные параметры: NfloS - число реагирующих добывающих скважин (шт.), Vpear - количество химреагента (т), - дебит участка по нефти до мероприятия (т/сут), - дебит участка по жидкости до мероприятия (т/сут), В -обводненность участка (%), DQsiDQ*;) - дисперсия значений дебетов по нефти (жидкости) скважин участка до мероприятия (д.ед.), DB -дисперсия обводненности (д.ед.), Увжф - водожидкостной фактор (%), Qm™ - накопленная компенсация отборов закачкой на участке на момент проведения мероприятия (д.ед.), Qте/3® - абсолютное значение текущих извлекаемых запасов нефти (тыс.т), Ки - средний коэффициент вытеснения участка (д.ед.), V2/ - послойная неоднородность (д.ед.), V2z - зональная неоднородность (д.ед.), Оника"6 ~ отбор от начальных извлекаемых запасов нефти (%). Зависимой переменной в данной линейной модели принята удельная дополнительная добыча нефти за один месяц продолжительности эффекта - от внедрения

МУН. Рассмотрено 3473 модели. В результате установлено, что наилучшей комбинацией параметров, описывающей изменчивость зависимой величины, является комбинация четырех параметров: в, Qaac™*,

Онач 9 И Онач езв

Регрессионная модель с этими параметрами имеет вид: 2» =-590.7-3.4*в + 33.5* QJ™ +1.8* QJ** - 2.4* Q^^ где в - обводненность продукции.

По данной регрессионной модели предложено прогнозировать ожидаемый эффект от внедрения МУН на отдельных участках. Исследованы причины низкой эффективности технологий ПОТ в модели "black oil" для однородного и неоднородного коллектора. Процесс моделирования вытеснения нефти водой в однородном и неоднородном пласте принято продолжать до достижения предельной обводненности

жидкости на выходе из пласта (0.95 д.ед.). По динамике обводненности видно, что в однородном пласте при подходе фронта воды к забою скважины обводненность резко возрастает до 80-85%, а затем темп роста обводненности снижается. В неоднородном пласте, в виду разных скоростей продвижения фронта воды, динамика роста обводненности более плавная и занимает значительно больший отрезок времени, чем в однородном пласте. При этом в начальный период обводнения (обводненность до 20 %) темпы роста обводненности для однородного и неоднородного пластов практически совпадают, что связано с равными скоростями движения фронта воды в однородном пласте и в высокопроницаемом слое неоднородного пласта (рисунок 3).

Доля выработанных подвижных запасов нефти для однородного пласта при достижении 95% обводненности составляет 0.877. Для неоднородного пласта при той же обводненности - 0.814. При этом темпы выработки подвижных запасов из неоднородного пласта более чем в 6 раз ниже, чем из однородного пласта. С увеличением неоднородности пласта доля не извлеченных подвижных запасов нефти возрастает. При известных фильтрационно-емкостных параметрах слоев, составляющих пласт, по выше приведенной методике, предложено прогнозировать какая часть подвижных запасов нефти при данной обводненности проекции в добывающей скважине осталась не извлеченной из пласта, на которые необходимо планировать МУН.

Четвертый раздел посвящен выбору участков и реализации технологий ПОТ в промысловых условиях. Рассмотрены существующие критерии выбора участков и технологий МУН и введены следующие усовершенствования:

В качестве геологических критериев при выборе участков применения, например, для технологий с вязко-упругими составами (аналог ПОТ) или повышенной нефтевытесняющей способностью рекомендованы показатели.

1. Преимуществом обладают купольные участки и чисто нефтяные зоны, не испытьшающие в процессе разработки влияния законтурных и подошвенных вод. Однако отмечено, что применение пото-коотклоняющих МУН в водонефтяных зонах рискованно, так как перераспределение фильтрационных потоков может привести даже к отрицательному эффекту. Гидродинамическая связь активных подошвенных и законтурных вод с эксплуатационными скважинами обуславливает определяющее влияние на характер обводнения, слабую выработку пласта с одной стороны и невозможность искусственного регулирования этих процессов с другой.

Рисунок 3. Динамика продвижения фронта водонасыщенности в послойно неоднородном коллекторе. Рисунки получены при значении времени (отн. ед.): а -1, б - 2, в - 7, г - 20, д - 30, е-44.

2. Преимуществом обладают участки с повышенной послойной и зональной проницаемостной неоднородностью и расчлененностью, которые как правило, характеризуются повышенной плотностью остаточных извлекаемых запасов нефти и текущих нефтенасы-щенных толщин. Полученные сравнительным анализом профилей, карт остаточных нефтенасыщенных толщин, проницаемости и прони-цаемостной неоднородности, глинистости и температурных полей.

3. При наличии возможности выбора преимуществом обладают участки с наилучшими коллекторскими свойствами. Потокооткло-няющие технологии с осадко и гелеобразующим механизмом действия ограничено применимы на объектах с низкой проницаемостью (до 0.05-0.07 мкмО и повышенной однородностью.

Выбор участков по геологическим критериям должен сопровождаться анализом параметров разработки, наиболее объективно отражающих, в конечном счете, как геологические особенности, так и особенности систем разработки и воздействия. В данной работе учтены следующие положения, расширяющие ранее принятые предпосылки:

1. Участки воздействия нефтевытесняющими технологиями должны характеризоваться высокой обводненностью продукции скважин, повышенными остаточными запасами, а возможности метода заводнения по вытеснению нефти на этих участках должны быть исчерпаны, что характерно, например, для Ташлиярской площади в целом.

2. Преимуществом обладают участки с достаточным резервом текущего пластового давления, с высокими дебетами по жидкости, снижение обводненности на которых даст максимальную дополнительную добычу нефти.

3. Выбираемые под воздействие нагнетательные скважины, должны обладать необходимой приемистостью (не менее 150 м3/сут), достаточной для доминирующего влияния на работу окружающих эксплуатационных скважин и для проведения обработки ее нефтевытес-няющим реагентом. Схема первичного подбора технологий по коллек-торским свойствам пласта, пластовым флюидам и технологическим параметром путем тестирования по методикеУФ «ЮганскНИПИ-нефтъ» приведена в таблице 2.

Показано, что по критериям выбора технологий с учетом совершенствований по Ташлиярской площади технологии ПОТ (ВУС, СПС, ПДС, ВДС) имеют примерно одинаковые ранговые значения, но различающиеся по экономическим показателям. Совместное их рассмотрение и определяет приоритетность типа ПОТ. Выбор участка

предложено проводить по комплексному параметру проницаемости по ГИС и ГДИС, что позволяет выявить распределение коллекторов по группам вытеснения (I, И, III, IV, V) в сочетании с остаточными не-дренируемыми подвижными запасами.

Таблица 2 - Результаты тестирования технологий для условий опытного участка Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения

Номер п/п Наичечование технологии Результат тестирования для опытного участка

1 ПАПС 75,40

2 ЩСПК 73,56

3 ВУС+НПАВ 74,05

4 МДС 71,98

5 мпдс 69,34

б ВПА-2 65,49

7 ВУС 67,73

8 СПС 63,15 Внедряемые по НГДУ

9 ПДС 62,87 «Джалильнефтъ»

10 вдс 64,12

Сопоставление фильтрационно-емкостных характеристик, полученных методами ГИС и ГДИС проведено для пласта Д1"а" - основного объекта разработки а Ташлиярской площади. Для сопоставления отобраны данные по ГДИС для скважин, работающих только на пласт "а" с целью приведения анализируемых измерений к одному объекту с экспертной оценкой качества данных ГИС и ГДИС. В качестве основных взяты наиболее ранние данные ГДИС, имеющиеся в базе. Статистические диаграммы имеют различный характер. Максимум распределения данных ГДИС смещен в область низких значений проницаемости коллектора по сравнению с положением максимума распределения данных ГИС.

Сопоставление средних величин к показывает, что данные по проницаемости, полученные методами ГИС и ГДИС, отличаются в 1.88 раз, что хорошо согласуется с данными, полученными для других площадей Ромашкинского месторождения. Зависимость, описывающая взаимосвязь данных ГИС и ГДИС, полученная по ранжированным данным, носит нелинейный характер, что подчеркивает статистическую значимость взаимосвязи данных ГИС и ГДИС. Карта коэффициентов результирующей неоднородности коллектора по ГИС и ГДИС с

группами коллекторов (1,11,Ш,1У,У) с действующим фондом нагнетательных и добывающих скважин приведена на рисунке 4, в котором чётко выделятся зоны повышенной неоднородности. Приведены методические основы расчета и построения карт плотностей начальных и текущих недренируемых подвижных запасов нефти, разработанные на основе триангуляции Делани и областей Вороного.

Функция для описания межскважинного пространства путем интерполирования физических параметров пласта использует схему Акима на основе проделанной триангуляции Делани. В каждом треугольнике Т сетки Делани построен интерполяционный многочлен

Этот многочлен представляет собой двумерный полином пятой степени, который удовлетворяет условиям Р(х„у,)=:/„ ¡=1...Ыи имеет непрерывную производную на границах соседних треугольников. Использование такой процедуры позволяет определить значения физических параметров пласта в любой точке области Вороного. На основе полученных полей физических параметров пласта численным интегрированием (объемный метод) определяются балансовые запасы нефти, содержащиеся в области Вороного данного пласта. Используя ранее описанные методы определения локальных параметров (средних для областей Вороного) нефтенасыщенных коллекторов, определены средние коэффициенты проницаемости пласта, а также параметры послойной (для данного пласта) и зональной неоднородностей.

По экспериментальным зависимостям, полученным на линейных моделях пласта, определены величина максимального коэффициента вытеснения для коллектора с данной пористостью, глинистостью и проницаемостью.

Получена обобщенная зависимость коэффициента вытеснения для Ромашкинского месторождения (К^) при различных значениях средней проницаемости пластов и результирующей неоднородности пластов.

Подвижную долю балансовых запасов нефти при использовании воды как вытесняющего агента для каждой области Вороного представлена в виде:

Qmavtng ~~ (^ЪсИапсе ' ^2

По известному объему (площади) области Вороного определена плотность подвижных запасов нефти.

Показано, что различие определения плотности недренируемых подвижных запасов нефти состоит в том, что некоторые области дренирования скважин не совпадают с областями Вороного. При этом область дренирования скважины может захватывать несколько областей Вороного или составлять незначительную от нее часть. В работе приведена методика определения зон воздействия (дренирования). На основе промысловых данных и геологической модели залежи определяется зона дренирования нефти скважиной и сопоставляется с областью (или областями) Вороного. Интегрируя по области дренирования

1,2,3,4 - участки повышенной неоднородности коллектора

скважины области Вороного с различной плотностью подвижных запасов нефти, получены начальные подвижные запасы нефти, находящиеся в области дренажа скважины. Разница между величинами на-

чалъных подвижных запасов нефти, находящихся в области дренажа скважины, и НИЗ, вовлеченными скважиной в разработку, представляет собой недренируемые подвижные запасы нефти. Определение не-вырабатываемых участков, разделенных на группы коллекторов, для МУН проводится наложением карт результирующей неоднородности (рисунок 4) на карты недренируемых подвижных запасов (рисунок 5). Для уточнения окончательного выбора ПОТ рассмотрены два экономических критерия: чистый дисконтированный поток наличности (КРУ) и индекс доходности (Р1).

Экономическая оценка эффективности ПОТ осуществлялась на основе "Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов" и "Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96), а также согласно основным положениям Закона «О недрах», с применением упрощенного алгоритма, позволяющего использование в затратной части условно-переменной и условно-постоянной составляющих с исходными данными (таблица 3).

Таблипа 3 - Данные по средним значениям эффективности потокоот-клоняющих технологий, применяемых на площадях НГДУ «Джалиль-

нефть»

Вцом пота® пяэжющв шноюлйМН I » 9 1 1 | У ? * Й «со 5е ь * X I а & 0 е £ ■8 1 £ § } 1 г 1-. Р X % а ДО ш ш * 8 : 5$ 124 и £¡8 "¡8 оЕ с г % К & е г 1 1 1 % в § с 0 и г? ¡1* 1 *• .8 II1 ы ИМ »51? * 1 | 8 г" || ** 1 1

8£Е 57 17471 43 12981 28.1 V« 0.75 087 2*3 а

Скитшягтапож (СЭЦ 45 13521 28 164657 55 372 00 092 387 10

Погямваигкрмаяясям ЩД а Т3347 37 ят М7 эвв 079 019 131 «1

Игсгопэаошедм 1Е0 10*339 100 39487 178 43В атз 073 •

Рассчитанные для средних технологических показателей значения Р1 и КРУ для участков 1,2,3,4 (рисунок 5) приведены на рисунке 6 и в таблице 4 с номерами нагнетательных скважин №№ 7527, 16222, 14627, 7976. Все мероприятия за исключением участка скважины 14627 были проведены с положительным технологическим эффектом.

Рисунок. 5. Горизонт Д1 пласт "А". Участки (1,2,3,4), выбранные для ПОТ по картам плотности недренируемых подвижных запасов нефти и коэффициента результирующей неоднородности коллектора

оэц вдс пдс

оэц вдс гщс

Рисунок 6. Значения Р1 и КРУ для разных ПОТ

Таблица 4 - Технико-экономические показатели от внедренных рекомендаций

О X

с ч

Е й

I»

* В 5 8

7527

2001 02

ВДС

5034

308

8582 2

15222

2002 05

ВДС

4117

650

67466

7976

2000 03 [ВДС Итого

5496 14647

21 1

9456 9 24785 8

Полученные результаты позволяют сделать следующий вывод с учетом экономических критериев:

Основываясь на усредненных экономических показателях эффективности потокоотклоняющих технологий, определяющим является ПОТ с ВДС. В целом по площадям НГДУ "Джагалькефть" эта технология обладает самой высокой средней удельной дополнительной добычей нефти (как с учетом потерь, так и без их учета), является дешевой, а потому имеет высокий индекс доходности Р1.

По трем успешным участкам дополнительная добыча нефти составила 14647 т при экономическом эффекте 24785 тыс. руб. (таблица 4), доля автора - 208,0 тыс.руб.

Основные выводы и рекомендации.

1. Ссистематизированы и обобщены результаты вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири, которые разбиты на пять групп, характеризующих области слабо и высокодренируемых запасов в потокоотклоняющих технологиях извлечения нефти.

2. Установлено, что применение потокоотклоняющих технологий на примере Ташлиярской площади при общей положительной эффективности одного из видов МУН показало, что путем более углубленного численного исследования выявляется неоднозначность результатов внедрения отдельных технологий на конкретных участках, что позволило определить приоритетность, технологическую и экономическую эффективность отдельных технологий.

3. Исследована аналитическая связь удельного эффекта от применения потокоотклоняющих технологий между категориальными и количественными параметрами объекта в результате которого установлена значимая связь от обводненности добываемой продукции, абсолютной величины текущих извлекаемых запасов, объемом отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсацией отборов закачкой.

4. Путем аналитического и численного исследования рассмотрен механизм различия фильтрационных свойств между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми объемами движения фронта воды к забою скважины, в результате которого установлен факт формирования после прорыва воды по высокопроницаемой части пласта возле забоя вертикального движения фронта воды (аналог образования конуса воды). Отмечается, что вследствии этого по достижении предельной обводненности на выходе из пласта, зна-

чительная часть подвижных запасов нефти низкопроницаемой части пласта остается не извлеченной.

5. Путем обработки статистических данных по ГИС и ГДИС получена связь между значениями коэффициента проницаемости определенных по ГИС и ГДИС, разделенных на группы коллекторов по нефтевытесняющему пределу водой, по результатам которой построена карта коэффициента результирующей неоднородности коллектора.

6. Разработана методика построения карт начальных подвижных запасов и недренируемых подвижных запасов при вытеснении нефти закачкой воды, совмещение которой путем наложения на карту коэффициента результирующей неоднородности коллектора, разделенных на группы, указывает на участки, не вырабатываемые или слабовырабатываемые заводнением для предпочтительного применения МУН.

Предложена методика выбора потокоотклоняющих технологий на базе закачки вязкодисперсных составов (ВДС) для интенсификации выработки слабодренируемых или не вырабатываемых участков с индексом доходности 2.3-2.4.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Опыт применения физико-химического циклического заводнения для повышения нефтеотдачи пластов / НИ.Хисамутдинов, Г.З.Ибрагимов, АГ.Телин, В.Н. Артемьев, А.Н. Хисамутдинова (Астахова) и др. / Серия «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». М: ОАО ВНИИОЭНГ. -1991.-79 с.

2. Опыт добычи, транспорта и сепарации продукции скважин на фазы / Н.И.Хисамутдинов, Г.З.Ибрагимов, В.ЛБогданов, АГ.Телин, А.Н.Хисамутдинова (Астахова) и др. Серия: «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». Наука-производство-внедрение. М: ВНИИОЭНГ.-1991.-52 с.

3. Опыт технологического обеспечения комплексных методов повышения нефтеотдачи пластов / Н.И.Хисамутдинов, АГ.Телин, АН.Хисамутдинова (Астахова) и др. Серия: «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». Наука-производство-внедрение. М: ВНИИОЭНГ.-1991.-53 с.

4. Астахова А.Н. О технологической эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: ОАО

ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 8.- С.24-28

5. Астахова А.Н. Исследование влияния особенностей геологического строения и состояния разработки участков на эффективность применения потокоотклоняющих технологий. М: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 20О4.-№ 9.-С. 25-32

6. Владимиров И.В., Астахова А.Н., Салихов М.М. и др. Метод уточнения фильтрационных характеристик пластов для выбора участков МУН. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 9.-С. 21-25.

7. Ахметов Н.З., Астахова А.Н., Фролов А.И., Салихов М.М. О методах уточнения эффективности потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи на примере Ташлиярской площади Ро-машкинского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 9.-С. 32-36.

Соискатель

А.Н. Астахова

»19102

РНБ Русский фонд

2005-4 16415

Подписано к печати 22.09.2004 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 1,62; усл.-печ. л. 1,25 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472) 35-77-19

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Астахова, Анфиса Наильевна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1.СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ, ПОСТАНОВКА

ЗАДАЧИ И ВЫБОР ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Обоснование выбора объекта исследования.

1.2 Характеристика исследуемых эксплуатационных объектов.

1.3. Краткий анализ текущего состояния разработки.

1.3.1. Анализ гидродинамических исследований скважин на нестационарных 16 режимах фильтрации.

1.3.2. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.

1.4. Пластовое давление в зонах отбора и закачки.

1.5. Анализ выработки запасов нефти из пластов.

1.6. Современные представления о формировании остаточной нефти в девонских 33 отложениях Ромашкинского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов"

Актуальность проблемы.

Изменение структуры запасов нефти в сторону их ухудшения, вызванное в связи с их истощением, наиболее интенсивно проявившиеся на месторождениях У рало-Поволжья, выдвинули ряд проблем по повышению технологии нефтеотдачи. Актуальность их значительно возросла для месторождений с неоднородными коллекторами, имеющих значительную послойную и зональную неоднородность вытеснение нефти из которых осуществляется заводнением. Отмечается закономерный переход части запасов в категорию трудноизвлекаемых в связи с постепенной выработкой из высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторов, что способствовало образованию переслаивающихся нефтяных и водонефтяных пропластков с тупиковыми и застойными зонами и слабодренируемыми участками. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации отборов нефти.

Цель работы.

Основные задачи работы.

1. Анализ состояния выработки остаточных запасов нефти на Ташлиярской площади Ромашкинского нефтяного месторождения с целью определения эффективности существующих технологий выработки запасов.

2. Изучение эффективности нефтевытеснения с применением потоко-отклоняющих технологий (ПОТ).

4. Исследование фактической эффективности потоко-отклоняющих технологий по промысловым данным.

5. Разработка методики выбора участков для внедрения ПОТ и реализация их в промысловых условиях.

Методы исследований.

Научная новизна.

3. Разработана методика уточнения фильтрационных характеристик пласта для выбора участков МУН путем построения по данным ГИС и ГДИС разделенных на группы коллекторов по нефтевытесняющему пределу водой карт результирующей неоднородности и определения зон (участков) повышенной остаточной нефтенасыщенности последовательным наложением их на карты недренируемых подвижных запасов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика разделения нефтенасьнценных слабо и высокодренируемых коллекторов на группы по коэффициенту вытеснения нефти водой.

Практическая ценность.

1. На основании проведенного анализа состояния разработки остаточных запасов, обобщения гидродинамических исследований, режима работы добывающих и нагнетательных скважин, а также технологии нефтевытеснения выявлены зоны повышенной нефтенасыщенности и слабой дренируемости, в которых предложено образование новых участков для внедрения ПОТ с целью интенсификации отбора остаточных запасов.

2. Разработана, исследована и прошла промышленную апробацию методика выбора участков для ПОТ на Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения. За счет использования методики построения карт недренируемых подвижных запасов для разработки комплексных геолого-технических мероприятий с ПОТ достигнут экономический эффект в сумме 208,0 тыс.руб

Апробация работы.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 3 обзора, 4 научные статьи, две из которых опубликовано самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Союзнефтеотдача», ПО «Юганснефтегаз», ПО «Пермнефть», ОАО «Татнефть» и НПО «Нефтегазтехнология» в 1990-2004 гг. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, апробация и авторский надзор за внедрением методик выбора участков.

Структура и объем работы.

Диссертационная, работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложена на 146 страницах машинописного текста и содержит 61 рисунок, 26 таблиц, список использованных источников из 96 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Астахова, Анфиса Наильевна

1.7.Выводы и рекомендации по постановке задачи исследования

Выделим основные, выводы, полученные в результате анализа состояния разработки исследуемого объекта и формирования остаточной нефти в связи с постановкой задачи исследования:

1. Рост вязкости нефти по площади с 1957 по 1966 г.г. вырос в 1,92 раза, асфальтенов - в 1,2 раза, парафина — в 1,16 раза, что привело к коренному изменению подвижности остаточной и увеличению вероятности образования раздробленных участков нефти вызванные неоднородностью коллектора и изменением фильтрационных характеристик пласта.

3. На картах выработки запасов выделяются области с низким показателем отбора от начальных извлекаемых запасов, что вызвано неравномерной выработкой коллекторов с послойной и зональной неоднородностью и изменением свойств нефти (таблицы 1.5-1.6), в которых существующие технологии нефтевытеснения закачкой воды требуют коренного совершенствования (блок нагнетательных скважин 1 — №№14624, 7527,3564; 2 - №№ 7458, 16222, 7542, 14625; 3 - №№ 14627, 14626, 7451 А; 4 - 7976, 7993, 16769).

5. Для областей с повышенными остаточными нефтенасыщенными толщинами пластов характерны более низкие значения текущей обводненности

41 I РОССИЙСКАЯ государственная | библиотека добываемой продукции, чем в среднем по площади из-за низкой эффективности заводнения (раздел 1.5).

6. Несмотря на значительные остаточные балансовые запасы нефти отбор от НИЗ по отдельным участкам находится в пределах от 87,1 до 90,6 %. Поэтому для дальнейшей разработки участков требуются применение таких технологий МУН, которые позволяют часть неподвижных (недренируемых) (рисунок 1.16) и слабодренируемых запасов нефти перевести в дренируемые и, тем самым, увеличить начальные извлекаемые запасы нефти и текущие коэффициенты нефтеизвлечения.

На основании полученных анализом данных состояния разработки объекта сделан вывод о том, что необходимы методы совершенствования заводнения или какие технологии наиболее эффективны для данной площади и на каких участках их надо внедрять. Однако без подробной характеристики и обобщения применения физико-химических методов в сочетании с заводнением внесет некоторые неточности в оценке выбора технологий. Поэтому является целесообразным рассмотреть последовательно эффективность вытеснения нефти водой и растворами химреагентов с целью определения критериев применимости в дальнейших технологиях заводнения, а затем обосновать методику выбора участков для их внедрения и тип технологии.

2. СИСТЕМАТИЗАЦИЯ И ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ПО ЛАБОРАТОРНЫМ

ДАННЫМ

2.1. Современные представления о коэффициенте нефтеотдачи пластов и вытеснения

Продолжающаяся в течение длительного времени дискуссия о целесообразности увеличения коэффициента нефтеотдачи физико-химическими методами, вызвала бурный рост в период 1960-1985 г.г. объема экспериментальных исследований по созданию новых технологий вытеснения нефти из коллекторов категории трудноизвлекаемых [2, 4, 29, 36, 46, 47, 60, 77, 80]. Можно здесь привести исследования по данной проблеме в пяти крупных центрах - это в г.Уфе (БашНИПИнефть, НПО «Союзнефтеотдача», УГНТУ), в г.Москве (ВНИИнефть, ГАНГ им. И.М.Губкина), в г.Тюмени (СибНИИНП), в г. Самаре ((Гипровостокнефть), в г. Бугульме (ТатНИПИнефть). Не следует при этом забывать, что такими исследованиями были охвачены многочисленные другие организации, здесь же мы говорим о крупных центрах. Экспериментальные исследования были направлены на повышение коэффициента вытеснения различными агентами, являющегося составной частью коэффициента нефтеотдачи. Но на настоящий период, ранее принятые параметры, характеризующие коэффициент нефтеотдачи, разными авторами истолковываются по разному.

Традиционно величина КИН ранее была представлена в виде произведения трех коэффициентов и повсеместно широко использовалась и используется основное выражение для Кн0 вида:

К„0 = Ki • К2 • К3 , доли ед. (2.1) где

Ki — коэффициент охвата процессом вытеснения (коэффициент сетки), доли ед.; Кг - коэффициент вытеснения нефти вытесняющим агентом, доли ед.; Кз — коэффициент использования подвижных запасов нефти (коэффициент заводнения), доли ед.

Основные исходные данные характеризовали следующие параметры:

1. параметры продуктивных пластов, характеризующие их коллекторские свойства: (прерывистость, послойную и зональную неоднородность рисунок 2.1);

2. параметры, характеризующие пластовые жидкости;

3. параметры, характеризующие добывные возможности скважин и залежи в целом;

717

580 580

Примеры зональньо^послойных нсоднородностей основных параметров пластов в районе скважины 3313 Дбдрахмановской площади Ромашкннского месторождения.

Рисунок 2.1.

4. нормативы затрат, определяющие предельные значения толщин в зонах размещения проектных скважин и обводненности продукции, при которых скважины отключаются из эксплуатации.

Обозначения исходных данных и их единицы измерения широко используемые в исследовательских институтах приведены в таблице 2.1.

Таким образом, согласно данным таблицы 2.1 видим, что коэффициент нефтеотдачи характеризуется более чем 50 параметрами, 43 из которых приведены ниже.

В методике, например, ТатНИПИнефть предполагаются неизменными свойства пластовых жидкостей, характеристики коллекторов и полей давления. Однако, как будет показано ниже, есть параметры пласта и параметры пластовых жидкостей, которые зависят от многих факторов и изменяются в процессе разработки, занимая разные веса в параметре коэффициента нефтеотдачи. Отметим некоторые основные параметры, используемые в дальнейшем для характеристики нефтевытеснения, прежде всего свойства коллектора.

Зональная неоднородность — V32 . Количественно характеризует неоднородность скважин по продуктивности. Квадрат коэффициента вариации зональной неоднородности пласта определяется по формуле: п

2Ж i у-1, долиед. (2.2) пи V. / где r|i — коэффициент продуктивности i-ой скважины, т/сут/МПа; пн - количество скважин, по которым определен коэффициент продуктивности, шт.

При недостаточном количестве определений коэффициента продуктивности зональную неоднородность многие авторы предлагают определять по начальным дебитам нефти скважин или по гидропроводности объекта в скважинах, определенной поГИС [31,88].

Послойная неоднородность — Vi2 . Количественно характеризует неоднородность пластов по проницаемости. Рассмотрим этот параметр более подробно, так как он является определяющим для оценки эффективности коэффициента вытеснениянефти водой.

Последовательность расчета следующая:

- определяется послойная неоднородность пласта по i-ой скважине:

V? =

7i)

Л ср)

-1 = п.

2>.

1-1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании анализа и обобщения экспериментальных и аналитических исследований эффективности вытеснения нефти водой по месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири выполненный объем работ позволяет сформулировать следующие основные выводы и рекомендации.

6. Разработана методика построения карт начальных подвижных запасов и недренируемых подвижных запасов при вытеснении нефти закачкой воды, совмещение которой путем наложения на карту коэффициента результирующей неоднородности коллектора, разделенных на группы, указывает на участки не вырабатываемые или слабовырабатываемые заводнением для предпочтительного применения МУН.

7. Предложена методика выбора потокоотклоняющих технологий на базе закачки вязкодисперсных составов (ВДС) для интенсификации выработки слабодренируемых или не вырабатываемых участков с индексом доходности 2.3-2.4.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Астахова, Анфиса Наильевна, Уфа

1. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение отложений при добыче обводненной нефти./Уфа. Башк.кн.из-во, 1987.-168 с.

2. Андреев В.Е. Комплексное геолого-техническое и технико-экономическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи J Диссер. на соиск. уч.степени докт.техн.наук, Тюмень, 1998.-341 с.

3. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Нугайбеков А.Г., Федоров К.М. и др. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах. Учебное пособие. Изд-во УГНТУ-Уфа, 1997.- 137 с.

4. Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизолирующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях / Докторская диссертация. М.:ВНИИ им. акад. А.П.Крылова, 1994.

5. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.:Недра., 1982.- 407 с.

6. Анализ остаточных запасов и выработка рекомендаций по повышению конечной нефтеотдачи Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения. (Договор № А-7.2-91/99// Фонды ТатНИПИнефть.-Бугульма.-2000.-358 с.

7. Азаматов В.И., Глумов И.Ф. Коэффициент вытеснения нефти водой в условиях Ромашкинского месторождения / Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта// Тр.ТатННН. -1964.-Вып.У1.-С.273-281.

8. Амирханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ.-1980.-48 с.

9. Астахова А.Н. О технологической эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№

10. Астахова А.Н. Исследование влияния особенностей геологического строения и состояния разработки участков на эффективность применения потокоотклоняющих технологий. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№

11. Бабалян Г.А., Комаров B.JL, Морозов Р.Б. О формах связанной воды в нефтяном коллекторе //Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности.-М.:«Гостоптехиздат».-1963.-С.187-194.

12. Баишев Б.Т. О задачах, причинах и методах регулирования процесса разработки нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой / Сборник: Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М.:Наука.-1976.-С.7-14.

13. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений.-М.:«Недра», 1978.-178с.

14. Баймухаметов К.С. и др. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения.-Уфа:«Китап», 1993.-280с.

15. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана.- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.-424 с.

16. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.С., Лозин Е.В. и др. Сравнительный анализ разработки нефтяных месторождений Башкортостана//Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения.-М.:ВНИИОЭНГ.-1996.-С. 104-116.

17. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Исхаков И.А., Лозин Е.В., Родионов В.П. Проектирование и практика разработки нефтяных месторождений Башкортостана / Проектирование и разработка нефтяных месторождений.-М.:ВНИИОЭНГ.-1999.-С. 142-197.

18. Буторин О.И., Петрякова Н.Н. Временное методическое руководство по обоснованию коэффициента нефтеотдачи нефтяных месторождений терригенных отложений девона Татарии. Бугульма, ТатНИПИнефть.- 1980.-32 с.

19. Буторин О.И. Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению зависимости применения газового и водогазового воздействия на пласты. НТЖ « Нефтепромысловое дело».- 1995, № 8-10.-С.54-59.

20. Березин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хоз-во.- 1990.- № 7. — С.27-29.

21. Блинов С.А. Молекулярно-поверхностные явления в поровом пространстве нефтяных коллекторов и их влияние на фильтрационно-емкостные и физико-химические свойства. Диссертация на соискание учен. степ. к.т.н.-Уфа, 1999.-146с.

22. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М.: Высшая школа.-1990.-544 с.

23. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента.-М. :ВНИИОЭНГ, 2000.-252с.

24. Булыгин Д.В., Булыгин В .Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.:Недра. 1996.-382 с.

25. Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдтнов Н.И.и др. Анализ влияния на степень выработки участков Абдрахмановской площади параметров пласта и системы разработки. М.ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2004, № 3.-С.9-16.

26. Волков Е.А. Численные методы: Уч.пособие для вузов.-М.:«Наука», 1987.-248с.

27. Владимиров И.В., Астахова А.Н., Салихов М.М. и др. Метод уточнения фильтрационных характеристик пластов для выбора участков МУН. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№

28. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хоз-во.- 1972.- № 1. — С.44-48.

29. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов А.В. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида // Нефтяное хоз-во.- 1996.- № 2. — С.32-35.

30. Гильманова Р.Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ. М.:ВНИИОЭНГ.-2002.-168 с.

31. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.-М.:«Недра», 1982.-234с.

32. Главные компоненты временных рядов: метод "Гусеница". / под редакцией Данилова Д.Л., Жиглявского А.А. СПб.: Изд-во СПб ГУ, 1997.- 307 с.

33. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений.-М.:«Недра», 1981.-237с.

34. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Газовое заводнение — радикальное средство значительного увеличения нефтеотдачи пластов. М.:ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2003, № 7.-С.22-25.

35. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. Применение полимеров в добыче нефти. М.: Недра, 1978.-213 с.

36. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных.-М.:«Недра», 1966.-205с.

37. Дерягин Б.В. Поверхностные силы в тонких пленках и дисперсных системах.-М. .«Наука», 1972.-209с.

38. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов.-М.:«Недра», 1984.-208с.

39. Дюк В., Самойленко A. Data.Mining. Учебный курс. СПб: Питер.-2001.- 366 с.

40. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Халимов Р.Х. Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство. № 8.-2001 .-С.27-29.

41. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: изд. "Грааль" 2001. -303 с.

42. Золоев О.Т. Оценка влияния вещественного состава пород на эффективность вытеснения нефти водой // Усовершенствование методов изучения месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов. М.:«Недра».-1982.-С.35-41.

43. Ибатуллин P.P. Исследование особенностей процесса вытеснения нефти при применении композиций ПАВ // Нефтяное хоз-во.-1994.-№ 5.-С.41-44.

44. Ибатуллин P.P. Создание методов увеличения нефтеотдачи пластов с целью их применения на поздней стадии разработки месторождения заводнением (на примере нефтяных месторождений Татарстана). Дисс.на соиск.уч.степ.док.техн.наук. М.: ГАНГ.-1995.-280 е.

45. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти.-М.:«Недра», 1983.-312с.

46. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении.-М.:«Недра», 1974.-479с.

47. Кукин В.В., Соляков Ю.В. Применение водорастворимых полимеров; для повышения нефтеотдачи пластов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-44 с.

48. Лозин Е.В. и др. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий //Нефт.хоз-во.-1996.-№ 2.-С.39-41.

49. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений.- Уфа: Башкнигоиздат, 1987.-150 с.

50. Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Г., Ширгазин Р.Г. Разработка и внедрение осадкообразуюхцих технологий // Нефтяное хоз-во.- 1996.- № 2. С.39-44.

51. Лысенко В.Д. Определение эффективности мероприятий по совершенствованию разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2004, № 4.-С.4-11.

52. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.:Недра.-1993.- 312 с.

53. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.-М.:«Недра», 1977.-214с.

54. Мархасин И.Л., Гусманова Г.М. Определение адсорбции асфальтенов нефти на твердой поверхности//Тр. Союздорнии-1975.-Вып.80.-С.42-46.-(Тр. Союздорнии).

55. Математические методы и ЭВМ в поисково-разведочных работах: Учебное пособие для вузов / М.С.Арабаджи и др.-М.:«Недра», 1984.-264с.

56. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравномерность, неоднородность.-Уфа.:«Гилем», 1999.-464с.

57. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения.-М.:ВНИИОЭНГ, 1995.— Т. 1.-492с.

58. Мухаметзянов А.К., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Простое и комбинированное физико-химическое циклическое заводнение. //Нефтяное хозяйство.- № 9.- 1984. С.23-27.

59. Мухаметшин В.Ш. Группирование нефтяных залежей и его использование для повышения эффективности разработки месторождений//Геология нефти и газа.-1989.-№ 11.-С.22-25.

60. Об экономической эффективности применения осадкообразующих реагентов для регулирования процесса добычи нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1994 / Нефтегазовая геология и геофизика- № 2. С.17-21// Алмаев Р.Х., Шакиров М.Т.

61. Обоснование петрофизических зависимостей для литотипов коллекторов / Орлинский Б.М., Брызгалов К.М., Бурикова Т.В.//Сборник докладов Российско-китайского сипмозиума по промысловой геофизике «Уфа-2000».-2000.-С.152-158.

62. Оценка текущих запасов нефти многопластовых объектов разработки / Дворкин В.И., Орлинский Б.М.//Сборник докладов Российско-Китайского сипмозиума по промысловой геофизике «Уфа-2000».-2000.-С.77-91.

63. Патент РФ № 2184216. С2 7 Е 21 В 43/16 Способ разработки нефтяной залежи / Ибрагимов Н.Г., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Халиуллин Ф.Ф., Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И. Б.И. № 18.-2002.

64. Патент РФ № 2189438. С1 7 Е 21 В 43/16 Способ разработки нефтяного месторождения / Нурмухаметов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Тазиев М.З., Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Халиуллин Ф.Ф. Б.И. № 26.-2002.

65. Построение карт остаточных нефтенасьпценных толщин и их использование для оптимального размещения проектных скважин / Гарифуллин А.Ш., Коваль И.В.//У фа:БашНИПИнефть.-1991 .-Вып. 83 .-С.28-68.-(Тр.БашНИПИнефти).

66. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томахТПод редакцией Н.И.Хисамутдинова, Г.З.Ибрагимова. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- т.1 240 е., т.И - 272 е., т. III - 149 е., т. IV -263 с.

67. Результаты математического моделирования процесса разработки сильнонеоднородного нефтяного пласта (на примере пласта ЮК'ю Таллинской площади) / Баишев Б.Т., Блох С.С., Луценко В.В.//С6. научн. тр. ВНИИнефти.-1991.-Вып.11.-С.89-95.

68. Руководство по проектированию и применению технологии разработки нефтяных месторождений на базе замкнутого нестационарного заводнения. Рук. Батурин Ю.Е., Павлов Н.Е. РД 39-0148463-88. СибНИИНП, 1988.- 66 с.

69. Руководство по проектированию и применению циклического заводнения. Авторы Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Цынкова О.Э. и др. РД 39-1-72-78. ВНИИ, 1978,- 100с.

70. Сургучев МЛ. Циклическое (импульсное) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи при заводнении // Нефтяное хозяйство, 1965.- № 3.

71. Сургучев МЛ., Бочаров В.А., Гавура В.Е., Атанов Г.А. Изменение направления потоков жидкости способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении.- М.: Наука, 1977.

72. Сургучев МЛ., Горбунов А.Т., Горюнов В.А., Николаев В.А, Вашуркин А.И., Гавура В.Е. Эффективность применения циклического заводнения и метода фильтрационных потоков,- М.: ВНИИОЭНГ, 1984.

73. Сургучев M.JT., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессоры в нефтегазоносных пластах.- М.: Недра, 1984.-187 с.

74. Сургучев МЛ., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах.// Нефтяное хоз-во.- № 8.-1988.- С.31-36.

75. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.-340 с.

76. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторожде ния.-М.: ВНИИОЭНГ, 2000.-104 с.

77. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра.- 1979. -254 с.

78. Фахретдинов Р.Н. О химической стабильности НПАВ в пластовых условиях при нефтевытеснении// ДАНССО.- 1988.-№2,- С.18-20.

79. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М. и др. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. Уфа. Гилем, 1997.-106 с.

80. Хисамутдинов Н.И. Опыт создания и решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.// НТЖ Нефтепромысловое дело.М.: ВНИИОЭНГ,! 999.-№10.-С. 10-16.

81. 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.: ОАО ВНИИОЭНГ.-2001.-184 с.

82. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В. и др. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том I. Геология и разработка залежи в поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ.- 2004.- 252 с.

83. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения. — М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- Вып.21.-41 с.

84. Эффективность применения потокоотклоняющих технологий по результатам гидродинамических исследований / НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1996.- № 7.- С.32-37. // Алмаев Р.Х., Рахимкулов И., Асмоловский B.C., Плотников И.Г.

85. Юлбарисов Э.М. О повышении нефтеотдачи заводненных пластов // Нефтяное хоз-во.- 1981.- № 3. С.36-40.

86. Akima Н. Scattered-data surface fitting that has the accuracy of a cubic polynomial. TOMS 22,3 (Sep 1996) 362

87. Palagi C.L., Aziz K. The modeling of vertical and horizontal wells with Voronoi grid. // SPERE, Febr., 1994, p. 15-21.

88. В результате внедрения данных методик при разработке геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов снижение трудоемкости работ составило 82,0 тыс.руб. по заработной плате и времени разработки отчета на 546 чел/дней.

89. Научный руководитель, к.ф.-м.н.1. И.В.Владимировг. Уфа2004 год

90. Гл.технолог по разработке нефтяных месторождений, к.т.н.1. О.И.Буторин

91. Гл.технолог по геологии и геофизике, к.т.н.1. Р.Х.Гильманова

92. Гл.технолог по программному обеспечению, к.т.н.1. Р.Г.Сарваретдинов

Информация о работе

Астахова, Анфиса Наильевна
кандидата технических наук
Уфа, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы