Document 2101609
advertisement
-2- ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................................ 4 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ТЕРМИНЫ ......................................................................... 15 1. НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОИСХОДЯЩИЕ В ОБВОДЁННОЙ ЧАСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА. ............................................................................... 17 1.1. Энергетическое состояние нефтяной залежи в условиях заводнения. .........................17 1.2. Формы и виды остаточной нефти. ...................................................................................18 2.2.1 Структурообразование в объёме жидкости (нефти) ....................................................23 2.2.2 Структурирование на границе раздела “жидкость - твёрдое вещество”, “жидкость жидкость”...................................................................................................................................34 2.2.3. Влияние различных факторов на процессы перемещения остаточной нефти, восстановления и регенерации истощённой залежи .............................................................38 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1. ......................................................................................................... 44 2. ФОРМЫ И ВИДЫ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ПРОМЫТОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА. МЕХАНИЗМ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ИСТОЩЁННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ......... 46 2.1. Формы и виды остаточной нефти после прохождения фронта вытеснения. Влияние хроматографических процессов на формирование остаточной нефти ...............................50 2.2. Физико-химические и прочностные свойства структурированных сред .....................52 2.3. Подвижность остаточной нефти в динамических условиях .........................................54 2.4. Влияние давления на подвижность структурированной нефти……………………...58 2.4.1. Методика подготовки нефти………………………………………………………….60 2.4.2. Методика проведения экспериментов………………………………………………..61 2.5. Подвижность остаточной нефти в квазистатических условиях……………………...69 2.6. Механизм переформирования нефтяной залежи в условиях заводнения. ...................72 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2 .......................................................................................................... 78 3. ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ И ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ. ............................................................80 3.1. Переформирование нефтяных месторождений и пластов. ............................................80 3.2. Специальные промысловые исследования на месторождениях Башкортостана. .....109 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3. ........................................................................................................124 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА РЕГЕНЕРАЦИИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ............................................................... 126 -3- 4.1. Анализ временных остановок эксплуатационных скважин. .......................................126 4.2. Ограничение водопритока на забой добывающей скважины. ....................................160 4.3. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIнж Белебеевского нефтяного месторождения). .....................................168 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4. ........................................................................................................175 5. ТОЧНОСТЬ ПОСТРОЕНИЯ СТРУКТУРНЫХ КАРТ. СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СПЕЦИАЛЬНЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВ-Н. ..... 177 5.1. Точность построения структурных карт. ......................................................................177 5.2. Обзор существующих методов исследования местоположения ВНР в скважине. ...185 5.3. Предлагаемые способы исследования, позволяющие повысить точность оценки местоположения ВНР. ............................................................................................................190 5.4. Приблизительная оценка скорости накопления остаточной нефти в стволе остановленной предельно обводнённой скважины. ............................................................199 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 5. ....................................................................................................... 204 6. ПРАКТИЧЕСКИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ УЧЁТА ВЛИЯНИЯ ГРАВИТАЦИОННОГО ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. . 206 6.1. Взаиморасположение добывающих и нагнетательных скважин с учётом характера залегания продуктивного пласта. ..........................................................................................206 6.2. Критерии применимости форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки. ..................................................................................................................221 6.3. Теоретические и лабораторные исследования влияния форсированного отбора жидкости на эффективность выработки купольных поднятий кровли продуктивного пласта .......................................................................................................................................222 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 6 .........................................................................................................232 7. КОНЦЕПЦИЯ ДОРАЗРАБОТКИ ИСТОЩЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ КИН ............................................................................................................. 234 8. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ЗАДАЧ ДЛЯ ДАЛЬНЕЙШИХ ИССЛЕДОВАНИЙ .......... 241 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ................................................................. 242 СПИСОК СОКРАШЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ ......................................... 246 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ............................................................ 248 ПРИЛОЖЕНИЯ ..................................................................................................................... 269 -4- ВВЕДЕНИЕ Актуальность проблемы. Активное внедрение заводнения на нефтяных месторождениях бывшего СССР с начала 50-х годов прошлого столетия предопределило ситуацию в нефтяной промышленности РФ на текущий момент. Подавляющее большинство крупных и средних нефтяных месторождений вступило в заключительную стадию разработки, когда средняя обводённость добываемой продукции неуклонно растет и на различных месторождениях составляет 80÷95 %. Многочисленные попытки снизить или хотя бы стабилизировать рост обводненности, как правило, не приводят к желаемому результату, а лишь ложатся дополнительным финансовым бременем на Недропользователя. Начиная с начала 70-х годов в нефтяной науке и промысловой практике появилось новое направление – заводнение нефтяных коллекторов с применением поверхностно активных веществ (ПАВ) для увеличения коэффициента вытеснения. На месторождениях Башкортостана, Татарстана и Самарской области были организованы многочисленные промышленные полигоны, на которых испытывались различные композиции и технологии применения ПАВ. Однако, испытания всех этих технологий постепенно прекратились, поскольку ни одна из них не дала сколько-нибудь значительного и объективно подтвержденного эффекта, о чем однозначно свидетельствует отказ от применения всех их без исключения в нефтедобыче России и большинства зарубежных стран. Вторым, по значимости и масштабам применения, следует упомянуть гидродинамический метод повышения нефтеотдачи, в частности форсированный отбор жидкости (ФОЖ). Метод применялся, как правило, на стадии высокой степени истощения нефтеносных коллекторов и обводнённости добываемой продукции. Как правило, кратковременный эффект в начале применения, в дальнейшем оборачивался еще большими темпами обводнения добываемой продукции, что приводило к каскадному наращиванию суммарного объема попутно добываемой воды. А это, в свою очередь, приводило к проблемам по её утилизации и увеличению нагрузки на систему внутрипромыслового транспорта продукции и систему подготовки нефти. В результате себестоимость добываемой продукции стремительно возрастала, что в конечном итоге приводило к отказу от дальнейшего применения ФОЖ. Одной из причин неудач применения ФОЖ для увеличения нефтеотдачи пластов следует признать тот факт, что -5- метод использовался для всей залежи в целом или по группе скважин на выделенном участке, без учета условий существования и локализации остаточной нефти. Не учитывалось так же взаимоположение добывающих и нагнетательных скважин, их местоположение на структуре продуктивного коллектора. В диссертационной работе представлены основные положения, позволяющие обеспечить эффективное применение ФОЖ. Последние десятилетия для снижения обводнённости продукции скважин действующего фонда активно пропагандируются потоко-отклоняющие технологии, направленные на повышение коэффициента охвата. В продуктивный пласт предлагается закачивать различные композиции, которые, по заверению авторов технологий, избирательно будут проникать в высоко проницаемые интервалы пласта, где происходит прорыв нагнетаемой воды к добывающим скважинам, создавать в них повышенные фильтрационные сопротивления направление фильтрационных потоков в и тем самым невырабатываемые перераспределять низкопроницаемые интервалы пласта. Однако вызывает сомнение тот факт, что без обеспечения селективной обработки заданного интервала композиция не будет проникать в низко проницаемые интервалы, поскольку попадание в них кольматирующего материала резко снижает и без того их низкую проницаемость. С другой стороны, высока вероятность того, что вытесняющий агент обойдет локально созданную область с повышенным фильтрационным сопротивлением и далее устремится по тем же ранее уже промытым каналам фильтрации. В этом случае объем вовлеченной в процесс фильтрации нефти будет невелик и поэтому технологический эффект достаточно быстро будет сведен к нулю. Наконец, применение потоко-отклоняющих технологий по своему физическому смыслу приводит к необратимому снижению фильтрационных свойств наиболее проницаемой части пласта, а это, в свою очередь, впоследствии будет только затруднять довыработку остаточных запасов нефти. Таким образом, существующие методы увеличения нефтеотдачи (МУН) не позволяют надеяться на существенное приращение значений коэффициента извлечения нефти (КИН) на заключительной стадии разработки. В связи с этим поиск метода увеличения КИН, основанный на глубоком изучении физико-химической природы процессов, протекающих в заводнённой части коллектора, основанный на принципе «не навредить» является, несомненно, важным и нужным. -6- Цель диссертационной работы. 1. Формирование систем разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения с учетом процессов, происходящих в заводнённой части продуктивного пласта, обуславливающих миграцию остаточной нефти под действием гравитационного фактора и которая образуется благодаря проявлению хроматографического эффекта на границе раздела фаз. 2. Создание концепции доразработки истощённых нефтесодержащих коллекторов обеспечивающей достижение более высокой выработки запасов нефти путем перевода нефтяного месторождения на иной энергетический уровень разработки, обеспечивающий оптимальные режимы эксплуатации скважин при сокращении энергетических и экономических затрат, повышение текущего уровня добычи нефти и снижение объемов воды во всем производственном цикле «пласт – скважина – система сбора и подготовки добываемой продукции – система ППД - пласт». Основные задачи исследования 1. Обобщить и проанализировать результаты исследований фильтрации жидкостей, аномальные свойства которых обусловлены как образованием структуры в объеме самой жидкости, так и в слоях на границе раздела фаз, с энергетической точки зрения. 2. Сформулировать и обосновать гипотезу, объясняющую механизм регенерации нефтяной залежи и локализации остаточной нефти с учетом накопленного промыслового опыта и исследований по фильтрации структурированных жидкостей, в том числе и нефти. Сопоставить величину гидродинамического градиента давления, обусловленного перепадом давления между забоями добывающей и нагнетательной скважин, с величиной гравитационного градиента давления, возникающего в заводнённой части коллектора на границе раздела фаз «вытесняющий агент – остаточная нефть» на заключительной стадии разработки. 3. Изучить влияние величины постоянного во времени (пластового) давления на прочностные характеристики структурированной нефти при её фильтрации. 4. Проанализировать промысловый опыт по вводу в повторную эксплуатацию длительно простаивающих нефтяных месторождений после их расконсервации. Сравнить эксплуатационные характеристики добывающих скважин до и после -7- временного простоя, дать объяснение причин изменения обводнённости добываемой продукции. 5. Оценить эффективность выработки запасов нефти по скважинам в зависимости от несовершенства по степени вскрытия продуктивного пласта с обширной водонефтяной зоной (ВНЗ), в условиях отсутствия гидродинамического экрана между нефтяной и водоносной частями (контактные запасы). 6. Оценить корректность представлений о характере залегания кровли продуктивного коллектора с позиции выделения локальных антиклиналей, высота которых сопоставима со средней толщиной продуктивного пласта. Разработать критерии взаиморасположения нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от наклона продуктивного пласта с целью увеличения выработки запасов нефти. 7. Обосновать величину отбора продукции скважины для ее дальнейшей безводной эксплуатации. Разработать методику поэтапного снижения энергетической нагрузки на пласт, путем постепенного снижения объемов добычи и закачки вытесняющего агента. 8. Разработать технологию снижения обводнённости добываемой продукции в скважинах, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт в разрезе, обеспечив условия притока нефти из пропластков низкой проницаемости.. 9. Разработать надежный алгоритм и количественный критерий для ФОЖ в скважинах с целью выноса скопления нефти из купольных поднятий, высота которых соизмерима с толщиной пласта. 10. На основе решения поставленных задач разработать стратегию доразработки истощенной нефтяной залежи с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) при снижении операционных затрат на добычу нефти без значительных капитальных вложений. Методы исследования Решение поставленных задач базируется на: анализе ранее полученных результатах теоретических и лабораторных исследований отечественных и зарубежных авторов по вопросам фильтрации структурированных жидкостей, аномальные свойства которых обусловлены как образованием структуры в объеме самой жидкости, так и в слоях на границе раздела фаз; проведении собственных лабораторных исследований, моделирующих фильтрацию структурированной нефти в различных термобарических -8- условиях; использовании современных методов анализа состояния разработки изучаемого объекта и обработки статистической информации о его истории; математическом моделировании процесса фильтрации жидкостей в неоднородных по толщине коллекторах с последующей экспериментальной проверкой полученных результатов; анализе и обобщении промыслового опыта с позиции выдвигаемой гипотезы о процессах аккумуляции остаточной нефти. Научная новизна 1. Уточнён механизм переформирования истощенной нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения, заключающийся в миграции остаточной нефти в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления. Следствие этого процесса - аккумуляция структурированной нефти в прикровельной части коллектора и перемещение её вдоль кровли в направлении естественного восстания пласта с образованием «компактной залежи». Выявлена закономерность структурно – механических свойств нефти в объеме и ее слоев на межфазных границах «жидкость - жидкость» и «жидкость – твердая поверхность» от изменения пластового давления. 2. Разработан метод уточнения структурных построений кровли продуктивного пласта на базе проведения специальных промысловых исследований. Предложены критерии взаимной расстановки нагнетательных и добывающих скважин, основанные на учете структуры кровли продуктивного пласта, в соответствии с которыми нагнетательные скважины располагаются ниже добывающих относительно кровли, добывающие – на купольных поднятиях кровли пласта, где локализуются остаточные запасы нефти. 3. Разработана методология установления нормы отбора нефти в высокообводнённой скважине (более 96 ÷ 98%) с учетом ее дальнейшей безводной эксплуатации, основанная на результатах специальных промысловых исследований по определению скорости притока остаточной нефти к забою добывающей скважины. 4. Разработаны методические подходы к поэтапному снижению энергетической нагрузки на продуктивный пласт путём постепенного снижения объёмов добычи попутно добываемой воды и закачки вытесняющего агента с переводом части скважин на безводный режим эксплуатации. Обоснована необходимость вскрытия всей толщины продуктивного пласта в условиях разработки пласта осложнённого -9- контактными запасами. Предложены условия, позволяющие снизить обводнённость добываемой продукции в скважинах, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт. 5. Обоснован принцип и критерий применения ФОЖ на локальных участках пласта, характеризующихся мини-антиклиналью кровли не вскрытой скважиной, при условии превышения существующего градиента давления на заданную величину. 6. Выдвинута концепция доразработки нефтяной залежи в условиях заводнения, включающая в себя комплекс научно-технических решений: - регулирование интервалов перфорации пласта с учетом расположения скважин в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) и ВНЗ; - постепенное снижение объёмов добычи попутно добываемой воды и закачки вытесняющего агента с переводом части скважин на безводный режим эксплуатации; - применение специальных промысловых исследований в высокообводнённых скважинах для обоснования возможности добычи безводной продукции; - снижение обводнённости продукции на действующем фонде скважин путем применения специальной компоновки внутрискважинного оборудования; - регулирование фильтрационных потоков изменением взаимной расстановки добывающих и нагнетательных скважин; - обоснование условий применения ФОЖ. Основные защищаемые научные положения: 1. Гипотеза механизма регенерации нефтяной залежи после прохождения по продуктивному пласту фронта вытеснения. Влияние гравитационного градиента давления (как преобладающей причины) на процесс аккумуляции остаточной нефти в локальных антиклиналях кровли нефтеносного пласта. Зависимость структурно – механических свойств нефти в объеме и ее слоев на межфазных границах «жидкость жидкость» и «жидкость – твердая поверхность» от изменения пластового давления. 2. Метод уточнения структурных построений кровли продуктивного пласта на базе проведения взаиморасположения специальных нагнетательных промысловых и добывающих исследований. скважин, Критерии относительно естественного наклона продуктивного пласта для увеличения выработки запасов нефти. -10- 3. Методология определения дебита высоко обводнённой скважины, с целью ее дальнейшей безводной эксплуатации на основе результатов специальных промысловых исследований по определению скорости притока остаточной нефти на забой. 4. Методические подходы к поэтапному снижению энергетической нагрузки на пласт, за счет постепенного снижения объемов добычи и закачки вытесняющего агента и перевода части скважин на безводный режим эксплуатации. Целесообразность вскрытия всей толщины продуктивной части разреза в условиях разработки пласта с обширной водонефтяной зоной (ВНЗ), осложнённого контактными запасами. Условия снижения обводнённости добываемой продукции скважин, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт. 5. Принцип и количественный критерий для установления форсированного отбора жидкости из скважины с целью выноса скоплений нефти из купольных поднятий, высота которых соизмерима с толщиной пласта. 6. Стратегия доразработки истощенной нефтяной залежи с целью увеличения КИН при снижении операционных затрат на добычу нефти, без значительных капитальных вложений. Теоретическая значимость работы заключается в уточнении механизма переформирования истощенной нефтяной залежи на заключительной стадии в условиях искусственного заводнения. Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена с использованием качественной геолого – промысловой информации и современных методик ее обработки, совпадением результатов теоретических и лабораторных исследований с фактическими данными разработки многих месторождений РФ и СНГ, многообъемной и качественной базой выборки, непосредственным участием соискателя в получении исходных данных, научных экпериментах и промысловых исследованиях. Практическая ценность и реализация результатов работы 1. внедрении Результаты диссертационной работы использованы при планировании и комплекса Нижневартовского геолого-технических региона мероприятий (Орехово-Ермаковское нефтяное на месторождениях месторождение) Башкортостана (Саузбашевское, Гордеевское, Белебеевское нефтяные месторождения). и -11- 2. Предложенные подходы к разработке истощенных нефтяных коллекторов учтены при составлении проектно-технологических документов на разработку ОреховоЕрмаковского, Саузбашевского, Гордеевского, Белебеевского нефтяных месторождений. 3. Теоретические и практические результаты диссертационной работы используются при выполнении курсовых и дипломных проектов, а так же при чтении лекций для студентов УГНТУ направления 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Личный вклад автора. В основу диссертации положены исследования, выполненные лично автором: в период 1991 – 1995 гг. ФГБОУ ВПО УГНТУ, 1995 – 2007 гг. ЗАО «УфаНИПИнефть», 2007 – 2014 гг. ЗАО «СТЭМ». Автором проведены: лабораторные исследования течения и фильтрации аномально – вязких нефтей в капилляре при различных давлениях и кернах терригенных и карбонатных пород, теоретические и лабораторные исследования условий выноса нефти из купольных поднятий применением ФОЖ, лабораторные исследования миграции структурированной нефти под действием гравитационного градиента давления, интерпретация и обработка промысловых исследований по определению скорости накопления нефти в стволе скважин, детальный анализ разработки Белебеевского, Гордеевского и Орехо-Ермаковского нефтяных месторождений, сопоставительный анализ разработки пяти нефтяных месторождений РБ до и после их временной консервации. Основные результаты, представленные в работе и имеющие научную, теоретическую и практическую ценность, получены лично автором: уточнён механизм регенерации истощенной нефтяной залежи в процессе ее заводнения, выявлено, что преобладающей причиной аккумуляции остаточной нефти в локальных антиклиналях кровли нефтеносного пласта является гравитационный градиента давления, установлена взаимосвязь между структурно – механическими свойствами нефти и изменением пластового давления, предложен метод уточнения структурных построений кровли продуктивного пласта на базе проведения специальных промысловых исследований, выработаны критерии взаиморасположения нагнетательных и добывающих скважин с учетом изменчивости кровли продуктивного пласта, предложена методология определения дебита высоко обводнённой скважины, с целью ее дальнейшей безводной -12- эксплуатации, разработаны подходы к поэтапному снижению энергетической нагрузки на пласт, показана целесообразность вскрытия всей мощности продуктивной части разреза в условиях разработки пласта с обширной ВНЗ, разработан принцип и количественный критерий для установления форсированного отбора жидкости, разработана стратегия доразработки истощенной нефтяной залежи с целью увеличения КИН. Апробация работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях Уфимского государственного нефтяного университета (г.Уфа, 1990, 1993-1995, 1998, 2006, 2010-2013 гг.), XX Школе-семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа (г.Уфа, 1997г.), на II научно-производственной конференция «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» (г.Самара, 1998г.), на конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Ханты-Мансийск, 2000г.), на научно-практической конференции "Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке" (г.Тюмень, 2000г.), на совместном заседании ТО ЦКР "Роснедр" по РТ и научного совета по геологии и разработке АН РТ «Совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений» (г.Казань, 2007г.), на расширенном заседании по УВС РФ "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в четвёртой (поздней) стадии разработки" (г. Москва, 2007г.), на международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи – приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья», посвященной 100-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука (г.Казань, 2011г.), на первой научно-практической конференции, посвящённой памяти Н.Н. Лисовского «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений» (г.Москва, 2011г.), на международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии» (г.Казань, 2013г.), на заседании Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС (г.Ижевск, 2013г.), на НТС ООО «СамараНИПИнефть» (г.Самара, 2014г.), НТС ООО «РН - УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2014 г.). -13- Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 54 научных трудах, в том числе в 1 монографии и 10 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Новизна основных положений диссертации защищена 10 патентами РФ. Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, восьми глав, заключения, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 219 наименования. Работа изложена на 268 страницах машинописного текста, содержит 108 рисунков и 44 таблицы. Автор выражает свою признательность и глубокое уважение ныне покойному научному наставнику профессору Николаю Николаевичу Репину, совместно с которым были определены основные направления научных исследований, а также цели и задачи диссертационной работы. Автор благодарит сотрудников кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского Государственного Нефтяного Технического Университета за помощь и критические замечания, которые позволили улучшить и завершить работу. Свою признательность автор выражает сотрудникам ЗАО «Системные Технологии Эксплуатации Месторождений» Князевой Е.В., Костенко И.В. и Кутукову Н.С. за помощь при обработке и осмыслении фактического промыслового материала, а так же в оформлении диссертационной работы. Особую благодарность, автор выражает своему научному консультанту д.т.н., профессору Ю.В. Зейгману за поддержку и ценные критические замечания, которые позволили довести работу до логического завершения. Представленная проведённых диссертационная исследований и работа опирается на является продолжением основополагающие ранее труды в нефтепромысловом деле таких известных учёных: Ю.Е. Батурина, М.М. Глоговского, Ш.К. Гиматудинова, Г.Л. Говоровой, В.Е. Губина, В.В. Девликамова, П. Джонса, Ф.И. Котяхова, А.П. Крылова, А.К. Курбанова, М.М. Кусакова, Б.Б. Лапука, Л.С. Лейбензона, И.Л. Мархасина, М. Маскета, А.Х. Мирзаджанзаде, М.Ф. Мирчинка, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьёва, Р.Х. Муслимова, Э.Д. -14- Мухарского, И.Г. Пермякова, А.М. Пирвердяна, П.Я. Полубариновой-Кочиной, Г.Б. Пыхачёва, Н.Н. Репина, М.Д. Розенберга, М.М. Саттарова, Ф.Л. Саяхова, Б.И. Султанова, М.Л. Сургучёва, М.А., Э.М. Тимашева, М.А. Токарева, Ф.А. Требина, В.Ф. Усенко, И.А. Чарного, М.М. Швидлера, В.Н. Щелкачёва, В.И. Щурова, А.Н. Янина и ряда других исследователей. -15- ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ТЕРМИНЫ Рассмотрим некоторые ключевые понятия в теории разработки нефтяных месторождений, которые большинством специалистов трактуются однозначно, хотя имеют и иной смысл. В первую очередь это понятие системы ППД и режима разработки залежи в условиях её реализации. В большинстве своем бытует мнение, что внедрение в пласт вытесняющего агента (обратите внимание, появляется термин или понятие – «вытесняющий агент») через систему нагнетательных скважин позволяет вытеснять нефть из продуктивной толщи пласта и путем замены нефти на воду в поровом объеме поддерживать пластовое давление на уровне близком к первоначальному [26, 99]. Здесь мы сталкиваемся с целым комплексом проблем, которые безуспешно пытаемся решить уже многие годы. К основной, на наш взгляд, можно отнести следующую проблему: если вытеснять нефть вытесняющим агентом, то каким образом повысить эффективность этого процесса? Появляется термин коэффициент охвата и все усилия специалистов направляются на повышение этого коэффициента, поскольку от его величины зависит конечная нефтеотдача. Заметим, что процесс вытеснения, как правило, стремятся сделать фронтальным, что, вообще говоря, практически невозможно осуществить на практике. Надо сказать, что термин коэффициент охвата имеет достаточно условное или если хотите туманное определение и в практике проектирования разработки нефтяных месторождений, несмотря на обилие эмпирических зависимостей, определяется обратным счётом через накопленную нефть, полученную по результатам расчётов на гидродинамической модели. Таким образом, обыкновенная понятийная подмена поддержание пластового давления на вытеснение нефти с помощью вытесняющего агента смещает всю стратегию разработки месторождения на выработку мероприятий, которые в конечном итоге приводят к тому, что разработка на заключительной стадии становится не рентабельной. При этом от 40 до 90 % геологических запасов нефти остаётся не извлечёнными из пластов. Поэтому нами предлагается вернуться к первоначально смыслу системы ППД, а именно как методу воздействия на нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления на заданном уровне, что позволит по иному взглянуть на процесс разработки нефтяного месторождения. -16- Второй термин - заключительная стадия разработки. Как правило, этот термин применяют для всей залежи по интегральной характеристике обводнения и увязывают с коэффициентом использования или со степенью выработки извлекаемых запасов [82]. Считается, что к последней стадии относится период разработки, когда средняя обводнённость добываемой продукции превышает 90 %, а выработка от НИЗ больше 80%. Здесь, пожалуй, и стоит внести комментарии, поскольку средняя обводнённость залежи складывается из динамики обводнения каждой скважины, то интегральная обводнённость характеризует лишь процесс обводнения заводняемой части пласта и не отражает физической сущности процессов происходящих в пласте, а ведь от понимания процессов протекающих в пласте и будет зависеть стратегия разработки. Дело в том, что заключительной стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения, который затрагивает только тот объём пласта, где это произошло. По мере распространения фронта вытесняющего агента в глубь продуктивного пласта будет происходить увеличение объёма пласта, для которого наступает заключительная стадия разработки, а значит и все физические процессы, характерные для этой стадии разработки, которые будут рассмотрены ниже. Понимание смысла заключительной стадии разработки именно в этом контексте позволяет нам обратиться к следующему ключевому моменту в разработке нефтяного месторождения. Любая разрабатываемая нефтяная залежь - это динамическая система [84], которая претерпевает необратимые изменения в процессе извлечения из нее пластовых флюидов. Однако, после внедрения системы ППД, по сути, происходит одинаковое воздействие на залежь вне зависимости от состояния этой системы. Как результат, на не адекватное воздействие вызывает постепенное и неуклонное снижение эффективности системы ППД, однако вплоть до наступления нерентабельной добычи воздействие не меняется. Возникает вопрос - почему? Исходя из выше изложенного, нами предлагается альтернативный подход к разработке нефтяного месторождения, базирующийся на понимании физических процессов, происходящих в пласте после внедрения в продуктивный нефтяной пласт сторонней воды. -17- 1. НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОИСХОДЯЩИЕ В ОБВОДЁННОЙ ЧАСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА. 1.1. Энергетическое состояние нефтяной залежи в условиях заводнения. Первоначально, т.е. до момента начала разработки, нефтяная залежь представляет собой резервуар, в котором скопились углеводородные соединения различного состава, остаточная вода. Поверхность поровых каналов резервуара представлена различным минералогическим составом. В системе достигнуто определённое равновесное состояние между газом, нефтью, водой и породообразующими минералами. Кроме того, в системе имеется избыточная энергия, определяемая величиной пластового давления (Рпл) и упругостью системы, которая не имеет пути реализации. При искусственном вмешательстве в систему, т.е. с началом отбора нефти из продуктивного пласта, начинается необратимый процесс трансформации внутрипластовой энергии. Для поддержания определённого запаса внутрипластовой энергии и тем самым обеспечения максимально возможных темпов отбора углеводородного сырья, через систему нагнетательных скважин под избыточным давлением, в продуктивные пласты закачивается вода. В результате в пластовой системе появляется ещё один агент – водная фаза, которая находится в свободном состоянии и оказывает своё воздействие на изначально присутствующие пластовые флюиды. Следует подчеркнуть, что область влияния вытесняющего агента на так называемую подвижную нефть увеличивается по мере освоения системы ППД и в последующем, достигая своего максимума, стремится к минимальной величине после прорыва фронта вытеснения на забои эксплутационных скважин. Тогда как объёмное влияние вытесняющего агента на так называемую остаточную нефть в процессе разработки месторождения всё время увеличивается и достигает своего максимума в тот момент, когда вся подвижная нефть практически вытеснена водой. При этом возникает система (остаточная нефть и вытесняющий агент в поровом пространстве), обладающая запасом потенциальной энергии, реализуемой в процессах регенерации нефтяного месторождения под действием гравитационных сил. -18- 1.2. Формы и виды остаточной нефти. Нефть, по гетерополярной своему фракционному жидкостью. В составу, зависимости является от многокомпонентной весового содержания высокомолекулярных соединений (асфальтены, смолы, парафины) и термобарических условий фильтрации нефть может иметь те или иные гидродинамические и прочностные свойства это значит, что между подвижной и остаточной нефтью может быть существенная разница как по химическому составу, так и по физико-химическим свойствам. При определённых условиях течения нефти могут наблюдаться аномалии. Под ней понимают отклонение от известных и, как правило, общепринятых закономерностей: от линейных законов однофазной фильтрации (Дарси), однофазного течения в единичном канале (Хагена Пуазейля) и т.п. Экспериментальный материал, полученный в предыдущие годы, позволяет говорить о том, что появление аномалий при течении жидкостей объясняется наличием или образованием некой структуры. Структура1 в жидкости может иметь место как на границе раздела “жидкость - твёрдое вещество”, “жидкость - жидкость”, так и в самой жидкости. Природа или первопричина образования структуры в объёме и на границах раздела энергетическая, но следствия проявления этого процесса множественные. Основой образования структуры в гетерополярной жидкости являются адсорбционные или хроматографические процессы. Хроматографические явления это проявление избирательной сорбции, которая имеет место между активными центрами твёрдой поверхности и наиболее активными молекулами многокомпонентной жидкости при их непосредственном контакте как в статических, так и в динамических условиях. В результате течения смеси2 (взаиморастворимых компонентов) в условиях контакта с твердой поверхностью происходит сорбционное разделение определённых компонентов (молекул) из жидкости на поверхности твёрдой подложки. Это явление положено в основу физико-химического метода разделения и анализа смесей. Метод разработан в 1903 г. М. Цветом [8], который показал, что при пропускании смеси растительных пигментов через слой бесцветного сорбента индивидуальные вещества располагаются в виде отдельных окрашенных зон. 1 Под структурой понимается любое упорядоченное взаиморасположение молекул жидкости внутри самой жидкости. 2 Элюэнт -19- Возникновение этих явлений как на границе раздела двух сред, так и в самой жидкости, обусловлено межмолекулярным взаимодействием между сродственными 3 молекулами этих сред или между сродственными молекулами в самой жидкости [10]. При контакте двух не смешиваемых между собой сред, между отдельными молекулами одной среды возникают и устанавливаются межмолекулярные связи с отдельными молекулами другой среды. В результате возникновения этих связей выделяется или поглощается энергия, которая либо рассеивается в окружающую среду в виде тепла, либо увеличивает теплоёмкость системы, благодаря чему происходит упорядочивание молекул, достигается устойчивое взаимодействие и образуются адсорбционные слои: Е С Т , (1.1) где - изменение энергии системы; С - изменение теплоёмкости в результате образования молекулярных ассоциатов; - изменение температуры системы. Эти процессы протекают по принципу, что каждая физическая система стремится к высвобождению "лишней" энергии и занимает более устойчивое положение при данных термобарических условиях. Для более подробного объяснения природы хроматографических процессов обратимся к работе [144]. В ней автор, для объяснения механизма протекания физических процессов, вводит понятие когезионных и адгезионных сил. Рассмотрим рис. 1.1, который позволит разобраться в механизме процессов образования и миграции остаточной нефти. Под когезионными силами К понимают силы взаимодействия однородных молекул между собой, а под адгезионными А понимают силы взаимодействия разнородных молекул. Обе эти силы имеют природу межмолекулярного взаимодействия. Косвенная связь между адгезионными, когезионными силами и коэффициентом поверхностного натяжения представлена на рис. 1.1. Если существует равенство адгезионных и когезионных сил, то молекулы вещества в граничном слое не будут находиться в напряжённом состоянии и, следовательно, = 0. При этом поле адгезионных и когезионных сил делится этой прямой на две области. Если в выбранных координатах построить изолинии для , то 3 Понятие употребляется в работах Г.Я. Вант-Гоффа -20- получим прямые, поскольку считаем пропорциональным балансу адгезионных и когезионных сил: K A const , (1.2) На рис. 1.1 эти прямые нанесены пунктирными линиями. Очевидно, что точки, лежащие на горизонтальной оси, отвечают случаю, когда А=0 или, иными словами, случаю среда - вакуум. Рисунок 1.1 – Качественная связь между когезионными, адгезионными силами и коэффициентом поверхностного натяжения. Величина когезионных сил может служить критерием оценки агрегативного состояния вещества: газ, жидкость, твёрдое тело. Поэтому на горизонтальной оси условно выделены области существования жидких и твёрдых сред. Газ не обладает сколько-нибудь существенным значением когезионных сил и, следовательно, область существования газовых сред по горизонтальной оси стягивается в малую область у начала координат. Если в качестве физического критерия границы раздела принять полученный запас энергии, отнесённый к единице площади, и этот параметр (коэффициент поверхностного натяжения) зависит только от физико-химических свойств среды и условий её существования (давления и температуры), то представить его можно как: -21- P V / S , где (1.3) P - наименьшее давление в системе; V - объём системы; S - сформированная площадь границы раздела. Из приведённой зависимости следует, что при постоянном значении существует множество сочетаний P, V, S. Но, если геометрическая форма границы раздела конкретна, то однозначно и выражение V/S, следовательно, и однозначно значение P. Причём наименьшей поверхности границы раздела при заданном объёме отвечает и минимально возможное значение P и, как следствие значение, потенциальной энергии. Это следствие или вывод находится в полном соответствии с принципом Мопертюи, согласно которому любая система старается сохранить минимально возможный запас энергии, и такому случаю отвечает сферическая граница раздела. В тех случаях, когда при заданном объёме поверхность раздела оказывается больше сферической, давление в системе превышает минимально возможное. Из соотношения (1.3) следует, что значение может приобретать как положительное, так и отрицательное значения. Отрицательные значения по физическому смыслу, могут существовать только для сочетаний: «жидкость - твёрдое тело», «твёрдое тело - твёрдое тело», «газ - твёрдое тело» и «газ - жидкость». Причём, отрицательное значение для случая контакта «газ - жидкость» или «газ - твёрдое тело» необходимо связывать с явлением сорбции молекул газа на твёрдой или жидкой поверхностях. Объективности ради следует отметить, что знакопеременность капиллярного давления учитывается косинусом угла смачивания (cos ), но это уже случай контакта трёх сред и больше характеризует процесс избирательного смачивания. Для пояснения используем рис. 1.1. Рассмотрим несколько примеров, разграничив условиями A<K и A>K. На горизонтальной оси выберем по два типа жидкостей и твёрдых тел (точки I, II и III, IV), и совершенно произвольно - три значения адгезионных сил: А1, А2, А3. -22- При условии А1 на границе раздела для двух жидкостей (следует отметить, что, согласно закону Ньютона, величина А1 в равной степени относится как первой, так и ко второй средам) точки а1 и а2 отвечают значениям ‘ и‘‘> 0 и, следовательно, среды несмешивающиеся (взаимно нерастворимые). Общее значение коэффициента поверхностного натяжения, согласно физическому смыслу (энергия, необходимая (или высвобождаемая) при изменении границы раздела двух несмешивающихся сред на единицу площади), может быть определено суммой ‘ и‘’. Условие а1 и а3 отвечает случаю жидкость - не смачиваемая твёрдая поверхность, причем, чем выше значение К для твёрдой поверхности, тем выше положительное значение и тем меньше сродство физического строения выбранных двух сред. Увеличив термодинамически или выбором новых типов жидкостей и твёрдых тел абсолютные значения адгезионных сил (точки В1, В2, В3, В4), получим в сочетаниях В1 и В2 – взаимно нерастворимые; В1 и В3 - слои жидкости на границе с твёрдым телом (нерастворимым) подвержены действию адгезионных сил больших, чем когезионные силы в жидкости, и меньших, чем в твёрдом теле. Поскольку плотность жидкости и коэффициент динамической вязкости, да и другие физические константы зависят от сил молекулярного взаимодействия, то можно полагать, что жидкость в граничных слоях, в данном случае точки В1 и В3, приобретает аномальные свойства в сравнении со свойствами в объёме. При увеличении адгезионных сил до значений А3 интерес представляют точки С1 и С2, отвечающие случаю взаимного растворения жидкостей. Соотношение адгезионных и когезионных сил в точках D2 и D3 отвечают условиям взаимного растворения жидкости и твёрдого тела. Следует упомянуть и об эффекте, хорошо известном в области физической химии: снижение механической прочности твёрдых тел в контакте с жидкостью, обладающей большими адгезионными свойствами (в предельном случае приводящими к растворению твёрдого тела). Этот процесс довольно хорошо объясним в приведенной схеме. Дальнейшие рассуждения, критика ранее опубликованных результатов исследований и выводы будут базироваться на "энергетической" позиции. Такой подход к освещению или уточнению научно установленных фактов, продиктован отнюдь не желанием недооценить предыдущие исследования или принизить их научную ценность, -23- напротив, эти работы и исследования послужили базой для осмысления первопричин отмеченных выше явлений. Критика касается лишь настоящего состояния наших знаний о процессах и явлениях, протекающих при разработке нефтяных месторождений. 2.2.1 Структурообразование в объёме жидкости (нефти) Впервые аномалии в поведении жидких сред обнаружил в 1886 г. Шведов Ф.Н. [215, 216, 217]. Исследуя 0,5 % - ный водный раствор желатина на разработанном им приборе с коаксиальными цилиндрами, он обнаружил, что течение жидкости в зазоре начинается не сразу после приложения нагрузки, а только после того, как усилие достигнет определенной величины. Наблюдаемое поведение желатина Шведов Ф.Н. описал следующей формулой: a G T / (1.4) где а - аномальная вязкость; - предельное напряжение сдвига; G - модуль сдвига; T - время релаксации; или в преобразованном виде: p dV / dr , где - касательное напряжение; p- пластическая (1.5) вязкость, которая приравнивается произведению GT и проявляется у исследуемой жидкости в процессе течения. В 1898 г. была опубликована работа Ф.Х. Кинга [207], в которой обосновано утверждение о существовании нижнего предела применимости линейного закона фильтрации. В опытах изучалась фильтрация воды через образцы мэдисонского песчаника. В 1916 г. Бингамом [201] при изучении реологических свойств глинистых растворов и красочных пигментов в маслах на капиллярном вискозиметре замечен эффект, который наблюдал Шведов Ф.Н. В математическом выражении его описали следующим образом: dU / dr , где = 1/ - текучесть; - предельное напряжение сдвига. (1.6) -24- В последующем, для описания поведения структуропроявляющих жидкостей, эти уравнения (2.5 и 2.6) объединили в закон Шведова - Бингама, который стал записываться следующим образом: o dU / dr , (1.7) где - касательные напряжения, возникающие в относительно смещающихся слоях жидкости; о - предельное напряжение сдвига, характеризующее прочностные свойства связей в структурном каркасе исследуемой среды; - коэффициент вязкости при полностью разрушенной структуре; dU/dr - градиент скорости, направленный по слоям жидкости. Уравнение (2.7) легло в основу гидравлических расчетов у большинства исследователей, занимающихся изучением течения структуропроявляющих сред. В 1921 г. Букингем [203] опубликовал свою работу, в которой увязал зависимость расхода структурированной жидкости через капилляр с разностью давлений на концах капилляра, проинтегрировав уравнение Шведова-Бингама. Полученное выражение записано следующим образом: R 4 P 1 3 / 4 2 L y o 1 / 3 2 L y Q 8 p L R P R P 4 4 , (1.8) где Q - расход жидкости через капилляр; P - перепад давления на концах капилляра; R - радиус капилляра; p - вязкость жидкости с полностью разрушенной структурой (пластическая вязкость по Шведову); L - длина капилляра; у - предельное напряжение сдвига для данной жидкости. Мак-Миллен [209] с целью упрощения уравнения Букингема приводит его к безразмерному виду. Вейнберг Б.П. [11] в 1922 г., Рейнер М. [211] в 1927 г., Воларович М.П. [14] в 1933 г. проинтегрировали уравнение Шведова - Бингама для случая течения структурированной жидкости между соосными цилиндрами. В 1934 г. Толстой Д.М. [173] использует уравнение Шведова - Бингама для описания процесса течения смещающихся цилиндрах. сруктуропроявляющих жидкостей в продольно -25- Воларовичем М.П., Гуткиным А.М. [15] в 1946 г. интегрируется уравнение Шведова-Бингама для описания течения в щелевом капилляре, Щипановым П.К. [194] в 1949 г. - для кольцевого капилляра. Безусловно, в конце прошлого и в начале этого века, исследователи не имели представления о тех явлениях и процессах, которые известны сегодня нам. Поэтому вероятно, что если бы авторы просматривали наблюдаемые ими физические процессы с позиции преобразования и высвобождения потенциальной энергии в результате разрушения и (или) восстановления структуры в жидкости, то пришли бы к иной интерпретации экспериментов. Уравнение (2.7) является логической формулой и позволяет достаточно точно описать результаты экспериментов, но не вскрывает сущности течения структуропроявляющей жидкости. Непонятно, почему при описании динамического процесса используется величина статическая - о. Логика подсказывает, что после разрушения пространственной структуры в жидкости эта структура никаким образом не может оказывать влияния на дальнейшее движение этой жидкости, но в формуле о величина постоянная. Если учесть, что о - это есть предельное значение напряжения, сохраняющее структурные свойства среды, то при значениях > о структурированная жидкость переходит в состояние квазисуспензий, где дисперсной фазой являются объёмы жидкости с не разрушенной структурой. Если в процессах исследования создаётся условие течения, при котором > о, то связь между градиентом скорости и величиной касательных напряжений будет зависеть от дисперстности и концентрации суспензии. Этим можно объяснить то великое многообразие результатов исследований, полученных на «Реотестах» без учёта вышеотмеченных процессов. В 1925 г. В. Оствальдом [138] было предложено понятие структуры в жидкости. Предполагалось, что в покоящейся жидкости устанавливаются дополнительные межмолекулярные связи, в результате чего выделяется свободная энергия в виде тепла, которая затем рассеивается в самой жидкости, характеризуясь меньшим запасом потенциальной энергии, следовательно, является более устойчивой, чем предыдущая и достигается без вмешательства извне. Для осуществления обратного перехода необходимо сообщить жидкости количество энергии, не меньшее, чем-то, которое выделилось при формировании структуры. Энергия может быть подведена путем -26- создания градиента давления, механического перемешивания или подведения тепла. Возможен также физико-химический вариант подведения энергии (введение растворителя и т.д.). При фильтрации жидкостей через естественные образцы пород нефтяных месторождений Х. Адзуми [200] в 1937 г. обнаружил, что коэффициенты проницаемости каждого керна для всех жидкостей одинаковы, исключением является нитробензол. Автор не объяснил причин наблюдаемых процессов, а ограничился лишь констатацией факта. В 1943 г. Ф. Грюнберг и А.Х. Ниссан [205] при изучении фильтрации газов и жидкостей установили, что между коэффициентами проницаемости пористых сред для газов и жидкостей корреляция отсутствует. В 1945 г., Н. Джонстон и С.М. Берсон [206] при анализе данных по фильтрации вод различной минерализации установили, что отношение коэффициентов воздухопроницаемости различных кернов к их проницаемости для соленой воды может варьировать от 3000 до единицы. В последних двух работах [205, 206], полученные выводы объясняются тем, что, как правило, при расчёте значения проницаемости используется величина вязкости, но не понятие вязкости, которое введено И. Ньютоном для жидкости, как коэффициент, учитывающий относительную скорость смещения слоёв пропорционально прикладываемому напряжению. В газах, какие бы то ни было слои, отсутствуют по причине отличающейся структуры среды (молекулы газа не имеют постоянных межмолекулярных связей с окружающими молекулами и находятся в хаотичном постоянном движении). Поэтому определять абсолютную проницаемость по газу не корректно. В 1949 г. М. Маскетом [115] изучалась фильтрация газов и жидкостей через образцы высокопроницаемых пород. В результате исследований установлено, что коэффициент проницаемости не зависит от вида фильтрующегося флюида. Выводы, полученные Х. Адзуми [200] и М. Маскетом [115], описывают одни и те же процессы. С позиции влияния хроматографических процессов, интерпретация результатов выглядит иначе. В высокопроницаемых кернах сечение поровых каналов велико, а роль хроматографических или адсорбционных слоёв исчезающе мала из-за того, что удельная поверхность поровых каналов - величина небольшая. Поэтому -27- процесс течения будет определяться градиентами давления, создаваемыми для преодоления вязкостных сил. Значит, если исследуемые жидкости не обладают структуропроявлением в объёме, тогда наличие адсорбционных слоёв практически не влияет на фильтрацию. Сегалова Е.Е. [147], Ребиндер П.А. [137], Великовский Д.С. [12] и др. обнаружили структурные свойства у консистентных смазок. Полученные ими реологические кривые в координатах 4Q PR и отсекали на оси касательных напряжений участок, 3 R 2 L охарактеризованный ими "пределом упругости структурного каркаса смазок". Большие по величине напряжения, приводили к "ползучести" среды без разрушения структуры. Последующее увеличение касательных напряжений вызывало ломку каркаса вплоть до полного его разрушения. При исследовании фильтрации нефти через нефтеносные пески Дж.К. Грифитсом [204] в 1952 г. установлено, что нефтепроницаемость зависит скорее от минералогического состава, чем от распределения зерен по размерам. В 1953 г. М. Маскет [115] при изучении фильтрации жидкостей через образцы пород-коллекторов нефтяных месторождений заметил, что коэффициенты проницаемости многих образцов пород зависят от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости, в отличие от фильтрации в высокопроницаемых породах. Авторы работ [115, 204] пришли к выводам, которые, если их объединить, подтверждают, что причиной отмеченных особенностей являются адсорбционные слои, толщина и прочностные свойства которых зависят от вида элюента и “подложки” поровых каналов. Коэффициент проницаемости, по классическому определению, есть способность породы пропускать через себя жидкости, но если учесть, что разные жидкости с разными твёрдыми телами создают отличные по своим прочностным свойствам и толщине адсорбционные слои, то естественно, что и нормальное сечение поровых каналов будет меняться. Исходя и этого, по нашему мнению, в определение коэффициента проницаемости необходимо ввести понятие хроматографических процессов, тогда коэффициент проницаемости - это свойство пористой среды пропускать через себя жидкость в зависимости от сродства молекул жидкости и твёрдой подложки. Изучению структурных свойств нефтей посвящено много работ. Одной из первых работ являются исследования Неживенко В.Ф. [124]. Проведя эксперименты с -28- парафинистой нефтью на капиллярном вискозиметре Убеллоде и ротационном Валаровича М.Н., автор сделал вывод о существовании "аномалии" у исследуемой жидкости, выражающейся в наличии предельного напряжения сдвига, криволинейности реологической кривой и проявлении тиксотропии. При исследовании фильтрации растворов нефти в керосине через пористые несцементированные среды М.М. Кусаковым, И.М. Кошелевым и Л.И. Микеницкой [104] в 1955 г. обнаружено, что с увеличением содержания керосина в нефти до 10% коэффициент проницаемости уменьшается в два раза (от 6,0 10 14 до 3,0 1014 м 2 ). При дальнейшем увеличении содержания керосина проницаемость остается постоянной. В 1959-1972 гг. А.Х. Мирзаджанзаде и др. [118, 119, 120] проводили серию реологических исследований парафинистых нефтей в единичных каналах и образцах пористой среды. На основании экспериментального материала установлено, что исследованные нефти месторождений Азербайджана характеризуются значительным отклонением от линейных законов течения и фильтрации, а также наличием статического напряжения сдвига. Исследованиями Филатова Б.С. [179], Шадрина Л.Н. [189], Липатова В.И. [106, 107], Розенберга Г.Д. [146], Мительмана Б.И. [121] и др. обнаружены структурные свойства у глинистых растворов и промывочных жидкостей, используемых в бурении. В 1967-1975 гг. в Уфимском нефтяном институте В.В. Девликамовым и др. [33, 34, 35, 36, 37, 38] проводились реологические исследования асфальтеносодержащих нефтей в единичных капиллярах и образцах терригенных пород-коллекторов. В результате было выяснено, что реологические линии асфальтеносодержащих нефтей Башкортостана и Татарстана имеют вид кривых Оствальда в области градиентов давления 0...104 Па/м. Обнаружено наличие тиксотропного упрочнения структуры у исследованных нефтей. Позднее, в 1990 – 1997 гг. сотрудниками проблемной научно – исследовательской лаборатории при кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений проведены сопоставительные серии экспериментов по фильтрации аномально-вязких нефтей в естественных образцах породы (кернах), которые условно были разделены по минералогическому составу на терригенные и карбонатные. В результате выявлено, что процесс фильтрации аномально-вязких нефтей в песчаниках и карбонатах отличается по диапазону скоростей проявления аномалии вязкости. Отличие в скоростях, при которых фиксируется значение градиента давления предельного -29- разрушения структуры (ГДПРС) на песчаниках и карбонатах снижается по мере увеличения в нефти асфальтосмолистых компонентов, за счёт большего влияния на процесс фильтрации адсорбционных структурированных слоёв. Полное разрушение пространственной структуры нефти при фильтрации в карбонатных коллекторах происходит при скоростях фильтрации на порядок ниже, чем аналогичные процессы в терригенных коллекторах [19, 20, 21, 22, 23, 24, 48, 50]. При изучении фильтрации нефти Ромашкинского месторождения при пластовых условиях И.Е. Фоменко [181] в 1968 г. установил, что исследуемая нефть в интервале температур (10...40) 0С проявляет отклонение от линейного закона фильтрации и характеризуется наличием статического напряжения сдвига. В 1970 г. Н.С. Гудок [28] исследовала фильтрацию керосина, растворов бензола в керосине и асидола в керосине через образцы естественных песчаников. Было обнаружено, что с увеличением температуры от 20 до 130 0 С коэффициент проницаемости для керосина остается постоянным, а для полярных жидкостей возрастает. Глубокое изучение реологических свойств структуропроявляющих нефтей было проведено Алишаевым М.Г. [2], Гейманом Н.А. [25], Глумовым И.Ф. [29], Губиным В.Е. [30, 31], Гурбановым Р.С. [32], Девликамовым В.В. [33, 34, 35, 36, 37, 38], Дытюком Л.Т. [79], Ивачёвым Л.М. [83], Казубовым А.И. [88], Котеном В.Г. [94], Красновым В.В. [95], Малицким Е.А. [109], Мамедовой М.А. [110], Мирзаджанзаде А.Х. [118, 119, 120], Оруджевым В.А. [126], Репиным Н.Н.(мл.) [139, 141, 143], Репиным Н.Н. [140, 142] Султановым Б.И. [166, 167], Фоменко И.Е. [180, 181], Фроловым А.И. [182], Хабибуллиным З.А. [183, 184], Ширджановым Н. [193] и рядом других исследователей. В работах [30, 31, 22, 83, 88, 94, 126, 183, 193] исследования реологических свойств структуропроявляющих нефтей осуществлены на трубных и капиллярных установках. Общим выводом исследователей является то, что исследуемые нефти текут после того, как прикладываемое усилие достигает определенной величины, что свидетельствует о наличии в них жесткой пространственной структуры. Автор работы [33] свидетельствует о том, что структурные свойства изученных нефтей обусловлены наличием асфальтосмолистых веществ, а присутствующие парафины не оказывают действия на формирование структуры. Более того, испарение из нефти газообразных углеводородов ведет к более сильной сольватации асфальтенов и ослаблению связей -30- структуры. В работе [126] отмечается доминирующее влияние на формирование структуры парафиновых углеводородов. Количественную оценку прочностных свойств структуры автором предлагается проводить по следующим формулам: o 3 Po d 16 L R 4 P Po 8Q L (1.9) (1.10) где o - предельное напряжение сдвига; - вязкость; R – радиус капилляра; Q - расход жидкости; P - перепад давления на капилляре; Po - перепад давления, по которому определяется o; L, d - диаметр и длина капилляра. Исследованиями [88, 193] подтверждается влияние парафиновых углеводородов на формирование структуры. Причем, в [193] делается попытка энергетически оценить прочностные свойства образованной структуры, взяв за основу уравнение ШведоваБингама. В конечном варианте выражение записывается как: Eo A L S K o N o (1.11) где Ео - энергия, необходимая для разрушения структуры; А - работа, необходимая для разрушения связей; No - число кристаллических решеток в единице объема жидкости; L - длина участка трубы, на которую перемещается жидкость; S - площадь соприкосновения двух относительно смещающихся слоев жидкости. При обработке результатов экспериментов, проводившихся на Мангышлакской нефти [30], авторы предложили расчетную зависимость предельного напряжения сдвига от температуры, которая записывается как: y A 1 et ebT ebT , (1.12) где А = 173,4 кг/м2 и b = 0,13110С - эмпирические коэффициенты; t - время, отсчитываемое от нуля; - коэффициент, характеризующий тиксотропию; Т температура. На той же нефти, но на установке собственной конструкции, авторы работы [183] получили "сверх аномальный эффект", объясненный наличием структурных свойств и -31- выражающийся в изменении вязкости с увеличением градиента скорости, сначала в сторону уменьшения, затем - возрастания и снова уменьшения. Объяснение наблюдаемого процесса с позиции структуры звучит мало убедительно. Вероятно, что в данном интервале изменения скорости фильтрации имело место явление, связанное с тиксотропным упрочнением структуры. За время между замерами происходило "случайное" частичное восстановление разрушенных до этого связей, поэтому при каждом новом замере фиксировался градиент давления, необходимый для дальнейшего разрушения оставшихся связей в структуре и восстановленных связей, который естественно больше. После достижения некоторой критической скорости фильтрации тиксотропное упрочнение становилось иным, пропадал "сверх аномальный" эффект. Представляет интерес работа [32], в которой приведены результаты исследований на нефтях с большим содержанием парафино-асфальтосмолистых веществ. Результаты исследований были графически обработаны в координатах: P P R 4Q , а затем ;V 2 L R3 авторы провели апробацию на нескольких математических моделях, вводя поправочные коэффициенты с целью описания полученных реологических кривых, и сделали вывод: "... в каждом конкретном случае в зависимости от постановки рассматриваемой задачи должна быть выбрана та или другая модель". В работе [142] выдвигается гипотетический вариант течения структуропроявляющей жидкости в трубе. Предпосылкой к предложенной форме течения является то, что структурообразование идет на молекулярном уровне и прочностная характеристика связей равнозначна, т.е. каждая индивидуальная структуропроявляющая жидкость характеризуется предельным напряжением сдвига, равновеликим для всего ее объема (естественно, при сохранении прочих равных условий), но такие свойства у структурированных жидкостей в процессе исследований, не обнаружились. Поставив это утверждение под сомнение, в работе [140] авторами приводятся результаты исследований, дающие основание полагать, что в большинстве своем в структурированных жидкостях межмолекулярные связи в объеме неоднозначны по величине. Помимо этого, дальнейшие исследования показали жесткую зависимость предыстории жидкости и формы ее течения [156, 157]. -32- Широкое применение в изучении реологических свойств структуропроявляющих нефтей получили ротационные вискозиметры. Методика проведения исследований и обработка полученных результатов в большинстве своем идентичны. Разница, в основном, заключается в подборе математических зависимостей для описания полученных реологических кривых. В работе [94] приведены результаты исследований нефтей при температурах ниже температуры кристаллизации парафинов. Эксперименты были проведены с целью определения предельного напряжения сдвига в зависимости от температуры нефти, а также оценки ее тиксотропных свойств после механического разрушения структуры. Автором констатируется существование структуры и способность ее восстанавливаться, но не дается математического описания процесса. В [30, 31, 79] предлагаются формулы, описывающие наблюдаемый процесс и позволяющие рассчитывать параметры, характеризующие структурные свойства исследуемых нефтей. Так, в [31] изменение предельного напряжения сдвига в зависимости от времени нахождения жидкости в покое записывается: B T T1 o c , Tp (1.13) где с – постоянная для данной температуры; Т1 - постоянная, введенная для удовлетворения формулы физическому смыслу; Тр, В - постоянные. Воспользовавшись графической зависимостью предельного напряжения сдвига от времени при различных температурах, авторами предлагается по аналогии с формулой П.А. Филонова определить функцию о c Т : c V eut V , где V, u, V* - постоянные. В конечном счете формула (1.13) записывается так: (1.14) -33- o V e ut V T T1 T p B 1 K V e ut V S B T T1 T p , (1.15) где , - постоянные; S - не расшифрована; Т - температура; В работе [30] предлагаются формулы для определения предельного напряжения сдвига y), скорости сдвига ( S ), пластической вязкости пл): M o RB2 RH2 y R 4 h ln H RB S , (1.16) w y M RB 2 RH 2 RH ln y 4 h RB M RB2 RH2 пл 4 h w RH RB w y ln , , (1.17) (1.18) где Rн, Rв - радиусы наружного и внутреннего цилиндров; h - глубина погружения внутреннего цилиндра в жидкость; М - величина крутящего момента; Мо - то же при w = 0; w - угловая скорость внутреннего цилиндра; = 3,14; - касательное напряжение. В выводах указывается, что течение исследуемой нефти подчиняется закону Шведова-Бингама. Авторами работы [79] для обработки экспериментального материала и расчета тех же параметров предложены следующие зависимости: o M , 2 2 RB L ср 2 , 1 (1.19) (1.20) -34- C , (1.21) где о - предельное напряжение сдвига; ср - средний градиент скорости; структурная вязкость; L - длина внутреннего цилиндра; - угловая скорость вращения наружного цилиндра; = Rв/Rн; - угол закручивания проволоки; с - константа проволоки и прибора. В работе [184] автор, на основании обобщения большого количества экспериментальных данных делает вывод о том, что структурно-механические свойства в условиях, когда парафины растворены, проявляются при массовом содержании асфальтенов свыше 1% для нефтей из девонских и юрских отложений, а на залежах каменноугольных отложений - при массовой концентрации их свыше 2%. Охлаждение нефтей ниже температуры насыщения парафином не только усиливает структурномеханические свойства, но и ведет к закупорке мелких пор. Все эти факторы затрудняют фильтрацию и вытеснение нефти из менее проницаемых зон и пропластков. 2.2.2 Структурирование на границе раздела “жидкость - твёрдое вещество”, “жидкость - жидкость” Структурообразование в объеме нефти было подмечено на ряде месторождений в пластовых условиях [36, 118, 119]. Важность изучения этого вопроса определена ХI Мировым нефтяным конгрессом (Токио, 01-16 мая 1975 г.). Помимо этого структурные свойства обнаружены у слоя нефти, близлежащего к границе раздела с породообразующим материалом. Причем это относится как к обычным нефтям, так и к аномальным [5, 6, 18, 113, 114]. К заключению о существовании структурного граничного слоя (адсорбционный слой) пришли авторы исследований [46, 91, 172], обратив внимание на то, что проницаемость породы зависит от градиента давления. Объясняется это физико-химическим взаимодействием породы и насыщающей ее жидкости, основой которого являются адсорбционные и хроматографические процессы. Формирование адсорбционных слоёв протекает не только в многокомпонентных средах, но и в чистых жидкостях при контакте с чистыми твёрдыми поверхностями [39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 47, 111, 116, 212]. -35- В работах [176, 177], на основе экспериментов на опытной установке, показано, что даже химически чистая вода (H2O), образованная путём конденсации паров в тонких кварцевых капиллярах (SiO2), образует на поверхности раздела "гидрофильная поверхность-жидкость" слой, который полностью перекрывает нормальное сечение капилляра. Этот слой отличается не по химическим, а по своим физическим свойствам от той же воды, из которой получен пар. Плотность воды в слое составила 1350 1400 кг/м3, вязкость оказалась на порядок выше, изменился показатель преломления света. Подобное изменение свойств было отмечено и у ацетона. Для более подробного изучения свойств воды, находящейся в адсорбционном слое на границе раздела с твёрдой поверхностью, необходимо было получить достаточное количество такой воды. Зарубежные исследователи на конструктивно иной установке (были использованы спеченные пористые среды SiO2 с диаметром поровых каналов 40-60 ангстрем) получили достаточное количество воды для исследования её свойств в свободном объёме (исследуемая вода переводилась в пар, пар конденсировался в капиллярах и образовывались абсорбционные слои на поверхности раздела фаз, которые занимали весь свободный объём капилляров, после чего полученная вода центрифугированием извлекалась из капилляров и в результате получали необходимое для исследований количество воды в свободном объёме). И, как показали дальнейшие исследования, полученная вода не отличалась от исходной по своим физическим параметрам. Объяснить изменение физических свойств жидкости в граничных слоях, описанных в работах [176, 177], можно только с позиции наличия структуры в самой жидкости на границе с твёрдой поверхностью. Причём, наибольшее проявление этого эффекта следует ожидать в условиях, когда граничные слои полностью перекрывают нормальное сечение капилляра. При переходе в свободный объём она (жидкость в граничном слое) теряет свои аномальные свойства, поскольку исчезает возмущающее воздействие молекул твёрдой поверхности на молекулы воды. В 1977 г. опубликована работа П.А. Возного и Н.В. Чураева [13], в которой авторами был сделан вывод: структурное состояние воды в порах различного диаметра неодинаково. Структурные изменения для метилового спирта гораздо меньше, чем для воды. -36- В 1984-1987 гг. Б.В. Дерягин, Н.В. Чураев и В.М. Муллер [45], при изучении вытеснения исследуемых жидкостей азотом из тонких капилляров, отметили увеличение эффективной вязкости воды, усиливающееся с уменьшением диаметра капилляра и температуры опыта. Для четыреххлористого углерода эффект не обнаружен. Работы [13, 45] позволяют сделать вывод о том, что состояние жидкости будет зависеть от условий фильтрации. В том случае, если адгезионные силы оказываются больше когезионных сил, то это обстоятельство является необходимым и достаточным для образования адсорбционного структурированного слоя. В 1935 г. в работе Д. Фенгера, Д. Льюиса и К. Бернса [178], при изучении однофазной фильтрации воздуха, воды и попутного газа в различных пористых средах, было отмечено, что коэффициент проницаемости одних и тех же образцов пористых сред зависит от вида фильтрующегося флюида. Б.В. Дерягиным и П.А. Крыловым [43] в 1944 г. изучались аномалии при фильтрации жидкостей и растворов через жесткие узкопористые фильтры. В результате исследований удалось выяснить, что проявление аномалий фильтрации зависит от химического состава пористой среды (стекло, уголь) и присутствия в жидкости поверхностно активных веществ. Объяснения полученным результатам авторы работ не дают. При изучении фильтрации воздуха, керосина, воды и нефти через образцы естественных песчаников Ф.А. Требиным [172] в 1945 г. доказано, что наибольшие значения коэффициента проницаемости соответствуют фильтрации воздуха, наименьшее - фильтрации нефти. При фильтрации нефти отмечено затухание фильтрации. Автор не даёт объяснения отмеченному явлению, но это не противоречит образованию структурированных слоёв в результате проявления хроматографических эффектов, которые влияют на процесс фильтрации. При исследованиях свойств граничных слоев нефти методом плоскопараллельных дисков, резонансным методом, течения в стеклянных капиллярах, плоских щелях из органического стекла, фильтрации в образцах пористой среды и методом центробежного поля, И.Л. Мархасин и др. [114] доказали, что нефть образует структурированный слой на твердой поверхности. Толщина и сдвиговая прочность граничного слоя нефти зависит от ее химического состава и смачиваемости твердой поверхности. Прочность граничного слоя уменьшается по мере удаления от твердой -37- поверхности. Автор объясняет это с позиции наличия в нефти ванадиво-порфириновых комплексов, обуславливающих эти явления. Нами же доказывается, что сродство поверхности и жидкости является основой образования структурированных граничных слоёв. Кусаковым М.М., Ребиндером П.А., Зинченко К.Е., Требиным Ф.А. было установлено затухание фильтрации нефти через пористую среду вследствие образования на стенках поровых каналов адсорбционно-сольватных или граничных слоев, обладающих структурно-механическими свойствами [102, 172]. По косвенной оценке авторов [210, 213] величина граничного слоя достигает 1...2 мкм. С увеличением температуры структурные свойства и толщина граничного слоя уменьшаются [7]. По данным [90, 113] реологические свойства граничного слоя стабилизированных нефтей обусловлены структурой коагуляционного типа, обладающих тиксотропией, однако доказательства этого авторы не приводят. Течение граничного слоя может быть описано законом для упруго-вязких реологических тел. Авторы работ [139, 141, 143] проведя многочисленные экспериментальные исследования на щелевом капилляре показали, что наиболее тонкие граничные слои образуют предельные углеводороды (изооктан, вазелиновое масло), а наиболее толстые - нефть. Полярные жидкости (изопропиловый спирт, вода) в этом ряду занимают промежуточное положение. С увеличением температуры толщина граничного слоя менялась. Для нефти и вазелинового масла на металлической поверхности, толщина граничного слоя уменьшалась с увеличением температуры. Для дистиллированной воды и изопропилового спирта наблюдалась обратная картина. Причиной, подмеченного явления, по мнению авторов, могут служить изменяющееся соотношение между когезионными и адгезионными силами с изменением температуры для разных пар «жидкость - твёрдое тело». Кроме того, авторам удалось экспериментально доказать, что на первичном граничном слое может и образуется вторичный граничный слой после смены фильтрующегося агента (1 - нефть; 2 – вода фильтрующейся жидкости). Толщина граничных слоёв для исследуемых пар «жидкость - твёрдое тело» колеблется в пределах 1,0 – 4,0 мкм. -38- 2.2.3. Влияние различных факторов на процессы перемещения остаточной нефти, восстановления и регенерации истощённой залежи В физике нефтяного пласта принято разделять «доотмыв» нефти и миграцию нефти. Первое понятие, как правило, связывается с многократной промывкой продуктивного пласта вытесняющим агентом. При этом остаточная нефть перемещается к забоям эксплутационных скважин за счёт действия гидродинамического градиента давления, который возникает в результате закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбора жидкости через добывающие скважины. Термин миграция нефти обычно употребляется при рассмотрении долговременных процессов, таких как формирование нефтяной залежи. Процесс регенерации нефтяных месторождений известен, накоплен обширный банк данных, но до настоящего времени, механизм этого процесса недостаточно изучен и понятен. Следует отметить, что хроматографические процессы имеют важное значение в процессах формирования залежи. Эти процессы можно рассматривать следующим образом: пласт - это «фильтр» и при поступлении нефти из нижележащих горизонтов на поверхности порового пространства будет происходить улавливание и удержание наиболее активных компонентов из нефти по отношению к твёрдой поверхности коллектора. Эта аналогия подтверждается полностью промысловым опытом: известно, что состав нефти в пределах залежи не постоянен. В купольной части нефть содержит меньше высокомолекулярных соединений (асфальтены, смолы, парафины) и более «лёгкая» по сравнению с нефтью на крыльях залежи, которая характеризуется иным (большим) соотношением асфальто-смолистых компонентов, большей плотностью и динамической вязкостью. Следовательно, изменение свойств нефти как по площади, так и по разрезу можно объяснить хроматографическими процессами в процессе формирования залежи, а не гравитационной сегрегацией. Проблема механизма вторичной миграции нефти относится к числу важнейших в теории формировании нефтяных залежей и напрямую связана с адсорбционными и хроматографическими процессами. Это понятие занимает промежуточное положение по временному фактору - между «доотмывом» нефти и миграцией нефти. Но, от её решения зависит обоснованность представлений о распределении залежей углеводородов в геологическом пространстве, положениях и формах водонефтяных и газонефтяных контактов и, в итоге, достоверность построения геологической модели -39- залежей, а также оценки объёма содержащихся в них углеводородов. Кроме этого, эта задача имеет непосредственное отношение к вопросу о повышении конечного коэффициента нефтеотдачи и рентабельности процесса разработки нефтяного месторождения. Рассмотрим проблему с энергетической точки зрения. Любое движение, в том числе и нефти, возможно при соблюдении двух условий: - наличие дополнительной или избыточной энергии для реализации процесса переноса жидкости (газа); - наличие условий реализации процесса переноса жидкости (газа). Исходя из этих условий, проанализируем известные опубликованные работы, связанные с извлечением нефти из выработанных залежей после их переформирования. В работе [80] авторами рассматриваются медленные процессы массопереноса и теплопередачи, которые, по мнению авторов, могут оказывать существенное влияние на процессы переформирования нефтяной залежи: 1. Гравитационно-капиллярная сегрегация. Продолжительность этого процесса зависит от соотношения вязкостей и плотностей нефти и воды, физико-геологических факторов и может составлять от нескольких суток до десятков лет. 2. Капиллярная пропитка. Продолжительность пропитки малопроницаемых участков, где может находиться остаточная нефть, при расстояниях порядка 1 м составляет от нескольких месяцев до десятков лет и пропорциональна квадрату расстояния. Скорость процессов пропитки составляет 10-2-10-5 см2/с. 3. Фильтрационные процессы, связанные с естественным напором пластовых вод. Эти процессы, в некоторой мере, могут способствовать перемещению крупных целиков нефти и вести либо к их концентрации, либо к рассеиванию, в зависимости от направления. Скорость фильтрации подземных вод вблизи месторождений нефти невелика - от 0.001 до 1 м/год. 4. Процессы упругого перераспределения давления (после прекращения разработки). Скорость этих процессов характеризуется коэффициентом пьезопроводности, равным 102-104 см2/с, развиваются они на расстояниях 105-106 см. Поэтому время -40- восстановления давления может колебаться от суток до десятков и даже сотен лет. Роль перераспределения давления заключается в восстановлении фазового равновесия, растворении газа и т.д. в большей мере, чем в движении целиков нефти. 5. Процессы, регулируемые теплопроводностью. Коэффициент температуропроводности нефтенасыщенных пластов порядка 10-2 см2/с. Это означает, что время восстановления температуры после прекращения разработки на расстояниях толщины пласта (102-104 см) имеет порядок 107-109 с, т.е. от сотен суток до сотен лет. Восстановление температуры способствует ускорению сегрегации. 6. Диффузионные процессы в пласте. Они контролируют установление фазового и химического равновесия. Коэффициент диффузии в жидкостях находится в пределах 105-109 см2/с и за время порядка десятков и сотен лет (108-109) диффузия может распространиться на расстояние не более 102-103 см). 7. Диффузионные процессы в покрышках и глинистых прослоях. Эти процессы ведут к разрушению залежей и рассеиванию нефти, но лишь за геологические времена. 8. Осмотические перетоки воды через глинистые перемычки. Эти процессы применительно к нефтяным залежам мало изучены, однако по некоторым данным через глинистые перемычки, имеющие свойства полупроницаемых перегородок, происходит интенсивный обмен воды пластов с пресной и с солёной водами. Этот переток также может влиять на перемещение остаточной нефти. На основании проведённых теоретических и лабораторных исследований, авторы работы приходят к следующим выводам: - из теоретических расчётов, экспериментальных данных и промысловых оценок следует, что остаточная нефть в некоторых случаях образует значительные скопления (целики), поэтому вопрос об их извлечении может ставиться на современном уровне развития техники и технологии; - естественные процессы, происходящие в истощённых залежах после прекращения их активной разработки, за исключением редчайших случаев, не могут в разумные сроки обеспечить консолидацию остаточных запасов, необходимую для повторной эксплуатации; -41- - исследованы возможности некоторых искусственных методов и способов ускорения аккумуляции остаточной нефти (вибровоздействие, воздействие различными вытесняющими рабочими агентами - полиакриламид, поверхностно-активные вещества, растворители и теплоносители). Показано, что некоторые из этих методов позволяют существенно ускорить процессы консолидации недоизвлечённых запасов и сделать повторную добычу нефти осуществимой в ближайшей перспективе. К сожалению, авторы работы [80] не рассматривали все перечисленные процессы с энергетической точки зрения, а ограничились теоретическими расчётами и проведением лабораторных опытов, введя ряд допущений и ограничений. В частности, не рассматривалось влияние хроматографических процессов, структурирование и подвижность остаточной нефти, толщины граничных слоёв и т.д., что в свою очередь, снижает достоверность результатов расчётов и ставит под сомнение правомерность полученных выводов. В 1974 г. была опубликована статья академика Крылова А.П. [100]. Им утверждается, что формирование нефтяной залежи осуществлялось за счёт противоточной фильтрации вышележащей воды и нефти, обусловленной силами гравитации, при этом нефть занимала верхнее положение и образовывала продуктивную толщу, а значение нефтенасыщенности достигало 0,9 и выше. Автор полагает, что при условии сохранения физических свойств на границах раздела "нефть - вода - порода" нефть, остающаяся в пласте после эксплуатации залежи, находится в рассеянном состоянии, но под действием силы тяжести приобретает тенденцию вновь формировать нефтяную залежь, естественно, по размерам меньшую, чем первоначальная. Время образования новой залежи в зависимости от геолого-физических условий пласта, физико-химических свойств нефти и воды будет различным. За время перерыва в добыче оставшиеся запасы нефти не только сохранятся, но могут оформиться в более компактные залежи. Однако А.П. Крылов не объясняет механизма этого процесса, потому что не рассматривает физико-химических свойств граничных слоёв нефти, оставшихся после прохождения фронта вытеснения. Взаимозамещение жидкостей и их перераспределение по разрезу продуктивного горизонта обусловлено разницей удельного веса пластовой воды и нефти, вязкостью фильтрующихся пластовых флюидов. Разница удельного веса является величиной -42- постоянной и существует в любых точках разреза вне зависимости от глубины и удалённости. В противовес этим утверждениям А.А. Ализаде, А.Д. Амиров, А.М. Пирвердян [1] считают, что процессы переформирования залежи потребуют несколько миллионов лет. Очевидно, что спорить о временных рамках протекания таких малоизученных процессов, не имея чёткого представления о механизме миграции остаточной нефти в пластовых условиях, можно долго и безуспешно. Критерием истинности может служить накопленный промысловый материал, который свидетельствует, что процесс регенерации нефтяных залежей определяется рамками дней, месяцев или лет (приведён ниже). А.Г. Арье [3, 4], выделяет три основных фактора, обеспечивающих вторичную миграцию остаточной нефти: - гравитационный; - гидравлический; - молекулярных взаимодействий (в частности капиллярных сил). На последний фактор обращают внимание и авторы работы [9]. Но именно с этой работой полемизирует А.Г. Арье, в которой приведён анализ результатов эксперимента, проведённого с капельками углеводородного вещества в водонасыщенной пористой среде и показано, что в таких системах, перемещение капелек на сравнительно большие расстояния вряд ли возможно. В противовес, приводятся теоретические рассуждения и расчёт, который показывает: - роль поверхностных сил (молекулярного фактора) в процессе вторичной миграции углеводородных скоплений и аккумуляции залежей достаточно велика для того, чтобы быть главенствующей в подавляющем большинстве природных ситуаций формирования углеводородных залежей. В данном случае, авторы этих работ [3, 4, 9] строят свои рассуждения на том, что нефть в пластовых условиях находится в виде капелек, внутри водной фазы. Получение эмульсии в поровом пространстве не возможно, из-за отсутствия энергетического источника, позволяющего получить капли нефти диаметром микрон и меньше. Поскольку величина этой энергии определяется площадью контакта «нефть-вода» и величиной поверхностного натяжения. Кроме того, в работе не учитывается старение эмульсии [131] и свойства граничных слоёв на границе раздела “нефть - вода”. Поэтому -43- с точки зрения возможности протекания рассматриваемых процессов не соблюдаются условия течения физических процессов: - нет источника энергии; - нет пути реализации процесса. Всё это позволяет говорить о невозможности протекания таких процессов в пластовых условиях. Многими авторами при рассмотрении капиллярных эффектов, протекающих в пласте, применительно к нефти и пластовой воде, производится автоматический перенос классического определения капиллярного давления (капиллярный скачок), полученного на химически чистых поверхностях для чистых жидкостей. Такой подход, представляется недостаточно обоснованным по следующим причинам. 1. Поверхность породы сложена многими минералами, водорастворимыми и не водорастворимыми солями, гидратами солей, и имеет мозаичную структуру с точки зрения фильности или фобности поверхности породы. 2. Нефть является многокомпонентной, гетерополярной системой, в которой присутствуют молекулы сродственные как фобным, так и фильным поверхностям, поэтому она будет смачивать любую поверхность поровых каналов. 3. При формировании адсорбционных слоёв нефти за счёт проявления хроматографических эффектов происходит установление более мощных межмолекулярных связей, в результате чего высвобождается энергия. Исходя из этого, проявление капиллярных эффектов в реальных пластовых условиях маловероятно. Достаточно часто в литературе гравитационный фактор понимается как всплытие пузырьков углеводородных скоплений [171], но тогда видимо придется принять, что нефтенасыщенный пласт некий замкнутый объём, в котором достаточно свободно перемещаются пластовые флюиды. Поскольку известно, что нефтенасыщенный пласт это пористая среда, то тогда непонятно, почему авторы игнорируют непостоянство сечения поровых каналов, их сложное геометрическое строение и т.д. Вполне очевидно, что гравитационный фактор, как фактор, влияющий на перераспределение остаточной нефти внутри залежи, необходимо трактовать иначе (рассматривается ниже). -44- ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1 1. В результате анализа известных исследований процессов, происходящих в обводнённой части продуктивного пласта, выявлено следующее. 1.1. Наличие определённого соотношения высокомолекулярных и низкомолекулярных соединений в нефти и их агрегативное состояние приводит к появлению пространственной структуры в самой нефти. 1.2. Структурированные в объёме нефти обладают тиксотропией, прочность тиксотропного упрочнения зависит от предыстории нефти (условий формирования структуры). 1.3. Несмотря на различную природу структурообразования в жидкостях (дисперсные, коллоидные, эмульсионные системы и др.), авторами работ для описания характера течения и основных реологических параметров используются формулы (законы), не вскрывающие физической сущности наблюдаемых процессов, а поэтому с той или иной степенью точности позволяющие решать частные задачи, но не создавать универсальные зависимости, позволяющие однозначно интерпретировать результаты исследований. 1.4. Общая теория граничного слоя, адекватно описывающая поведение жидкости вблизи границ раздела фаз, пока далека от завершения в связи с отсутствием чётких представлений и первопричинах наблюдаемых следствий. Граничный слой и объемная структура в нефти полностью определяют структурно-механические свойства нефти только в крайних ситуациях, соответственно при достаточно малых и больших радиусах пор. В остальных случаях имеет место взаимовлияние структурно-механических параметров, что, в свою очередь, влияет на перемещение нефти в каналах породыколлектора. 1.5. Основным и преобладающим фактором, определяющим процесс миграции остаточной нефти, является гравитационное поле, в котором протекают хроматографические (адсорбционно - десорбционные) процессы на границах раздела фаз «жидкость - газ», «жидкость – жидкость» и «жидкость – порода коллектора». 2. Основываясь на сочетаниях известных, но рассмотренных предыдущими исследователями по отдельности физико-химических свойств нефти, их изменений и проявлений в различных гидродинамических и термодинамических условиях, необходимо уточнить научные основы создания эффективных в промышленном -45- отношении (не только в лабораторных условиях) методов увеличения нефтеотдачи и особенности механизма миграции остаточной нефти. 3. Выяснение условий вовлечения плёночной нефти в процесс добычи требует проведения более глубоких и целенаправленных научных исследований, так же, как и создание на их основе методов оптимизации физико-химических процессов на заключительной стадии разработки. -46- 2. ФОРМЫ И ВИДЫ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ПРОМЫТОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА. МЕХАНИЗМ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ИСТОЩЁННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Известно, что закачка вытесняющего агента, в качестве которого чаще всего используется пресная или сточная вода, начинается практически сразу же после ввода месторождения в эксплуатацию, то есть разработка месторождения ведётся на жёстко водонапорном режиме (двоичная система разработки). В результате происходит интенсивная и непрерывная выработка геологических запасов нефти из продуктивных горизонтов и замещение добытой нефти водой, закачиваемой в пласт. На заключительных стадиях разработки нефтяного месторождения или его участков имеет место процесс интенсивного роста обводнения добываемой продукции. В ряде случаев удается стабилизировать скорость или даже временно приостановить увеличение обводнённости. Стабилизация процесса обводнения достигается, как правило, или отключением нагнетательных скважин, или отключением высокообводнённых добывающих скважин, или за счёт перевода части добывающих скважин на форсированный режим эксплуатации с целью "перехватить" основные потоки воды либо из законтурной части, высокопроницаемым либо "оттянуть" пропласткам. Так на или себя иначе, прорвавшуюся дальнейшая воду по эксплуатация месторождения в конечном итоге приводит к тому, что обводнённость добываемой продукции достигает предела рентабельности. Процесс обводнения, характерный для подавляющего числа нефтяных месторождений, схематично показан на рис. 2.1. Как свидетельствует обширная практика разработки нефтяных месторождений, эксплуатация залежи на жёстко - водонапорном режиме приводит к тому, что на заключительной стадии разработки скорость обводнения скважин становится настолько большой, а текущий прирост коэффициента нефтеотдачи настолько низкий, что дальнейшее применение и эффективность любой из известных схем разработки оказывается не целесообразной. С экономической точки зрения на заключительной стадии эксплуатации залежи затраты (энергетические, временные, финансовые) на извлечение жидкости становятся неоправданно высокими. Это обстоятельство связано, в первую очередь, с необходимостью использования мощного оборудования для добычи огромного -47- количества жидкости. Поэтому растут не только инвестиционные затраты в нефтепромысловую отрасль, но и повышается аварийность внутрипромыслового оборудования, создавая ряд проблем, связанных с экологией данного региона. Рисунок 2.1. – Изменение обводненности продукции в процессе разработки залежи где В - обводнённость добываемой продукции, %; Т - время непрерывной разработки нефтяной залежи, годы. Работы, направленные на стабилизацию роста обводнения, нередко приводят к ещё большему увеличению затрат на добычу нефти из-за низкой эффективности изоляционных работ. Кроме того, любые мероприятия, направленные на интенсификацию притока нефти в скважину и стабилизацию роста обводнения (нестационарные, циклические или иные виды заводнения, форсированный отбор жидкости, воздействие на призабойную зону скважины и др.), носят локальный, а главное, временный характер, а иногда и не эффективны. Всё это приводит к росту себестоимости тонны нефти, очень часто значительно превышающей мировые цены на нефть. Несмотря на обширный перечень физико-химических способов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов (известно более 340 наименований различных технологий), до настоящего времени, к сожалению, нет надёжных критериев оценки эффективности и выбора любого из них. Известно, что для качественного сравнения эффективности технологий предлагается проводить испытания на различных -48- опытных участках месторождения, но такой чисто эмпирический подход к решению проблемы представляется нерациональным по причине несоблюдения подобия процесса вытеснения на выбранных участках: различная проницаемость продуктивного пласта, несоответствие распределения проницаемости по разрезу и по простиранию пласта и, следовательно, отличные гидро- и термобарические условия фильтрации, отличия по степени фильности (фобности) породы и т.д. Кроме того, неправильный подбор рецептуры вытесняющего агента может привести к отрицательному эффекту и исправление ситуации окажется практически невозможным, что приведёт к снижению коэффициента нефтеотдачи. Более того, для конкретно рассматриваемого месторождения используются данные, полученные на других месторождениях, геологофизические условия и условия разработки которых, по интегральным параметрам близки к данным условиям. Такой методический подход к выбору способа интенсификации процесса разработки осуществляется, как отмечалось, в отсутствие необходимых и достаточных критериев, по которым должен быть выбран наиболее эффективный способ, что в свою очередь объясняется тем обстоятельством, что физический механизм происходящих процессов, как и структурные формы месторождения, недостаточно хорошо изучены. Проектировщиками и промысловиками при составлении проектов доразработки нефтяных месторождений на последней стадии эксплуатации принят на вооружение, как правило, поршневой или смешанный варианты вытеснения нефти рабочим агентом. Состоятельность расчётов определяется в зависимости от угла наклона продуктивного пласта. С увеличением его снижается и достоверность расчётов. Этот способ гидродинамических расчётов не учитывает того факта, что физические основы процесса вытеснения на начальном и конечном этапах разработки коренным образом отличаются друг от друга. Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из пропластков многопластового месторождения. Схематично этот процесс изображён на рис. 2.2. Добывающая и нагнетательная скважины вскрывают весь нефтенасыщенный однородный по толщине и простиранию интервал, состоящий из двух пропластов с различной проницаемостью k и k', которые изолированы глинистыми пропластками. -49- Процесс вытеснения можно условно разделить на четыре стадии. Первая стадия (I)3 соответствует начальному этапу разработки, когда пласт характеризуется начальными значениями нефте- и водонасыщенности. На (II) представлен начальный этап заводнения, который характерен для безводного периода эксплуатации залежи. Третья стадия (III) характеризуется началом процесса обводнения добываемой продукции, фронт вытеснения достигает добывающей скважины. Наконец, четвёртая стадия (IV), это интенсивный рост обводнения нефти и достижение уровня предельно рентабельной обводнённости. Рисунок 2.2 - Схема заводнения двух нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью На рис. 2.1. первой стадии (I) соответствуют (I) и (II) стадии на рис. 2.2. -50- Следует иметь в виду, что фронт вытеснения не будет иметь параллельной границы распространения относительно ствола нагнетательной скважины благодаря действию сил гравитации, действием которых обусловлен процесс сегрегации жидкостей, насыщающих пласт [199]. Принято считать, что причиной движения нефти в процессе вытеснения является гидродинамический градиент давления, обусловленный разницей пластовых давлений в зоне закачки рабочего агента и в зоне отбора жидкостей. Однако на последней стадии разработки начинает проявлять себя гравитационный градиент давления, обусловленный разницей удельных весов нефти и воды. Как будет показано ниже, он может значительно превышать по абсолютной величине гидродинамический градиент давления. 2.1. Формы и виды остаточной нефти после прохождения фронта вытеснения. Влияние хроматографических процессов на формирование остаточной нефти После прохождения фронта вытеснения в пласте остаётся остаточная нефть, которая по форме и виду залегания, физико-химическим и прочностным свойствам отличается от первоначальной нефти [159]. На рис. 2.3. представлена гипотетическая схема замещения подвижной нефти вытесняющим агентом в поровых каналах. Появление граничных слоёв связано с проявлением хроматографических процессов, которые проявляли себя в процессе формирования нефтяной залежи, суть которых сводится к следующему: при течении многокомпонентной смеси (каковой является нефть) в контакте с твёрдой поверхностью (поверхность порового пространства) на последней, происходит выделение и селективная сорбция отдельных компонентов смеси. Процесс выделения протекает за счёт установления более мощных межмолекулярных связей между активными центрами твёрдой поверхности и наиболее активными молекулами многокомпонентной смеси (по признаку сродства между молекулами твёрдой поверхности и молекулами многокомпонентной среды), то есть, как и при любом физическом процессе, система стремится к минимальному значению внутренней энергии для данных условий и увеличению энтропии. Применительно к вопросам физики нефтяного пласта экспериментально доказано, что на поверхности нефтенасыщенных пород действительно образуются адсорбционные слои. Дальнейшие специальные исследования этого явления позволили установить, что -51- природные минералы имеют различную адсорбционную активность по отношению к компонентам нефти [114, 117] и абсорбционные слои по своим физико-химическим свойствам отличны от свободной в объёме жидкости, из которой они образованы. Поэтому по толщине и по простиранию пласта эти слои неоднородны. Рисунок 2.3 - Схема замещения подвижной нефти вытесняющим агентом В плоском сечении продуктивного пласта цифрами обозначены: 1 - зёрна породы; 2 - аномальные граничные слои порода-нефть; 3 - вторичные аномальные граничные слои, природа которых в основном зависит от свойств нефти и вытесняющего агента; 4 - защемлённые объёмы нефти в проточных поровых каналах за счёт процесса консервации аномальными граничными слоями, имеющими разную физико-химическую характеристику, химический состав и структурные свойства; 5 - капиллярно удержанная нефть. 6 – остаточная вода [103]. В процессе вытеснения при прохождении воды на границе раздела "адсорбированная нефть - вытесняющий агент" образуются вторичные граничные слои, -52- которые наслаиваются на первичный граничный слой и образуют двойные граничные слои, тем самым, снижая сечение поровых каналов. Природа образования этих вторичных слоёв аналогична образованию первичных слоёв на контакте "жидкость - твёрдая поверхность". Суть сводится к следующему: молекулы воды, не вступившие во взаимодействие с молекулами соли, которые растворены в воде, вступают во взаимодействие с молекулами вещества, растворённого в нефти (в подвижной её части). Межмолекулярные связи устанавливаются по принципу наибольшего сродства молекул (или их частей). Результатом таких взаимодействий и является появление вторичных граничных слоёв на границе раздела несмешивающихся жидкостей. Итак (обратимся к рис. 2.3), остаточная нефть может находиться в коллекторе в виде структурированных граничных слоёв и их сочетаний, и в виде экранированных ими зон порового пространства. В обоих случаях вовлечение остаточной нефти в фильтрационный поток возможно при течении этих слоёв с разрушенной или не разрушенной структурой. В подошвенной части пласта имеет место опережающее распространение воды независимо от толщины пласта. Описанные явления соответствуют третьей и четвёртой стадии разработки, когда условия вытеснения резко меняются - происходит изменение относительных фазовых проницаемостей пластовых флюидов. В лабораторных условиях зависимости "фазовая проницаемость-насыщенность" впервые получены Виковым (Wycoff) и Ботсетом (Botset) [202, 214]. За счет повышения водонасыщенности подошвенной части пласта повышается фазовая проницаемость по воде, при этом резко снижается фазовая проницаемость по нефти. Поэтому условия разработки нефтяного месторождения на начальной и конечной стадии значительно отличаются. 2.2. Физико-химические и прочностные свойства структурированных сред Физико-химические свойства и прочностные характеристики остаточной нефти зависят от химического состава и физической природы поверхности и структуры порового пространства [19, 20, 21, 22, 23, 24, 48], свойств пластовых флюидов и свойств вытесняющего агента. Это, в свою очередь, предопределяют адсорбционные и хроматографические процессы. -53- Прочность и толщина слоя остаточной нефти, которая находится в виде плёнки на поверхности порового пространства, зависит от вышеперечисленных факторов, поэтому свойства вторичных граничных слоёв поддаются регулированию. Обратимся к опыту подготовки нефти на промыслах. В этих процессах основной трудностью является проблема, связанная с образованием эмульсий (прямая, обратная, множественная) и сопутствующие этому явлению проблемы: старение, окисление, разрушение эмульсий и т.д. Затронутые проблемы являются нерешёнными в полной мере и представляют собой самостоятельные объекты для дальнейших исследований. Поэтому здесь воспользуемся наработанным опытом в этой области, без рассмотрения всех особенностей процессов образования эмульсии. Известно, что нефтяные эмульсии, образованные (приготовленные) на пресной и пластовой воде, отличаются разной степенью стабильности (при одинаковых условиях приготовления). Подмечено, что эмульсия, образованная на пресной воде, плохо разрушается (в некоторых случаях образуются стойкие эмульсии, для разрушения которых необходимо создавать специальные условия (состояние покоя и повышение температуры) и вводить специально подобранные химические соединения - деэмульгаторы, т.е. необходимо подвести энергию в систему из вне), тогда как на пластовой воде процесс разрушения идёт самопроизвольно. Причину этого явления можно объяснить с позиции рассмотрения различий между пресной и пластовой водой. Пластовая вода, в отличие от пресной, содержит в своём составе водорастворимые соли. В результате взаимодействия молекул воды и соли устанавливаются более прочные межмолекулярные связи, чем связи, которые присутствуют в чистой воде (как следствие, происходит увеличение когезионных сил). При этом разница между адгезионными и когезионными силами возрастает, смещаясь в сторону когезионных. Поэтому проявление хроматографических процессов на границе раздела фаз становится менее выраженным. При контакте пластовой воды с нефтью, на границе раздела двух жидкостей, количество молекул воды, способных вступить во взаимодействие с молекулами нефти, снижается (по сравнению с чистой водой), а значит, адсорбционные слои будут тоньше и менее прочные. Отсюда следует, что соответствующие изменения и подбор физико-химических свойств вытесняющего агента могут позволить снизить прочностные свойства слоя и уменьшить его толщину. Вследствие этого уменьшится количество нефти, участвующее -54- в образовании слоя, а значит, количество подвижной нефти увеличится, что приведёт к увеличению нефтеизвлечения. Лабораторная практика показывает, что коэффициент вытеснения, при прочих равных условиях, больше для пластовой воды, чем для пресной. Поэтому предложенный вариант объясняет этот феномен достаточно легко с точки зрения вышеуказанного механизма взаимодействия нефти и вытесняющего агента. В качестве добавки к вытесняющему агенту целесообразно использовать хлориды металлов4 (NaCl, CaCl2 и др.), которые ослабляют прочностные свойства вторичных граничных слоёв, не приводят к выпадению солей в пласте (в силу своей инертности). С другой стороны, увеличение плотности вытесняющего агента, как будет показано ниже, благотворно сказывается на процессе вертикальной миграции остаточной нефти. 2.3. Подвижность остаточной нефти в динамических условиях Выше доказано, что остаточная нефть представляет собой двойной структурированный слой. Известно, что структурированные среды могут течь без разрушения структуры (например: течение битума при температурах ниже температуры плавления, течение стекла, получение сверх тонкой металлической проволоки протяжкой через щель и т.д.) при приложении к ним нагрузки, значительно меньше той, которая бы вызвала разрушение структуры. Поэтому были проведены лабораторные эксперименты по определению подвижности структурированной нефти в динамических условиях, при нагрузках меньших, чем нагрузки, при которых наступает разрушение структуры [158]. Под динамическими условиями фильтрации понимали фильтрацию, протекающую под действием специально создаваемого избыточного давления. Эксперименты проводились на установке, смонтированной на базе серийно выпускаемой УИПК [38], в конструкцию которой внесён ряд существенных изменений. Дополнительно установлен 16-ти скоростной редуктор конструкции БашНИПИнефть, позволивший расширить диапазон расходов (0,107-0,247*10-6 см3/с); две разделительные колонки, исключающие необходимость наличия разделительных поршней, не лучшим образом сказывающихся на точности результатов исследований, 4 Гидрофильные соли -55- особенно при малых градиентах давления; узел капилляров необходимой длины и различных диаметров (0,6 – 4,0 мм); компенсатор давлений, необходимый в процессе подготовки исследуемой жидкости к эксперименту; дифференциальный и абсолютный датчики давлений типа “Сапфир”, позволяющие повысить точность регистрации перепада давлений и осуществлять запись показаний во времени, что особенно важно при исследовании на неустановившихся режимах фильтрации; термопары, с помощью которых осуществляют контроль за температурой исследуемой жидкости и внутри термостатируемого кожуха; контактные термометры, электрически связанные с источником тепла (тепловентиляторы), позволяющие проводить исследования в изотермическом режиме. Все узлы и коммуникационные линии установки, исключая вторичные приборы, закрыты термостатируемым кожухом. На рис 2.4. приведена схема установки без приводной части, где: 1,2 - ДПР; 3-6 - разделительные колонки; 7 - кернодержатель; 8 - набор капилляров; 9, 10, 12, 14 - образцовые манометры; 11, 13 - напорные колонки; 15, 20, 21 - датчики давления «Сапфир»; 16 - компенсатор; 17 - ручной пресс; 18 тепловентилятор; 22 - обычный вентилятор; 23, 24, 25 самописцы; 26, 27, 28 термопары; 29 - блок контактных термометров. Принцип действия установки следующий: при движении плунжера измерительного пресса 1 вперёд в системе, заполненной маслом, создаётся давление, которое через буферную жидкость передаётся исследуемой нефти. В качестве буферной жидкости используется дистиллированная вода. Нефть перемещается через капилляр (или образец породы, находящейся в кернодержателе) из одной разделительной колонки в другую. Измерительный пресс 2, принимающий масло из системы, позволяет создать противодавление нефти на выходе рабочего узла (капилляра или образца породы) и тем самым проводить эксперименты при любых перепадах давления. Физико-химические свойства нефти следующие: содержание парафина - 17%, смол – 7,5%, асфальтенов - 1%, = 852 кг/м3 при Т = 200С, температура застывания 450С. Эксперимент сводился к получению экспериментальной зависимости между объёмными расходами жидкости через капилляр и перепадами давления на его концах. Опыт проводился в условиях “фиксированные объёмные расходы - меняющиеся перепады давления” и при постоянной температуре 410С. Результаты экспериментов приведены на рис. 2.5. -56- Рисунок 2.4 - Схема усовершенствованной экспериментальной установки УИПК Зависимость Q=f(P) 0.16 0.14 Q, см3/с 0.12 = 0.022 Па*с 0.1 0.08 0.06 = 0.03 Па*с 0.04 0.02 = 0.069 Па*с 0 0 a 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 -57- P, МПа Зависимость Q=f(P) (для начального участка экспериментальной кривой) m= 6 а Q, (см3/с)*103 5 4 = 0.449 Па*с 3 = 0.449 Па*с 2 1 = 0.461 Па*с 0 0 0.025 P, МПа 0.05 Рисунок 2.5 - Результаты экспериментов 0.075 -58- Неоднократная проверка результатов исследований путём повторения экспериментов исключила возможность ошибки. Обработка результатов исследований в координатах Q и P показала, что первые три режима легли на прямую, выходящую из начала координат (рис. 2.5 обл. а). Расчёт коэффициента вязкости по формуле Пуазейля дал практически (в пределах погрешности измерительных приборов) одну и ту же величину = 0,45 Па*с. Разрушение структурных связей при подвижках в капиллярах связано с появлением квазисуспензий в пристенном слое. В зависимости от подводимой мощности размер разрушенного слоя и концентрация частиц с разрушенной структурой определяют среднее значение касательных напряжений или градиентов давления. Результаты экспериментов дают основание полагать, что исследуемая нефть при температуре 410С, объёмных расходах от 0,478*10-3 см3/с и ниже, при фильтрации через капилляр, диаметром 1,2 мм и длиной 1675 см проявляет пластическую форму течения, т.е. без разрушения структуры, как “ньютоновская” жидкость. 2.4. Влияние давления на подвижность структурированной нефти Известно, что воздействие избыточного давления на вещество приводит к увеличению запаса внутренней энергии последнего за счёт упрочнения межмолекулярных связей, что обусловливает, в свою очередь, увеличение прочностных свойств вещества. Например, воздействие избыточного давления (Р) на газ приводит к изменению его агрегатного состояния - за счет установления более прочных связей между молекулами газа происходит процесс перехода вещества из газообразного состояния в жидкость. Он меняет свои свойства: увеличивается теплоёмкость, плотность, вязкость, коэффициент светопреломления среды, меняется диэлектрическая характеристика и т.д. При снижении давления процесс протекает в обратном направлении с полным восстановлением первоначальных свойств среды. Воздействие избыточного давления на вещество, находящееся в жидком состоянии, приводит к аналогичным результатам. Процесс кипения жидкости происходит при определённой температуре (t) и давлении для данного вещества. Он тождественен разрушению межмолекулярных связей в жидкости. При увеличении избыточного давления точка кипения смещается в сторону увеличения температуры, -59- поэтому для разрушения межмолекулярных связей требуется подвод большей энергии извне, что, естественно, требует большей температуры. Исходя из выше сказанного, следует, что определённым термодинамическим условиям соответствует определённое значение запаса внутренней энергии вещества, причём, температура - аналог запаса кинетической энергии, а давление - аналог запаса потенциальной энергии. Поэтому, решено было проверить, соблюдается ли это положение при фильтрации аномально-вязкой нефти при контакте с твёрдой поверхностью, когда влияние объёмной структуры в самой нефти сопоставимо с влиянием граничных слоёв на границе раздела "жидкость - твёрдая поверхность". Как уже отмечалось выше, нефть относится к сложным химическим соединениям. В её состав входит множество органических компонентов, каждый из которых, (например, асфальтено-смолистые углеводороды, металло-порфириновые комплексы, парафино-нафтеновые, ароматические углеводороды и т.д.) в свою очередь, является сложно построенным химическим соединением. Поэтому в определённых условиях (t, 0 С и Р, Па) нефть может приобретать свойства структурированной жидкости. А поскольку любая структура - это упорядоченное состояние вещества, то имеются силы взаимовлияния между элементами структуры. Величина и направление этих сил определяет степень устойчивости структуры к воздействиям извне и способность к самовосстановлению (явление структуры тиксотропии). после снятия Результирующее деструктурирующего воздействия значение этих сил определяется термодинамическими условиями, в которых находится вещество. Изменение величины этих параметров приводит к нарушению устойчивости структуры или, наоборот, к её упрочнению (изменению агрегатного состояния вещества). Лабораторные и промысловые исследования позволили установить, что повышение температуры нефти приводит к снижению аномалии вязкости, вплоть до полного её подавления [7, 36]. В вопросе о влиянии давления на структурно-механические свойства пока нет единого мнения [50, 112]. Поэтому была предпринята попытка, на основании лабораторных экспериментов, определить характер влияния статического давления на процесс фильтрации. В качестве исследуемой была выбрана нефть Игровского нефтяного месторождения, отобранная с устья скважины № 21. Основные физикохимические свойства её представлены в табл. 2.1. -60- Таблица 2.1. Физико-химические свойства нефти. № Наименование параметра Величина параметра 1 Пластовая температура, оС 25 2 Плотность нефти, кг/м3 873 3 Вязкость нефти, мПа*с при Р=10 МПа и t=250С 10,40 Содержание: вес% 4 - асфальтенов 4,60 - смол 15,60 - парафинов 4,30 Перед исследованием нефть подвергалась обработке (методика подготовки нефти к экспериментам изложена в п.п. 2.4.1.). Для исследования процессов фильтрации нефти использовалась специальная установка конструкции УНИ, созданная на базе серийно выпускаемой установки УИПК1М. Изучение аномально-вязких свойств нефти проводилось в соответствии с требованиями РД 39-11-02-77 [38] капиллярным методом. 2.4.1. Методика подготовки нефти Отбор нефти производился в летнее время при температуре окружающей среды, близкой к пластовой, что исключает возможность выпадения парафина из нефти. Для удаления возможно содержащейся воды и механических примесей проба нефти центрифугировалась в течение 50 мин. при скорости 2000 мин-1. Наличие или отсутствие микрокапель воды одновременно контролировалось в пробах нефти на высоко разрешающем микроскопе. Затем нефть стабилизировалась в течение двух часов при температуре 70оС в условиях исключающих испарение легких фракций. После этого определялись следующие параметры: -61- - вязкость; - плотность; - процентное содержание асфальтенов, смол и парафинов; 2.4.2. Методика проведения экспериментов Для исследования процессов фильтрации нефти использовалась специальная установка конструкции УНИ, созданная на базе серийно выпускаемой установки УИПК1М. Установка позволяет дискретно изменять скорость фильтрации в широких пределах, соизмеримых с их значениями в пластовых условиях. Конструкция установки и методика работы на ней подробно описаны в работе [38]. Изучение аномально-вязких свойств нефти проводилось в соответствии с требованиями РД 39-11-02-77 [38] капиллярным методом. Принципиальная схема, без приводной части, приведена на рис. 2.6. Определялись следующие реологические характеристики нефти: вязкость с разрушенной () и не разрушенной структурой (о), индекс аномалии вязкости (ИАВ) как отношение вязкости нефти с не разрушенной структурой (о) к вязкости нефти с разрушенной структурой (), напряжение сдвига предельного разрушения структуры и предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) по графической зависимости напряжение сдвига от градиента скорости сдвига нефти. Для нефти был проведен полный реологический анализ, т.е. линия консистентности была получена как при дискретном увеличении скорости фильтрации, так и при уменьшении скорости (рис. 2.14). Фильтрация нефти осуществлялась через медный капилляр длиной 2,42 м и диаметром 2,02 * 10-4 м. Опыт заканчивался после получения полной реологической линии, т.е. получением ее прямолинейного участка, соответствующего поведению нефти как ньютоновской жидкости, структура которой полностью разрушена. Расчёт необходимых параметров проводился по формулам 2.1. - 2.3. -62- Рисунок 2.6 - Принципиальная схема установки УИПК – 1М где М - условное обозначение масла; Н - условное обозначение нефти; В - условное обозначение воды; ДРМ - дифференциальный ртутный манометр (в экспериментах отключён); ДЖМ - дифференциальный жидкостной манометр; 1, 2, 3, 4, 5 - образцовые манометры; РК1, РК2, РК3, РК4 - разделительные колонки; Пр1, Пр2 - нагнетательные прессы; Пр3, Пр4 -дожимные прессы; К1, К2 - кернодержатели; Б1, Б2, Б3 - ёмкости с различными жидкостями; а - смотровая трубка из плестиглаза; ф- фильтр; мк - капилляр с термостатированием; линиями отмечены соединительные коммуникации. -63- V 4Q , 3 r P r , 2 L где V , (2.1.) (2.3.) (2.5.) V – градиент скорости сдвига, с-1; Q - расход жидкости, м3/с; значение 3,14; r - радиус капилляра, м; τ – напряжение сдвига, мПа; L - длина капилляра, м; P - замеряемый перепад давления, Па. О готовности установки к исследованиям судили по значению вязкости нефти с полностью разрушенной структурой, сравнивая полученное значение в эксперименте со значением вязкости, полученном на ротационном вязкозиметре. Во время проведения опытов поддерживалась постоянная температура установки на уровне 250С с помощью системы автоматического термостатирования. Давление в гидравлической системе устанавливалось с помощью ручных прессов, контроль за давлением вёлся визуально по двум образцовым манометрам. Величина статического давления составляла для каждого эксперимента 1,3; 2,5; 5,0; 6,7; 8,0; 10,0; 12,0 (МПа) соответственно. Изучить процесс фильтрации аномально-вязкой нефти при значениях давления, превышающих 12,0 МПа, не удалось из-за опасения превысить допустимый предел прочности самой установки. Результаты экспериментов сведены в табл. 2.2. и представлены на рис. 2.7, П.2.8 – П. 2.13. Дискретное изменение скорости фильтрации нефти в сторону увеличения и определение соответствующего установившегося перепада давления на концах -64- капилляра позволило построить реологическую линию в координатах (V, c-1; , мПа) для данных термодинамических условий фильтрации. По графической зависимости графоаналитическим методом определялась величина, характеризующая полное разрушение пространственной структуры в нефти (критическое напряжение сдвига предельного разрушения структуры), после чего нефть становится ньютоновской жидкостью. Графоаналитический метод определения величины критического напряжения сдвига предельного разрушения структуры сводится к определению абсциссы точки пересечения прямой (, мПА), выходящей из начала координат и совпадающей с конечным прямолинейным участком реологической линии, с самой линией. По этому параметру изучалось влияние статического давления на прочностные свойства нефти. Результаты определения значений критического напряжения сдвига, в зависимости от статического давления, приведены в табл. 2.3. и рис. 2.15. Таблица 2.2. Результаты лабораторных опытов. V, c-1 1,3 МПа 2,5 МПа 5,0 МПа 6,7 МПа 8,0 МПа 10,0 МПа 12,0 МПа 0.058 2.790 2.790 2.851 3.761 3.943 4.064 4.246 0.118 3.458 3.458 3.518 4.428 5.035 5.217 4.671 0.206 3.882 4.004 4.125 4.671 6.369 7.097 6.915 0.444 4.974 4.853 4.792 5.702 7.886 8.432 8.674 0.583 6.430 6.430 6.491 7.219 8.492 8.856 9.463 1.182 8.553 8.614 8.735 9.099 10.737 11.647 12.496 2.056 14.922 14.710 15.468 15.893 18.510 20.382 21.610 Таблица 2.3. Зависимость критического напряжения сдвига предельно разрушенной структуры от статического давления. Рст, МПа 1.3 МПа 2.5 МПа 5.0 МПа 6.7 МПа 8.0 МПа τ, мПа 8.57 8.60 9.02 9.59 10.19 10.0 МПа 11.37 12.0 МПа 12.87 -65- 2.5 1.5 1 -66- Скорость сдвига, с-1 2 0.5 0 0 5 10 15 Напряжение сдвига, мПа 20 Рисунок 2.14. - Линия консистентности нефти скв. № 21 при t=25 oC и Р=10МПа при увеличении скорости фильтрации при уменьшении скорости фильтрации 25 14.00 13.00 12.00 11.00 0.0402р 0,0402 =P220.1334р 0,1334 +P8.6816 8,6816-, -67- Критическое напряжение сдвига предельного разрушения структуры, мПа 15.00 10.00 9.00 8.00 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 Давление, МПа Рис. 2.15 - Зависимость критического напряжения сдвига предельного разрушения структуры от давления 14.00 -68- Увеличение статического давления при сохранении температуры, при которой проводился эксперимент, приводило к тому, что значение предельного динамического напряжения сдвига увеличивалось. Это свидетельствует о том, что прочностные свойства данной нефти с увеличением статического давления возрастают. Для исследуемого диапазона давлений была получена формула регрессии, связывающая изучаемые параметры: 0,0402 P 2 0,1334 P 8,6816, (2.6.) Коэффициент корреляции при этом составил 0.99, что подтверждает высокую функциональную взаимосвязь изучаемых параметров. Процессы фильтрации аномально-вязкой нефти протекают без отклонения от общепринятых представлений и законов существования вещества в том или ином агрегатном состоянии. Поэтому учёт влияния пластового (избыточного) давления на физические характеристики нефти является необходимым условием эффективности процесса вытеснения нефти и достижения максимального значения коэффициента конечной нефтеотдачи при минимально возможной себестоимости добываемой продукции [50]. Проведённые экспериментальные исследований позволяют сделать следующие выводы. 1. Статическое давление влияет на процесс фильтрации аномально-вязкой нефти. Для нефти скв. № 21 Игровского нефтяного месторождения увеличение давления приводит к тому, что неньютоновские свойства нефти проявляются более интенсивно. Эти свойства обусловлены двумя факторами: -образованием пространственной структуры в объёме; -образованию слоя, формирующегося на границе раздела фаз "твёрдая поверхность-жидкость" за счёт процессов адсорбции. 2. В исследуемом диапазоне давлений получена формула регрессии, то есть зависимость критического напряжения сдвига предельного разрушения структуры от статического давления: 0,0402 P 2 0,1334 P 8,6816, коэффициент корреляции составил 0.99, что подтверждает тесную взаимосвязь изучаемых параметров. 3. Для условий Игровского месторождения повышение пластового давления не желательно по причине того, что усиление аномально-вязких свойств приведёт к -69- увеличению объёма застойных зон, ухудшит условия вытеснения нефти водой (увеличивается соотношение между вязкостями вытесняемого и вытесняющего агентов) и, как следствие, приведёт к снижению конечного коэффициента нефтеотдачи. 2.5. Подвижность остаточной нефти в квазистатических условиях Наличие структуры в жидкости предполагает, казалось бы, очевидный посыл для дальнейших рассуждений, что движению такой жидкости должен предшествовать процесс разрушения этой структуры. С целью проверки данного утверждения были проведены опыты по фильтрации остаточной нефти в различных условиях. Поскольку экспериментальные данные позволяют сделать вывод о том, что структурированная плёночная нефть при малых градиентах давления может перемещаться, причём без разрушения структуры, остаётся ответить на вопрос: достаточным ли окажется гравитационный градиент давления по величине для того, что бы осуществить подвижку этого вида остаточной нефти? С целью ответа на поставленный вопрос изучалась фильтрация остаточной нефти при квазистатических условиях. Под квазистатическими условиями фильтрации понимали фильтрацию, которая осуществлялась в результате процесса релаксации граничных слоёв остаточной нефти под действием гравитационного градиента давления. Эксперименты проводились на специально сконструированной установке (рис. 2.16). Установка состоит из семи полых стеклянных цилиндров, неподвижно закреплённых на подставке. В каждый из цилиндров заливалась вода (в нечётные цилиндры заливался солевой раствор воды плотностью 1168,5 кг/м3, в цилиндры с чётными номерами заливалась дистиллированная вода). Предварительно готовились испытуемые образцы: плестиглазовые конусы (1, 2, 5, 6) различной высоты, две одинаковые стеклянные пластины (3, 4) и терригенный керн (свойства приведены в таблице 2.4). Конусы и пластины покрывались слоем измельчённой фракции терригенного керна на клеевой основе. После полного высыхания полученные таким образом образцы помещались в безводную нефть скв. № 21 и выдерживались в ней не менее 72 часов для создания на поверхности образцов адсорбционного слоя нефти [114]. -70- После этого каждый образец извлекался из нефти, удалялась подвижная нефть отеканием в течение 20 - 30 мин., и помещался под уровень воды в цилиндр. Керн (Д - 4) готовился с целью получить остаточную нефть в поровом пространстве. Для этого экстрагированный керн насыщался нефтью и выдерживался не менее 72 часов, после чего дистиллированной водой вытеснялась подвижная нефть. После прекращения появления нефти на выходе из образца через него было прокачано 10 объёмов порового пространства дистиллированной воды, затем керн был помещён под уровень воды в один из цилиндров установки. Таблица 2.4. – Физические свойства керна Д – 4. В № образца Д-4 Длина, м 0,029 Диаметр, м 0,028 Пористость, д.ед. (по Преображенскому) 0,218 Пористость, д.ед. (Автопор) 0,219 Абсолютная проницаемость, мкм2 0,779 Объёмная плотность, г/см3 2,06 Минералогическая плотность, г/см3 2,89 Удельная поверхность, м2/г 22,846 Ср.медианный диаметр, мкм 15,399 задачу экспериментов входило качественное определение величины подвижности остаточной плёночной нефти под действием гравитационного градиента давления. Поэтому во времени велись замеры объёмов вытесненной нефти в уловительных воронках (в). Результаты экспериментов приведены в табл. 2.5. Анализ результатов эксперимента позволяет сделать следующие выводы: 1. Движение структурированной плёночной нефти за счёт возникающих релаксаций в граничном слое нефти возможно. 2. С увеличением градиента давления и изменения химического состава вытесняющего агента, количество извлечённой нефти увеличивается. 3. Вытеснение остаточной нефти идёт как с открытых поверхностей, так и из порового пространства. 4. За рассматриваемый временной промежуток отмечается более интенсивное Таблица 2.5 - Результаты эксперимента по определению подвижности остаточной нефти в статических условиях № обр. Параметр 1 3 4 5 6 7 9.1000 6.7000 2.9000 9.0000 2.9000 6.9000 0.0290 d, cм 4.8000 5.0000 7.1000 3.1000 7.1000 3.0000 0.0280 70.9225 56.1371 47.2000 44.4479 47.2000 33.2581 - Тип образца конус конус пластина конус пластина конус керн (Д4) gradP,Па/м 1186.8000 3376.1000 1186.8000 1186.8000 3376.1000 3376.1000 3376.1000 h1 0.3000 0.3000 0.1500 0.1500 0.2000 0.1500 - V1/Sбок 0.0000332 0.0000420 0.0000249 0.0000265 0.0000333 0.0000354 - h2 0.4000 0.4500 0.2000 0.2000 0.2500 0.2000 - V2/Sбок 0.0000443 0.0000629 0.0000333 0.0000353 0.0000416 0.0000472 - h3 0.6000 0.6500 0.2500 0.3000 0.3500 0.3000 - V3/Sбок 0.0000664 0.0000909 0.0000416 0.0000530 0.0000582 h4 0.6500 0.7500 0.2500 0.3500 0.4000 V4/Sбок 0.0000719 0.0001049 0.0000416 0.0000618 0.0000665 Sбок, cм 2 0.0000708 следы нефти 0.3500 0.0000826 следы нефти Sбок - боковая поверхность образца; h1-4 - высота нефти в капилляре; V1-4 - объём скопившейся нефти. замеры проводились один раз в два месяца - -71- h, cм -72- Рисунок 2.16 – Схема экспериментальной установки движение нефти на конусных поверхностях по сравнению с пластинами и это может быть связано с изменением свойств остаточной нефти при утолщении слоя. 5. Для более детального и полного изучения процесса миграции остаточной нефти необходимы дальнейшие научно-исследовательские работы. 2.6. Механизм переформирования нефтяной залежи в условиях заводнения. Принято считать, что движение "свободной" нефти осуществляется за счёт градиента давления, который создаётся при жёстко - водонапорном режиме избыточным давлением на забое нагнетательных скважин и забойным давлением на добывающих скважинах [16]. Для площадного заводнения примем: система размещения скважин пяти - точечная, количество отбираемой и закачиваемой в пласт жидкости одинаково, скважины совершенны по характеру и степени вскрытия. Величина градиента давления может быть найдена по формуле Дюпюи для плоско-радиального притока в идеальную скважину. Средняя обводнённость продукции составляет 99%. Для расчёта зададимся исходными данными: дебит скважины - 100 м3/сут, приёмистость - 100 м3/сут (1 случай); "-" 50 м3/сут, "-" 50 м3/сут (2 случай); -73- "-" 10 м3/сут, 10 м3/сут (3 случай); "-" вязкость пластовой воды – 1,0 мПа*с; проницаемость пласта – 0,2 мкм2; радиус скважины на забое – 0,1 м; расстояние между скважинами - 500 м; эффективная толщина пласта - 10 м. Пласт однороден по проницаемости и выдержан по толщине. Пластовое давление составляет 10 МПа. Результаты расчётов отражены на рис. 2.17 и 2.18. Для данного примера расчёты показывают, что падение давления на 80 % от разницы между значением давления на стенке скважины и на половине расстояния между скважинами происходит в околоскважинной зоне, равной пяти толщинам пласта. В случае несовершенства скважины граница этой зоны будет находиться между 0-5 толщинами пласта в зависимости от степени несовершенства. Значения градиента давления, существующие за пределами околоскважинной зоны, составили (первое число - значение градиента давления на расстоянии 250 м от скважины, второе число значение градиента давления на границе призабойной зоны скважины): первый случай (Q = 100 м3/сут) 737,89 - 1890,31 Па/м; второй случай (Q = 50 м3/сут) 368,95 - 945,15 Па/м; третий случай (Q = 10 м3/сут) 73,79 - 189,03 Па/м. Пласт имеет значительные площади распространения, а скважины и зоны вокруг них исчезающе малы по сравнению с пластом в целом, поэтому рассчитанные градиенты давления являются причиной движения пластовой нефти. Искусственное внедрение больших объёмов воды в нефтенасыщенный пласт приводит к появлению в нём свободной водной фазы. В результате, в заводнённой части пласта протекают квазистатические процессы, вызывающие возникновение напряжённого состояния в остаточной нефти за счёт разных значений квазистатических давлений, обусловленных действием гравитационных сил в воде и нефти. Для понимания сути самого процесса целесообразно рассмотреть упрощённую схему взаимодействия плёнки нефти, смачивающей твёрдую поверхность, и вытесняющего агента (рис. 2.19.). -74- 11000000.00 10800000.00 10600000.00 Давление, Па 10400000.00 10200000.00 10000000.00 9800000.00 9600000.00 9400000.00 9200000.00 9000000.00 0.00 100.00 50 м3/сут 200.00 300.00 400.00 500.00 Расстояние, м 100м3/сут 10 м3/сут Рисунок 2.17 - распределение давления в пласте 2000.00 Градиент давления, Па/м 1800.00 1600.00 1400.00 1200.00 1000.00 800.00 600.00 400.00 200.00 0.00 0.00 100.00 100 м3/сут 50 м3/сут 200.00 300.00 400.00 500.00 Расстояние 10 м3/сут Гравитационный градиент давления Рисунок 2.18. Распределение градиентов давления в пласте Из этой схемы видно, что в любой точке границы раздела возникает одинаковое напряжённое состояние, определяемое разницей в плотностях контактирующих фаз. При этом в любой точке плёночной нефти возникает одинаковый градиент давления, который численно равен разнице удельных весов ( gradPG g ). Отсюда следует, что при постоянстве физико-химических свойств граничного слоя скорость течения -75- плёночной нефти не зависит от глубины расположения контакта и является величиной постоянной. Сопоставим полученные данные со значением градиента давления, обусловленного разницей удельного веса пластовых жидкостей в гравитационном поле. Тогда, если плотность пластовой воды составляет 1000 кг/м3, а пластовой нефти 900 кг/м3, то градиент давления, обусловленный разницей удельного веса жидкостей, составит 981 Па/м. Для всех рассмотренных выше случаев градиент давления от разницы удельного веса жидкостей превосходит гидродинамический градиент давления. Рисунок 2.19 - Упрощённая схема взаимодействия плёнки нефти с водой где РII = в *g*h – эпюра гидростатических сил, II – белые стрелки, РI=н *g*h - эпюра гравитационных сил , I – чёрные стрелки, в - плотность воды, н - плотность нефти, g - ускорение свободного падения, h глубина погружения элементарного объёма нефти под уровень воды. Из вышесказанного следует, что градиент давления, обусловленный разницей в удельном весе пластовых жидкостей, является преобладающей причиной миграции плёночной нефти на заключительной стадии разработки. Градиент давления, обусловленный разницей удельного веса нефти и вытесняющего агента, будет той нагрузкой на плёночную нефть, находящуюся на -76- поверхности зёрен породы, которая приведёт к подвижке структурированных граничных слоёв нефти. Исходя из вышеизложенного, можно заключить, что на некоторых нефтяных месторождениях или его участках, которые разрабатывались прежде на жёстко водонапорном режиме, на заключительной стадии эксплуатации проявляет себя иной механизм, заставляющий плёночную нефть мигрировать вертикально вверх за счёт разности удельных весов в гравитационном поле. На подвижность остаточной нефти влияют два градиента давления: гидродинамический - от разности давлений в зоне отбора нефти и в зоне закачки вытесняющего агента, направление действия которого соответствует линиям тока жидкости и преимущественно параллельно кровле, подошве пласта; гравитационный - обусловлен разностью удельного веса нефти и вытесняющего агента (воды), направление действия которого строго вертикальное и действует в любой точке пласта. Под действием гравитационного градиента давления вся остаточная нефть начинает мигрировать в кровельную часть пласта и там собираться. В нижней части пласта с уходом остаточной нефти происходит увеличение сечения между зёрнами породы, что в свою очередь увеличивает фазовую проницаемости по воде. Потому произойдёт снижение сопротивления среды для движения воды, а значит, влияние гидродинамического градиента давления на движение остаточной нефти будет снижаться. У кровли пласта будет происходить накопление остаточной нефти, которая с увеличением нефтенасыщенности прикровельного участка пласта начнёт частично переходить в "свободный объём" и менять свои гидродинамические свойства (исчезают структурные свойства, что приводит к увеличению подвижности нефти, снижению её вязкости). Под действием гравитационного градиента давления эта нефть начнёт мигрировать в направлении естественного падения пласта к купольным частям пласта и за счёт условия неразрывности потока образует новую "компактную залежь". Этот процесс будет рельефно проявлять себя по мере продвижения фронта вытеснения, за которым остаются остановленные скважины (по причине высокой обводнённости), в которых проявляется эффект накопления нефти под действием гравитационного градиента давления. Поэтому можно предложить периодический способ эксплуатации таких скважин с целью отбора нефти без воды. Подтверждением -77- описанному выше способу доразработки истощенных продуктивных пластов могут служить факты из нефтепромысловой практики и лабораторные эксперименты, позволяющие дать объяснение происходящим процессам в пластовых условиях, которые приводят к регенерации нефтяного месторождения [49, 56, 57, 58, 59]. Таким образом, на основании изложенных выше перечисленных выкладок можно сформулировать гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения. На завершающей стадии разработки остаточная нефть, в объемах пласта с предельным значением водонасыщенности, будет мигрировать преимущественно в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления, который возникает на границе раздела фаз «остаточная нефть – вытесняющий агент» и обусловлен разностью в удельном весе между ними. Скапливаясь в прикровельной части коллектора, остаточная нефть начнёт частично переходить в «свободный объем» и менять свои гидродинамические свойства (исчезают структурные свойства, что приводит к увеличению подвижности нефти, снижению её вязкости). Скопившаяся нефть начнёт перемещаться вдоль кровли в направлении естественного наклона пласта, заполняя все микрокупольные поднятия кровли продуктивного пласта и за счёт условия неразрывности потока образует новую «компактную залежь». -78- ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2 1. В результате экспериментальных и вычислительных исследований выявлены следующие особенности остаточной нефти. 1.1. Основная часть остаточной нефти находится в связанном состоянии на поверхности пор в виде адсорбционного слоя и может перемещаться по вертикали под действием градиента давления, обусловленного разницей удельных весов пластовых жидкостей. 1.2. Остаточная нефть обладает аномальными физико-химическими свойствами по сравнению с нефтью, из которой этот слой образован. Степень отличия, вероятно, будет зависеть от соотношения компонентного состава в исходной нефти и степени активности породообразующего материала по отношению к этой нефти. Вопрос о кондиционности для дальнейшей добычи остаточной нефти должен решаться в каждом конкретном случае из экономических соображений. 2. Установлена роль гидродинамического и графитационного градиента давлений на миграцию нефти и в переформировании нефтяной залежи заключающаяся в следующем. 2.1. Под действием гидродинамического градиента давления происходит вытеснение нефти, которая содержится в пространстве, оконтуренном граничными слоями самой нефти внутри поровых каналов. Поэтому на заключительной стадии разработки остаточная нефть содержится в пласте в виде плёнки на поверхности порового пространства, окружённая внедрённой в пласт водой. Вследствие этого на миграцию остаточной нефти влияют два градиента давления: гидродинамический и гравитационный. 2.2. Увеличение гидродинамического градиента давления в межскважинном пространстве с целью интенсификации течения остаточной нефти малоэффективно, поскольку 80% разницы давления в зоне нагнетания и в зоне отбора затрачивается на преодоление расстояния, равного 3÷5 эффективным толщинам нефтенасыщенного пласта. Этот градиент давления действует по линиям тока и не постоянен. 2.3. Градиент давления, обусловленный разницей удельного веса нефти и пластовой воды (гравитационный градиент давления - gradPg), превосходит по абсолютной величине гидродинамический градиент давления (gradPP) и постоянен в любой точке пласта. Соотношение между этими градиентами давления составит: -79- для границы призабойной зоны среднее значение гидродинамического градиента давления - 1890.31; 945.15; 189.03 Па/м, значит соотношение градиентов (gradPg/gradPP) - 0.52; 1.04; 5.19, так как гравитационный градиент равен 981 Па/м; для удалённой части пласта значение гидродинамического градиента давления 737.89; 368.95; 73.79 Па/м, значит соотношение градиентов (gradPg/gradPP) - 1.33; 2.66; 13.29. В случаях, когда плотности фаз будут иные: плотность пластовой воды 1000 ÷ 1200 кг/м3, а пластовой нефти 600 ÷ 900 кг/м3, то величина гравитационного градиента давления составит 981 ÷ 5886 Па/м. 2.4. Под действием гравитационного градиента давления остаточная нефть будет мигрировать в кровельные участки пласта. В результате этого сечение поровых каналов будет увеличиваться, фазовая проницаемость по воде будет расти. Эффективность вытеснения за счёт влияния гидродинамического градиента давления во времени будет стремительно падать вплоть до нуля. 2.5. Структурированные нефти при малых градиентах давления (от 4500 Па/м и ниже) могут проявлять пластическую форму течения, т.е. без разрушения структуры, как “ньютоновская” жидкость. 3. Сформулирована гипотеза о механизме переформирования нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения и в соотвествии с ней рекомендованы следующие режимы эксплуатации скважин в зависимости от их расположения на структуре. 3.1. Скважины, расположенные на структуре продуктивного пласта, отключённые по разным технологическим причинам или находящиеся во временной консервации, не должны ликвидироваться, если они экологически безопасны, так как в дальнейшем они могут быть использованы как основные добывающие скважины данной залежи и для уточнения структуры. 3.2. Скважины, находящиеся в купольных участках пласта и обводнившиеся до предельной величины, необходимо содержать в работоспособном состоянии и переводить на периодический режим эксплуатации. Периодичность работы каждой скважины будет зависеть от геолого-физических характеристик пласта, физикохимических свойств самой нефти и будет устанавливаться для каждой скважины из условия её безводной эксплуатации. -80- 3. ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ И ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ. 3.1. Переформирование нефтяных месторождений и пластов. Примеров долговременной консервации залежей в нефтепромысловой практике пока не так много [130, 160, 169, 170, 185, 186, 196]. Впервые факт переформирования залежей отмечен на Старо-Грозненских «поднадвиговых» месторождениях и на месторождениях Ставропольского края. В связи с ведением боевых действий и угрозой захвата этих территорий противником в годы Великой Отечественной войны скважины были сознательно выведены из строя. Нефтяные залежи в течение нескольких лет не разрабатывались. После восстановления скважин и вывода их на рабочий режим было замечено, что они, до остановки работая со значительной обводнённостью (60-90%), после повторного запуска стали добыавать безводную нефть в течение продолжительного времени. В Самарской области целенаправленно были проведены два опыта - на залежах пласта Б2 месторождений Яблоновый [160] Овраг и Губинское. Залежь пласта Б2 была законсервирована в октябре 1957 г., когда обводненность добываемой продукции всех скважин составляла 95-97%. Консервация продолжалась в течение года. Пластовое давление в залежи за 3-4 месяца восстановилось до начального. За 6-8 месяцев стволы всех скважин оказались заполненными нефтью, давление на устьях поднялось до 5-10 атм. Когда они были введены в эксплуатацию, в первые сутки была получена безводная нефть. Залежь пласта Б2 Губинского месторождения была законсервирована в октябре 1964 г. на 1-1,5 месяца в соответствии с экспериментом импульсного воздействия на пласт (цикличный отбор жидкости). Продукция скважин также была обводнена на 9599%. Так же, как и на месторождении Яблоновый Овраг, в стволах всех скважин происходило замещение воды нефтью. Однако дальнейшее применение форсированного отбора на этих объектах разработки не дало и не могло дать положительного результата. Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождений Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в стволах скважин -81- нефтью из пласта, а дальнейшая эксплуатация на режиме ФОЖ не позволила получить положительных результатов, поскольку отбор нефти не был согласован с притоком остаточной нефти на забой добывающих скважин и способствовал опережающему темпу обводнения скважин. В работе [130] автором приводятся данные о наблюдениях за остановленными нефтяными скважинами на 12 месторождениях Припятского прогиба Республики Беларусь. Для каждого из месторождений приведены данные по одной скважине, в которых наблюдалось изменение плотности столба жидкости за период простоя. Время простоя между замерами варьирует от 992 до 3215 сут. Если при остановке скважин средняя плотность столба жидкости составляла 1124 кг/м3 (интервал изменения 1050÷1200), то после простоя замеренная плотность составила в среднем 818 кг/м3 (интервал изменения 525÷955), что говорит о частичном либо о полном замещении столба жидкости на нефть. Закономерности между временем простоя и изменением плотности в стволе скважины не прослеживается. Данное обстоятельство лишний раз убеждает в том, что процесс замещения столба высокообводнённой жидкости на нефть носит разновременной характер и зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта, гидродинамической характеристики остаточной нефти и физикохимических свойств пластовой воды, а также необходимости проведения измерений в динамике. В той же работе [130] П.П. Повжик на графике № 5 приводит динамику изменения буферного давления на скважинах № 15 Дубровского месторождения и № 126 Южно-Сосновского месторождения. Если в первой скважине (№ 15), процесс восстановления буферного давления носит практически линейный характер, без достижения максимума, который должен стабилизироваться во времени, то в скважине № 126 наблюдается достижение максимума и стабилизация буферного давления во времени. Эти два примера доказывают, что в первом случае (скв. № 15) процесс замещения столба жидкости в скважине не завершен, а во втором случае (скв. № 126) процесс замещения произошел. Но замер плотности столба жидкости в скважине № 126 произведён гораздо позже, чем произошло замещение (буферное давление стабилизировалось), поэтому корреляции между изменением плотности столба жидкости и временем между замерами в данных промысловых исследованиях не наблюдается. -82- В выше упомянутой работе [130] также приводится сопоставление между величиной накопленной добычи нефти за период первичной и вторичной эксплуатации залежей и отдельных скважин Российской Федерации, Республики Беларусь и Венесуэлы. Показано, что повторная эксплуатация нефтяных месторождений Ишимбайского района Республики Башкортостан, приуроченных к группе месторождений Кинзибулатовского типа (Карлинское, Малышевское, Буруновское) позволила добыть порядка 19 % от накопленной добычи за первичный период разработки. К сожалению, автор не указывает за какой период повторной эксплуатации выполнено данное сопоставление. Ниже более подробно будут изложены результаты повторной эксплуатации нефтяных месторождений Ишимбайской группы месторождений, приуроченных к Кинзебулатовскому типу. На рисунке 6 работы [130] приведена диаграмма накопленных значений добычи нефти по скважинам № 33 Речитского и скв. № 79 Осташковичковского нефтяных месторождений, опять же без указаний сроков первичной и вторичной эксплуатации скважин. Накопленная добыча нефти за период вторичной эксплуатации составила соответственно 35 и 49 %. Как примеры переформирования нефтяных залежей, автором публикуются фотографии устья четырёх высокообводнённых скважин (скв. № 75 Золотухинского, скв № 99 Реченского, скв. № 130 Южно-Сосновского и скв. № 33 Вишанского месторождений), где запечатлен факт нефтепроявления после их остановки. По трём скважинам месторождения Guara Este (Венесуэла, бассейн р. Ориноко) приведены данные о накопленной добычи нефти за первичный и вторичный периоды эксплуатации. Так, по скв. № GG 101 накопленная добыча нефти за вторичный период эксплуатации составила 84 % от накопленной добычи нефти за первичный период, по скв. № GG 95 – 22%, по скв. № GG 76 – 50%. Кроме этого, в работе [130] указывается, что повторная эксплуатация только трёх скважин на месторождениях Республики Беларусь за 2009 г. позволила получить дополнительную прибыль порядка 200 тыс. долларов США. Причиной перераспределения остаточной нефти в карбонатных коллекторах, по мнению автора [130], является процесс капиллярно-гравитационной сегрегации. -83- В работах [169, 170, 185, 186] рассматривается вопрос о гравитационном переформировании нефтяной залежи на примере Ишимбайской группы месторождений, как об одном из методов повышения нефтеотдачи пластов. В частности, рассмотрено Карлинское нефтяное месторождение, отнесённое к Кинзебулатовскому типу. Оно было введено в промышленную эксплуатацию в 1941 г. Разработка залежи продолжалась до конца 1960 г., после чего месторождение было законсервировано из-за высокой обводнённости добываемой продукции и малодебитности, а впоследующем остаточные запасы нефти были списаны с баланса. За время консервации в течение более 30 лет давление в залежи практически полностью восстановилось, произошло гравитационное разделение нефти и воды, а массивная залежь с трещиноватыми коллекторами в определённой степени возродилась. В 1993 г. три скважины (№№ 41, 61, 67) были расконсервированы и введены в пробную эксплуатацию фонтанным способом. В результате был получен приток безводной нефти. В начальный период эксплуатации были проведены промысловые исследования методом пробных откачек на различных режимах. Эти исследования показали высокую перспективность добычи нефти из старых законсервированных скважин. В работе [170] приводятся данные о доразработке Карлинского и Малышевского месторождений в НГДУ "Ишимбайнефть" после реконсервации. С 1941 – 1951 гг. по 1960 г. в НГДУ "Ишимбайнефть" разрабатывалась группа месторождений с сильно неоднородными трещиноватыми карбонатными коллекторами, приуроченными к сакмаро-артинским и верхнекаменноугольным (Карлинское, Малышевское, Буруновское, Кисяпкуловское и отложениям Цветаевское, геолого- физические характеристики пластов которых и технологические показатели разработки по объектам приведены в табл. 3.1 – 3.2). Нефти месторождений относятся к типу тяжёлых, высоковязких и высокосернистых. Месторождения разрабатывались на режимах растворённого газа при ограниченной активности подошвенных вод. В процессе разработки Карлинского и Малышевского месторождений наблюдалось резкое падение пластового давления, снижение дебитов большинства скважин по жидкости до 0,1 ÷ 2,0 т/сут, рост обводнённости до 70 ÷ 100 %. В 1960 г. разработка месторождений была приостановлена ввиду её нерентабельности. Скважины, как правило, ликвидированы с установкой только Таблица 3.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов месторождений Месторождение Карлинское Объект разработки артинский ярус Параметр Средняя глубина, м Малышевское Буруновское сакмаро-артинский сакмаро-артинский ярус ярус Кисяпкуловское сакмаро-артинский ярус Цветаевское кунгурский ярус южный купол северный купол 267 450 390 900 массивный массивный массивный массивный карбонатный карбонатный карбонатный порово-кавернозный -150 -360 -240 -700 1211.9 2105 688.5 1020 Средняя эффективная толщина, м 50.4 64.8 40.7 67 22.1 6.0 Средняя нефтенасыщенность, д.ед. 0.9 0.9 0.9 0.82 0.9 0.9 0.086 0.03 0.05 0.16 0.079 0.03 0.22 0.047 0.15 0.594 0.079 0.594 2.465 0.004 4.03 - - - 2.7 4.5 3.5 8.0 5.5 11.4 12.0 12.0 12.0 12.0 4.6 12.0 909.0 не определено 860.0 903.0 770.0 770.0 921.0 942.0 939.0 910.0 940.0 940.0 1.17 не определено 0.58 4.4 5.0 4.3 Газосодержание, м /т 12.2 16.0 25.9 37.0 41.0 - Объемный коэффициент нефти, д.ед. 1.03 1.119 1.17 1.074 1.231 1.231 Вязкость пластовой нефти, мПа*с 68.43 13.8 36.0 18.0 32.6 32.6 Содержание серы в нефти, % 4.14 3.48 3.49 3.46 3.62 3.62 Содержание парафина в нефти, % 1.75 4.7 4.2 3.6 1.75 1.75 Содержание асфальтенов в нефти, % 11.07 21.1 12.8 4.57 11.1 11.1 Коэффициент нефтеизвлечения, д.ед. 0.324 0.436 0.410 0.210 Тип залежи Тип коллектора Абсолютная отметка ВНК, м Площадь нефтеносности, тыс. м 2 Средняя проницаемость, мкм 2 Средняя проницаемость трещинная, мкм Пластовое давление, МПа 0 Пластовая температура, С Плотность нефти в пласт. усл., кг/м3 Плотность нефти в поверх. усл., кг/м 3 Давление насыщения нефти газом, МПа 3 2 460 пластовая карбонатный -335 -230 2477.5 0.424 -84- Средняя пористость, д.ед. 550 Таблица 3.2 - Технологические показатели разработки по объектам в процессе повторной эксплуатации Месторождение Малышевское Буруновское Кисяпкуловское Цветаевское 06.1941-12.1960 07.1951-10.1961 01.1949-12.1953 01.1935-12.1960 10.1947-08.1960 01.03.1993 01.01.1992 01.08.2003 01.01.1986 01.09.1997 112.321 99.005 18.461 386.070 9.349 Текущий КИН, д.ед. (на дату ввода повторно) 0.205 0.226 0.242 0.077 0.373 Степень выработки ОИЗ нефти, % 63.2 51.9 59.1 36.8 87.9 Накопленная добыча нефти, тыс.т (на 01.05.13 г.) 240.287 165.18 40.2185 305.3312 77.899 ОИЗ нефти, т (на 01.05.2013 г.) 64.597 40.612 4.882 305.349 -0.731 Текущий КИН, д.ед. (на 01.05.2013 г.) 0.255 0.350 0.366 0.105 0.428 Прирост КИН, д.ед 0.051 0.124 0.123 0.028 0.055 Степень выработки запасов нефти, % ( на 01.05.2013 г.) 78.81 80.27 89.18 50.00 100.9 Достигнутая обводнённость, % 91.6 77.8 96.3 2.0 49.4 Период первичной эксплуатации Дата ввода в повторную эксплуатацию ОИЗ нефти, тыс.т. (на дату ввода повторно) -85- Карлинское Параметры -86- верхних мостов, месторождения законсервированы, а впоследствие сняты с государственного баланса. Наблюдения показали, что за время консервации в течение более 30 лет пластовое давление на залежах почти полностью восстановилось, произошло их переформирование. В 1992 г. на Малышевском, в 1993 г. на Карлинском [169] месторождениях часть скважин из консервации была выведена в повторную эксплуатацию практически с первоначальными дебитами по нефти 2,9 ÷ 15,8 т/сут и низкой обводнённостью 14,0 ÷ 16,0 %. Положительные результаты пробной эксплуатации Малышевского и Карлинского месторождений явились основанием для ввода в пробную эксплуатацию наиболее высокодебитных в прошлом скважин Буруновского (с 2003 г.), Кисяпкуловского (с 1986 г.) и Цветаевского (с 1997 г.) месторождений. Результаты первичной и вторичной разработки месторождений обобщены и подробно изложены в работах [185, 186]. На рисунках 3.1, 3.2. приведены графики разработки Карлинского нефтяного месторождения. В таблице 3.3 приведены годовые показатели разработки, а в таблице 3.4 - эксплуатационные характеристика всех скважин, участвующих в разработке месторождения (белым цветом отмечены скважины, участвующие только в первичной разработке, зеленый цветом отмечены скважины, участвующие только при вторичной разработке, голубым - отмечены скважины участвующие, как в первичной, так и во вторичной разработке). Аналогичная информация приведена по Малышевскому (рис. 3.3, 3.4. табл. 3.5., 3.6), Буруновскому (рис. 3.5, 3.6. табл. 3.7., 3.8), Кисяпкуловскому (рис. 3.7, 3.8. табл. 3.9., 3.10) и Цветаевскому (рис. 3.9, 3.10. табл. 3.11., 3.12) месторождениям. Рассмотрим результаты первичной и вторичной разработки данных месторождений с позиции выдвигаемой гипотезы на процесс переформирования нефтяной залежи. За период консервации месторождений 25 – 50 лет в ранее истощенных нефтяных залежах произошло восстановление пластового давления до первоначальных значений. В стволах всех скважин произошло замещение жидкости на нефть. На Карлинском нефтяном месторождении были собраны данные о физикохимических свойствах нефтей за период первичной и вторичной разработки. Результаты исследований пластовых нефтей приведены в таблице 3.13. -87- 120000 100.0 90.0 80.0 70.0 80000 60.0 60000 50.0 40.0 40000 Обводнённость, % Добыча нефти, жидкости (т), закачка м3 100000 30.0 20.0 20000 10.0 0 1941 0.0 1946 1951 1956 1961 Нефть, т 1966 1971 1976 Годы Жидкость, т 1981 1986 Закачка, м3 1991 1996 2001 2006 2011 Обводнённость, % Рисунок 3.1 - Графики разработки Карлинского нефтяного месторождения 21 60 50 15 40 12 30 9 20 6 10 3 0 1941 0 1946 1951 1956 1961 Дебит нефти, т/сут 1966 1971 1976 1981 Годы Дебит жидкости, т/сут 1986 1991 1996 2001 2006 2011 Фонд добывающих скважин, шт Рисунок 3.2 – Динамика дебитов и действующего фонда скважин по Карлинскому нефтяному месторождению Действующий фонд скважин, шт. Дебит нефти, жидкости (т/сут) 18 -88- Таблица 3.3 – Технологические показатели разработки Карлинского месторождения Дата Рабочее время, ч Нефть, т Жидкость, т 1941 1942 1943 1944 1945 1946 1947 1948 1949 1950 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 17184 127824 313968 384744 370800 268656 295896 301248 191232 134609 271219 269040 270192 249504 264336 272664 250032 263736 255960 169968 12600 15756 48264 89519 69132 50182 75108 82104 90216 107592 123024 106776 125653 136387 135904 136646 133645 137946 134301 22168 40037 2763 38304 38556 23040 12831 6486 7100 7223 4912 3279 5439 5490 5196 5238 4780 4684 4071 4875 4831 3465 8312 4410 3288 2403 2413 2143 2685 1510 1835 1543 2355 2553 1701 1795 1398 1303 1760 1782 1710 282 543 2763 41238 74453 96793 77762 53069 49044 39192 24852 8162 20413 20804 19723 18751 18589 19169 16835 18493 21908 14392 9932 5225 3831 2595 3660 3402 4755 2624 2136 1871 6424 15129 12870 10782 11711 12833 12755 15655 18757 3414 6452 Обводнен Закачка, ность, % м3 0.0 7.1 48.2 76.2 83.5 87.8 85.5 81.6 80.2 59.8 73.4 73.6 73.7 72.1 74.3 75.6 75.8 73.6 77.9 75.9 16.3 15.6 14.2 7.4 34.1 37.0 43.5 42.5 14.1 17.5 63.3 83.1 86.8 83.4 88.1 89.8 86.2 88.6 90.9 91.7 91.6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 40 369 0 137 234 3233 11219 7294 8213 9510 10639 10370 13292 16686 3020 5504 Добыча воды, т Фонд (доб) Рабочее время, ч (наг) Фонд (НАГ) Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Приемсть, м3/сут 0 2934 35897 73753 64931 46583 41944 31969 19940 4883 14974 15314 14527 13513 13809 14485 12764 13618 17077 10927 1620 815 543 192 1247 1259 2070 1114 301 328 4069 12576 11169 8987 10313 11530 10995 13873 17047 3132 5909 4 31 47 47 49 44 46 42 20 33 31 33 30 28 33 32 30 31 31 1 4 0 8 12 3 11 8 12 13 17 12 13 16 16 16 15 16 16 16 14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 720 3672 0 1968 2832 5136 8784 6576 8448 8760 8784 8736 8760 8760 2080 2880 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 3.9 7.2 2.9 1.4 0.8 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 15.8 6.7 1.6 0.6 0.8 1.0 0.9 0.4 0.5 0.3 0.5 0.6 0.3 0.3 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 3.9 7.7 5.7 6.0 5.0 4.7 4.0 3.1 3.1 1.5 1.8 1.9 1.8 1.8 1.7 1.7 1.6 1.7 2.1 2.0 18.9 8.0 1.9 0.7 1.3 1.6 1.5 0.8 0.6 0.4 1.3 3.4 2.5 1.9 2.1 2.3 2.3 2.7 3.4 3.7 3.9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 0 2 2 15 31 27 23 26 29 28 36 46 35 46 Таблица 3.4 – Эксплуатационные характеристики скважин Карлинского нефтяного месторождения Первичная эксплуатация № Накопленная Накопленная № скв п.п добыча нефти, добыча т жидкости, т 2 23 29 31 34 35 38 39 40 42 47 52 54 59 60 62 65 66 68 69 71 72 73 77 79 84 85 95 100 102 103 111 115 177 182 187 191 3 591.0 1228.0 210.0 4886.0 301.0 428.0 1432.0 4064.0 3363.0 2481.0 129.0 5269.0 827.0 830.0 595.0 1078.0 3117.0 5794.0 1336.0 741.0 4704.0 3994.0 1747.0 3501.0 1840.0 1233.0 1566.0 4569.0 2563.0 1698.0 3054.0 2798.0 616.0 2459.0 3907.0 896.0 4 1015.0 2943.0 933.0 19611.0 4717.0 2284.0 1716.0 12232.0 8522.0 4627.0 624.0 10157.0 827.0 4132.0 1057.0 1078.0 22406.0 27584.0 4508.0 4167.0 15916.0 7368.0 4861.0 8531.0 4506.0 6206.0 11966.0 7522.0 5221.0 5766.0 7662.0 9786.0 616.0 12286.0 6183.0 896.0 5 0.7 1.4 3.4 3.0 14.7 4.3 0.2 2.0 1.5 0.9 3.8 0.9 0.0 4.0 0.8 0.0 6.2 3.8 2.4 4.6 2.4 0.8 1.8 1.4 1.4 4.0 6.6 0.6 1.0 2.4 1.5 2.5 0.0 4.0 0.6 0.0 6 17928 11616 17424 32760 6792 10776 3912 131304 125400 141864 4656 137184 23520 36528 1464 28200 45456 134304 12072 31920 134952 142056 50448 140760 55560 31608 55176 130560 130848 109075 123552 121248 13968 66456 124680 25680 7 0.5 1.0 1.0 0.8 0.1 0.2 0.2 0.4 0.1 0.2 0.1 0.5 0.2 0.0 1.0 0.2 0.8 0.6 0.1 1.0 0.4 0.4 0.1 0.4 0.6 0.1 0.0 0.5 0.4 0.4 0.6 0.5 0.5 0.1 0.5 0.1 8 2.5 5.1 4.0 7.6 9.9 1.0 4.3 3.9 1.0 0.5 1.8 0.8 0.2 20.4 6.7 0.2 11.3 2.8 7.8 10.2 0.6 1.4 0.4 3.9 0.6 7.3 2.7 0.6 0.5 0.7 1.9 0.8 0.5 2.2 1.9 0.1 9 80.0 80.2 75.0 89.9 98.6 80.0 94.9 90.2 90.0 60.0 92.9 40.0 0.0 100.0 85.0 0.0 92.9 79.5 99.2 90.2 40.0 72.1 70.0 90.2 0.0 98.6 100.0 21.1 14.3 45.5 69.5 37.5 0.0 96.7 73.2 0.0 10 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 16 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 17 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 18 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 19 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -89- 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 Накопленный ВНФ, д.ед. Вторичная эксплуатация На дату остановки На дату ввода На 01.05.2013 г. Накопленная Накопленная Рабочее Дебит Накопленный Рабочее Дебит Дебит Дебит Дебит Дебит добыча Обводнён., добыча нефти, Обводнён., Обводнён., время, ч нефти, жидкости, ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, нефти, жидкости, т жидкости, т % % % т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут Продолжение таблицы 3.4. Первичная эксплуатация № Накопленная Накопленная № скв п.п добыча нефти, добыча т жидкости, т 197 202 204 212 214 238 17KR 1KRL 20KR 249K 2KRL 3KRL 5KRL 7KRL 82B 8KRL 30 250 251G 252G 41S1 28 33 41 45 46 53 55 61 67 74 76 78 88 181 186 196 203 497.0 703.0 4695.0 4168.0 3094.0 2115.0 1006.0 2270.0 10380.0 30.0 4694.0 3028.0 80.0 2113.0 2290.0 356.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1050.0 1056.0 8271.0 2558.0 882.0 4982.0 11822.0 5777.0 2752.0 401.0 5635.0 7364.0 4984.0 3000.0 2763.0 2628.0 5274.0 5034.0 703.0 37534.0 21734.0 8453.0 4479.0 1427.0 3151.0 20831.0 35.0 13543.0 3028.0 80.0 2113.0 2290.0 664.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3764.0 3671.0 21905.0 5082.0 882.0 26583.0 80635.0 27913.0 16036.0 3928.0 11371.0 19697.0 17038.0 7156.0 7660.0 5279.0 22274.0 9.1 0.0 7.0 4.2 1.7 1.1 0.4 0.4 1.0 0.2 1.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.6 2.5 1.6 1.0 0.0 4.3 5.8 3.8 4.8 8.8 1.0 1.7 2.4 1.4 1.8 1.0 3.2 18504 21888 119832 117696 114168 50520 62568 122592 33048 528 105816 43200 1152 36792 85320 13464 0 0 0 0 0 38664 20064 127080 125328 33456 121488 140801 121272 53856 15576 134592 130608 136800 102960 117312 39744 124416 0.5 0.1 0.4 0.4 0.5 0.2 0.1 0.2 2.0 0.9 0.4 0.1 1.0 0.2 1.6 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.6 0.2 0.2 0.2 0.5 0.7 0.6 0.0 0.7 0.6 0.6 0.3 1.6 0.5 0.7 0.6 5.3 0.1 3.8 2.0 5.1 3.8 0.4 0.4 2.5 1.4 1.2 0.1 1.0 0.2 1.6 2.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 9.9 3.7 2.0 0.5 0.2 1.1 6.9 2.3 3.6 9.2 2.0 1.2 0.6 4.9 2.5 1.3 2.7 91.1 0.0 89.5 81.0 90.5 94.7 81.8 50.0 20.0 33.3 68.4 0.0 0.0 0.0 0.0 75.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 97.7 83.8 90.2 60.0 0.0 52.9 89.8 74.3 100.0 92.7 70.5 50.0 50.0 67.1 80.3 45.2 77.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 668.0 1687.8 1564.9 2647.9 1445.6 1994.7 419.2 8105.0 211.0 58.0 1191.6 1910.3 5476.9 3772.3 23.0 4681.3 2377.7 663.0 1973.0 721.0 1993.4 4138.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 695.0 6204.1 10628.0 23565.2 10884.5 2063.6 822.9 10337.0 226.0 231.0 1272.0 19983.6 7702.2 4006.6 105.0 27581.8 3584.3 1029.0 13920.4 766.0 3588.7 17615.6 На дату ввода На 01.05.2013 г. Накопленный Рабочее Дебит Дебит Дебит Дебит Обводнён., Обводнён., ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, нефти, жидкости, % % т/сут т/сут т/сут т/сут 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.7 5.8 7.9 6.5 0.0 1.0 0.3 0.1 3.0 0.1 9.5 0.4 0.1 3.6 4.9 0.5 0.6 6.1 0.1 0.8 3.3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 115367 72317 69677 75352 25216 119565 84152 109576 48202 11664 98598 103938 151247 139002 6432 126029 118112 104127 107598 15672 126708 131309 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 5.5 6.7 6.0 5.7 14.0 1.3 26.3 0.1 0.7 2.3 1.3 6.8 11.2 0.5 3.3 1.8 2.1 0.1 2.7 2.7 4.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 5.5 8.8 7.0 9.6 14.0 1.3 30.0 0.1 0.7 2.3 1.4 12.1 11.2 0.5 3.5 2.2 2.5 0.3 2.8 2.8 4.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 23.7 14.3 40.4 0.2 0.0 12.2 0.0 0.0 2.7 4.8 43.9 0.0 0.0 5.6 19.4 17.1 50.0 3.7 1.9 5.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.9 1.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.5 0.1 0.1 0.0 0.9 0.2 0.0 0.4 0.0 0.4 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 7.5 13.9 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 10.1 0.1 0.1 0.0 8.7 0.2 0.0 8.7 0.0 0.4 5.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3.6 0.0 0.0 87.5 93.0 3.6 3.6 0.0 0.0 0.0 3.6 94.6 3.6 3.6 0.0 89.3 1.8 0.0 95.9 0.0 4.6 91.8 -90- 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 Накопленный ВНФ, д.ед. Вторичная эксплуатация На дату остановки Накопленная Накопленная Рабочее Дебит Дебит добыча Обводнён., добыча нефти, время, ч нефти, жидкости, т жидкости, т % т/сут т/сут -91- 35000 100.0 90.0 80.0 25000 70.0 60.0 20000 50.0 15000 40.0 Обводнённость, % Добыча нефти, жидкости (т), закачка м3 30000 30.0 10000 20.0 5000 10.0 0 1951 0.0 1956 1961 1966 Нефть, т 1971 1976 Жидкость, т 1981 Годы 1986 1991 Закачка, м3 1996 2001 2006 2011 Обводнённость, % Рисунок 3.3 - Графики разработки Малышевского нефтяного месторождения 12 25 Действующий фонд скважин, шт. Дебит нефти, жидкости (т/сут) 20 9 15 6 10 3 5 0 1951 0 1956 1961 1966 Дебит нефти, т/сут 1971 1976 1981 Годы Дебит жидкости, т/сут 1986 1991 1996 2001 2006 2011 Фонд добывающих скважин, шт Рисунок 3.4 – Динамика дебитов и действующего фонда скважин по Малышевскому нефтяному месторождению -92- Таблица 3.5 – Технологические показатели разработки Малышевского месторождения Дата Рабочее время, ч Нефть, т Жидкость, т 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1961 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 6264 52896 163848 187992 189864 189072 191136 179556 173675 114354 95448 14884 16716 4320 16368 23226 29572 20520 9768 26040 10800 6648 40368 65747 117612 117448 114032 120697 122270 119647 118443 121828 39730 2101 12093 28186 15569 10853 8952 9596 7129 6110 4971 1227 1799 1773 257 1472 1390 1227 508 75 617 1125 775 7079 7429 5941 5493 4574 4213 3389 3102 2626 2651 878 2332 17663 31172 24396 16856 15748 16490 13204 12200 10198 2901 2062 2024 270 1971 2857 2725 1111 138 1105 2678 2103 12863 15432 13602 10364 13731 14392 12111 12303 11984 12538 3949 Обводнен Закачка, ность, % м3 9.9 31.5 9.6 36.2 35.6 43.2 41.8 46.0 49.9 51.3 57.7 12.8 12.4 4.8 25.3 51.3 55.0 54.3 45.7 44.2 58.0 63.1 45.0 51.9 56.3 47.0 66.7 70.7 72.0 74.8 78.1 78.9 77.8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 514 1736 2726 6183 3800 9506 8787 7463 7598 8122 8711 2690 Добыча воды, т Фонд (доб) Рабочее время, ч (наг) 231 5570 2986 8827 6003 6796 6894 6075 6090 5227 1674 263 251 13 499 1467 1498 603 63 488 1553 1328 5784 8003 7661 4871 9157 10179 8722 9201 9357 9887 3071 4 13 22 22 22 21 22 22 20 19 0 2 2 0 3 3 6 0 2 6 0 3 6 13 14 14 14 14 14 14 14 14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2088 5568 15384 17520 17520 17520 17568 17520 16829 17520 17568 5760 Дебит Фонд (НАГ) нефти, т/сут 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 8.0 5.5 4.1 2.0 1.4 1.1 1.2 1.0 0.8 1.0 0.3 2.9 2.5 1.4 2.2 1.4 1.0 0.6 0.2 0.6 2.5 2.8 4.2 2.7 1.2 1.1 1.0 0.8 0.7 0.6 0.5 0.5 0.5 Дебит жидкости, т/сут Приемист ость, м3/сут 8.9 8.0 4.6 3.1 2.1 2.0 2.1 1.8 1.7 2.1 0.7 3.3 2.9 1.5 2.9 3.0 2.2 1.3 0.3 1.0 6.0 7.6 7.6 5.6 2.8 2.1 2.9 2.9 2.4 2.5 2.4 2.5 2.4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 7 4 8 5 13 12 10 11 11 12 11 Таблица 3.6 – Эксплуатационные характеристики скважин Малышевского нефтяного месторождения Первичная эксплуатация № Накопленная Накопленная № скв п.п добыча нефти, добыча т жидкости, т 2 23 33 34 17ML 18ML 2MLS 8MLS 21 22 24 25 27 28 29 30 31 32 35 36 39 41 11ML 1MLS 7MLS 3 1549.0 4394.0 1150.0 4486.0 35.0 1224.0 908.0 5403.0 10475.0 6794.0 5566.0 4581.0 5621.0 1509.0 8491.0 1385.0 7386.0 7057.0 1828.0 10643.0 2751.0 7895.0 4837.0 819.0 4 2196.0 4891.0 1506.0 6182.0 56.0 1647.0 1994.0 6815.0 16819.0 9319.0 8957.0 5541.0 10745.0 1912.0 9701.0 2081.0 8500.0 10746.0 2982.0 31823.0 3324.0 8600.0 5711.0 1112.0 5 0.4 0.1 0.3 0.4 0.6 0.3 1.2 0.3 0.6 0.4 0.6 0.2 0.9 0.3 0.1 0.5 0.2 0.5 0.6 2.0 0.2 0.1 0.2 0.4 6 68568 69288 69326 73054 1512 67250 11016 61450 73769 58596 64910 70392 58320 68023 73973 66643 71750 71424 71748 79762 61634 82270 70286 79147 7 0.2 0.4 0.3 0.5 1.2 2.0 0.2 0.7 0.5 0.3 0.6 0.5 0.3 0.2 0.5 0.3 1.0 0.5 0.3 0.3 0.0 0.3 1.0 0.3 8 0.2 0.5 0.6 2.7 2.3 12.7 0.2 1.0 1.0 0.5 0.9 1.1 1.1 0.2 0.9 0.5 1.4 0.6 0.4 3.2 62.5 0.4 1.0 0.4 9 0.0 14.3 44.4 80.8 50.0 84.2 28.6 33.3 50.0 35.7 37.0 51.6 67.7 0.0 40.0 46.7 25.0 11.8 23.1 91.5 100.0 16.7 0.0 23.1 10 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 222.0 5720.4 361.0 3798.8 3307.5 325.8 3918.6 6452.0 3506.6 12257.0 5586.6 144.4 8504.3 164.2 3322.0 336.0 465.8 11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 614.0 12988.1 482.0 14521.6 8907.8 6105.1 5388.2 18417.6 8943.2 16273.8 12822.9 2529.5 24738.1 1029.6 17221.9 697.0 632.4 12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.8 1.3 0.3 2.8 1.7 17.7 0.4 1.9 1.6 0.3 1.3 16.5 1.9 5.3 4.2 1.1 0.4 13 0 0 0 0 0 0 0 91008 137081 11050 137825 72655 74353 75210 130627 73570 83759 84071 74379 72504 70315 79208 104411 73034 14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3.2 4.3 1.4 2.2 1.8 4.6 3.3 0.5 1.6 2.5 5.1 0.2 8.9 0.4 9.7 1.7 0.1 15 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3.4 4.3 1.4 2.2 3.3 7.0 5.0 0.5 1.9 3.7 9.0 6.3 9.5 1.3 12.2 1.7 0.1 16 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.9 0.0 0.0 0.0 46.2 34.0 35.0 0.0 17.9 32.3 43.0 96.5 6.9 67.6 20.9 0.0 33.3 17 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.0 0.7 0.0 0.8 1.1 0.6 0.0 2.7 0.0 0.5 0.0 0.0 18 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 1.6 2.0 1.4 1.1 1.4 3.1 3.2 4.3 0.2 8.8 0.2 5.5 0.0 0.0 19 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 98.9 0.0 98.2 73.3 99.0 40.5 97.4 75.2 66.9 85.4 98.5 69.5 96.9 90.5 0.0 9.1 -93- 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Вторичная эксплуатация На дату остановки На дату ввода На 01.05.2013 г. Накопленная Накопленная Накопленный Рабочее Дебит Накопленный Рабочее Дебит Дебит Дебит Дебит Дебит добыча Обводнён., добыча нефти, Обводнён., Обводнён., ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, нефти, жидкости, т жидкости, т % % % т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут -94- 30000 100.0 90.0 80.0 70.0 20000 60.0 15000 50.0 40.0 Обводнённость, % Добыча нефти, жидкости (т), закачка, м3 25000 10000 30.0 20.0 5000 10.0 0 1949 0.0 1954 1959 1964 1969 1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009 Годы Нефть, т Жидкость, т Закачка, м3 Обводнённость, % Рисунок 3.5 - Графики разработки Буруновского нефтяного месторождения 24 7 6 18 5 15 4 12 3 9 2 6 1 3 0 1949 0 1954 1959 1964 1969 Дебит нефти, т/сут 1974 1979 1984 Годы Дебит жидкости, т/сут 1989 1994 1999 2004 2009 Фонд добывающих скважин, шт Рисунок 3.6 – Динамика дебитов и действующего фонда скважин по Буруновскому нефтяному месторождению Действующий фонд скважин, шт. Дебит нефти, жидкости (т/сут) 21 Таблица 3.7 – Технологические показатели разработки Буруновского месторождения Рабочее время, ч 1949 1950 1951 1952 1953 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 8760 43087 44544 43824 26280 6576 24864 18634 17238 17376 17060 17196 15973 15875 12080 2899 Нефть, т Жидкость, т 120 9279 9820 5070 2350 1667 3251 2623 1641 1480 990 615 298 561 354 100 120 14218 23221 24958 24547 1873 4585 6865 6411 6942 7030 5742 5315 6752 7499 2694 Обводнен Закачка, ность, % м3 0.0 34.7 57.7 79.7 90.4 11.0 29.1 61.8 74.4 78.7 85.9 89.3 94.4 91.7 95.3 96.3 0 0 0 0 0 0 0 3178 4435 5129 5597 4791 4720 5730 6430 2511 Добыча воды, т Фонд (доб) Рабочее время, ч (наг) 0 4939 13401 19888 22197 206 1334 4242 4770 5462 6040 5127 5017 6191 7145 2594 1 5 6 5 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 6696 8760 8760 8712 8760 8304 8458 7882 2880 Дебит Фонд (НАГ) нефти, т/сут 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0.3 5.2 5.3 2.8 2.1 6.1 3.1 3.4 2.3 2.0 1.4 0.9 0.4 0.8 0.7 0.8 Дебит жидкости, т/сут Приемист ость, м3/сут 0.3 7.9 12.5 13.7 22.4 6.8 4.4 8.8 8.9 9.6 9.9 8.0 8.0 10.2 14.9 22.3 0 0 0 0 0 0 0 11 12 14 15 13 14 16 20 21 -95- Дата Таблица 3.8 – Эксплуатационные характеристики скважин Буруновского нефтяного месторождения Первичная эксплуатация № Накопленная Накопленная № скв п.п добыча нефти, добыча т жидкости, т 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 2 16 17 11BR 2BRN 3BRN 4BRN 8BRN 25 26 27 3 2672.0 1480.0 2821.0 2019.0 205.0 13560.0 3882.0 0.0 0.0 0.0 4 9690.0 4092.0 10083.0 3702.0 364.0 51393.0 7740.0 0.0 0.0 0.0 Вторичная эксплуатация На дату остановки На дату ввода На 01.05.2013 г. Накопленная Накопленная Накопленный Рабочее Дебит Накопленный Рабочее Дебит Дебит Дебит Дебит Дебит добыча Обводнён., добыча нефти, Обводнён., Обводнён., ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, нефти, жидкости, т жидкости, т % % % т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут 5 2.6 1.8 2.6 0.8 0.8 2.8 1.0 0.0 0.0 0.0 6 26280 17520 34327 17520 9504 35040 26352 0 0 0 7 1.1 1.5 1.3 5.2 0.1 4.3 2.2 0.0 0.0 0.0 8 12.0 7.2 11.9 9.8 0.3 43.2 10.6 0.0 0.0 0.0 9 90.9 79.3 88.9 47.2 75.0 90.0 79.0 0.0 0.0 0.0 10 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 341.0 11891.9 1346.6 11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 695.0 53679.6 7333.4 12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.0 3.5 4.4 13 0 0 0 0 0 0 0 80540 81302 73143 14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.8 6.0 5.5 15 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.6 6.5 6.7 16 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 26.6 7.7 18.0 17 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.1 18 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 22.5 5.3 19 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 96.3 98.0 -96- 35000 100.0 90.0 30000 25000 70.0 60.0 20000 50.0 15000 40.0 Обводнённость, % Добыча нефти, жидкости (т) 80.0 30.0 10000 20.0 5000 10.0 0 1935 0.0 1940 1945 1950 1955 1960 1965 Нефть, т 1970 1975 Годы 1980 Жидкость, т 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Обводнённость, % Рисунок 3.7 - Графики разработки Кисяпкуловского нефтяного месторождения 12 25 9 Действующий фонд скважин, шт. Дебит нефти, жидкости (т/сут) 20 15 6 10 3 5 0 1935 0 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Годы Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Фонд добывающих скважин, шт Рисунок 3.8 – Динамика дебитов и действующего фонда скважин по Кисяпкуловскому нефтяному месторождению -97- Таблица 3.9 – Технологические показатели разработки Кисяпкуловского месторождения Дата Рабочее время, ч Нефть, т Жидкость, т 1935 1936 1937 1938 1939 1940 1941 1942 1943 1944 1945 1946 1947 1948 1949 1950 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 11856 57576 147816 181056 152880 149472 141168 141168 141168 64656 63864 107040 100680 98760 89424 83808 74256 73992 74448 74328 74112 74664 74664 72336 58992 29304 10464 39816 73152 85536 83952 79680 54384 66024 80232 86760 101904 101400 94032 87072 87618 79126 87000 85440 84384 84822 102352 119752 122736 122595 118473 120461 111265 36980 1449 23718 29626 21582 14474 11135 11878 9334 8341 4370 6294 10525 8048 6996 6357 5817 5543 5475 5243 5123 4932 4734 4461 4197 3364 1594 2016 6598 7004 7373 5389 3853 2503 2432 2244 2367 2129 1954 2104 1773 1795 1565 2021 1925 2086 2521 3024 2864 2631 2592 2540 2495 2212 711 1449 23718 29626 21582 14474 11135 11878 9334 8341 4370 6294 10525 8048 6996 6357 5817 5543 5475 5243 5123 4932 4734 4461 4197 3364 1594 2016 6598 7004 7373 5389 3853 2503 2432 2282 2541 2227 2173 2267 1938 1834 1610 2063 2011 2163 2546 3148 3011 2672 2631 2701 2579 2257 726 Обводнен Закачка, ность, % м3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.7 6.8 4.4 10.1 7.2 8.5 2.1 2.8 2.0 4.3 3.6 1.0 3.9 4.9 1.5 1.5 6.0 3.3 2.0 2.0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Добыча воды, т Фонд (доб) Рабочее время, ч (наг) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 38 174 98 219 163 165 39 45 42 86 77 25 124 147 41 39 161 84 45 15 2 13 23 23 20 18 17 17 17 16 13 13 12 12 10 9 9 9 9 9 9 9 9 8 6 1 4 9 12 12 11 9 9 8 11 12 12 12 10 10 10 10 10 10 10 11 14 14 14 14 14 14 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Дебит Фонд (НАГ) нефти, т/сут 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.9 9.9 4.8 2.9 2.3 1.8 2.0 1.6 1.4 1.6 2.4 2.4 1.9 1.7 1.7 1.7 1.8 1.8 1.7 1.7 1.6 1.5 1.4 1.4 1.4 1.3 4.6 4.0 2.3 2.1 1.5 1.2 1.1 0.9 0.7 0.7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.5 0.6 0.7 0.7 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 Дебит жидкости, т/сут Приемист ость, м3/сут 2.9 9.9 4.8 2.9 2.3 1.8 2.0 1.6 1.4 1.6 2.4 2.4 1.9 1.7 1.7 1.7 1.8 1.8 1.7 1.7 1.6 1.5 1.4 1.4 1.4 1.3 4.6 4.0 2.3 2.1 1.5 1.2 1.1 0.9 0.7 0.7 0.5 0.5 0.6 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Таблица 3.10 – Эксплуатационные характеристики скважин Кисяпкуловского нефтяного месторождения Первичная эксплуатация № Накопленная Накопленная № скв п.п добыча нефти, добыча т жидкости, т 2 15 18 19 20 21 37 52 28KS 70KS 8KSP 77G 9 11 12 13 14 16 26 27 33 34 43 2KSP 3KSP 3 7446.0 1361.0 3099.0 4023.0 918.0 2212.0 1362.0 59186.0 1230.0 3146.0 0.0 17571.0 3450.0 10421.0 28571.0 9031.0 12590.0 8223.0 4087.0 10274.0 5834.0 9896.0 19322.0 1357.0 4 7446.0 1361.0 3099.0 4023.0 918.0 2212.0 1362.0 59186.0 1230.0 3146.0 0.0 17571.0 3450.0 10421.0 28571.0 9031.0 12590.0 8223.0 4087.0 10274.0 5834.0 9896.0 19322.0 1357.0 5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6 64632 16800 60768 62304 59832 95016 17112 49272 24480 115032 0 168792 66600 185328 189000 170184 168960 90960 54768 177192 185424 174096 191952 24984 7 1.8 1.9 0.2 1.0 0.4 1.3 1.8 11.5 1.2 0.6 0.0 3.1 1.2 1.9 2.3 1.1 11.0 1.5 1.3 0.9 0.7 0.3 1.6 1.3 8 1.8 1.9 0.2 1.0 0.4 1.3 1.8 11.5 1.2 0.6 0.0 3.1 1.2 1.9 2.3 1.1 11.0 1.5 1.3 0.9 0.7 0.3 1.6 1.3 9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 10 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8921.2 7360.2 4993.4 5964.8 5838.7 5288.1 6706.7 4424.6 5299.9 4514.0 3741.6 8069.8 6641.0 2957.2 11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 9161.2 7556.9 5130.0 6136.9 6067.2 5329.2 6795.4 4467.0 5591.5 4629.6 3801.8 8157.0 6745.1 2979.9 12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 63142 209286 198369 206423 201937 206170 210024 186715 157264 127298 130958 212338 212244 85257 14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.7 9.0 3.0 4.8 6.4 3.1 10.0 3.0 1.2 2.2 4.0 7.2 6.1 3.1 15 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.8 9.0 3.0 4.8 6.4 3.1 10.0 3.0 1.2 2.2 4.0 7.2 6.1 3.1 16 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 17 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.1 0.3 0.2 0.4 0.4 0.3 0.3 0.6 0.3 0.9 0.3 0.0 0.2 0.3 18 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.1 0.3 0.2 0.4 0.4 0.3 0.3 0.6 0.3 0.9 0.3 0.0 0.2 0.3 19 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 1.2 1.9 1.7 0.9 1.2 2.4 2.7 2.4 2.2 2.4 0.0 1.8 2.4 -98- 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Вторичная эксплуатация На дату остановки На дату ввода На 01.05.2013 г. Накопленная Накопленная Накопленный Рабочее Дебит Накопленный Рабочее Дебит Дебит Дебит Дебит Дебит добыча Обводнён., добыча нефти, Обводнён., Обводнён., ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, нефти, жидкости, т жидкости, т % % % т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут 20000 100.0 18000 90.0 16000 80.0 14000 70.0 12000 60.0 10000 50.0 8000 40.0 6000 30.0 4000 20.0 2000 10.0 0 1947 1952 1957 1962 1967 1972 Нефть, т 1977 Годы 1982 Жидкость, т 1987 1992 1997 2002 2007 Обводнённость, % Добыча нефти, жидкости (т) -99- 0.0 2012 Обводнённость, % Рисунок 3.9 - Графики разработки Цветаевского нефтяного месторождения 33 9 30 8 27 6 21 18 5 15 4 12 3 9 2 Действующий фонд скважин, шт. Дебит нефти, жидкости (т/сут) 7 24 6 1 3 0 1947 1952 1957 1962 Дебит нефти, т/сут 1967 1972 1977 1982 Годы Дебит жидкости, т/сут 1987 1992 1997 2002 2007 0 2012 Фонд добывающих скважин, шт Рисунок 3.10 – Динамика дебитов и действующего фонда скважин по Цветаевскому нефтяному месторождению -100- Таблица 3.11 – Технологические показатели разработки Цветаевского месторождения Дата Рабочее время, ч Нефть, т Жидкость, т 1947 1948 1949 1950 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 1056 5496 21264 39648 60384 60552 57144 42888 35352 57168 51816 58488 60720 45120 6552 16248 26208 23016 25032 22968 23304 24432 20494 24302 40360 40237 43753 40580 33886 32666 11300 1346 2409 17612 19260 7171 4640 4370 2130 1547 1718 1837 1207 1638 934 288 1620 974 623 696 406 518 695 595 989 750 520 500 368 217 238 83 1346 2409 17612 19718 7480 4909 4666 2257 2390 3178 2019 1265 1656 949 381 1990 1196 810 831 526 743 865 1099 1317 1044 766 760 563 428 443 164 Обводнен Закачка, ность, % м3 0.0 0.0 0.0 2.3 4.1 5.5 6.3 5.6 35.3 45.9 9.0 4.6 1.1 1.6 24.4 18.6 18.6 23.1 16.2 22.8 30.3 19.7 45.9 24.9 28.2 32.1 34.2 34.7 49.3 46.2 49.4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Добыча воды, т Фонд (доб) Рабочее время, ч (наг) 0 0 0 458 309 269 296 127 843 1460 182 58 18 15 93 370 222 187 135 120 225 170 504 328 294 246 260 195 211 204 81 1 0 3 7 7 7 5 4 6 6 6 7 8 0 3 3 3 3 3 3 3 3 3 5 4 5 5 5 4 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Дебит Фонд (НАГ) нефти, т/сут 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30.6 10.5 19.9 11.7 2.9 1.8 1.8 1.2 1.1 0.7 0.9 0.5 0.6 0.5 1.1 2.4 0.9 0.6 0.7 0.4 0.5 0.7 0.7 1.0 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 Дебит жидкости, т/сут Приемист ость, м3/сут 30.6 10.5 19.9 11.9 3.0 1.9 2.0 1.3 1.6 1.3 0.9 0.5 0.7 0.5 1.4 2.9 1.1 0.8 0.8 0.5 0.8 0.8 1.3 1.3 0.6 0.5 0.4 0.3 0.3 0.3 0.3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Таблица 3.12 – Эксплуатационные характеристики скважин Цветаевского нефтяного месторождения Первичная эксплуатация № Накопленная Накопленная № скв п.п добыча нефти, добыча т жидкости, т 2 29 31 33 16CV 24CV 26CV 7CVT 37 38 13CV 20CV 5CVT 3 1008.0 3451.0 2008.0 1600.0 0.0 810.0 0.0 0.0 0.0 18740.0 12287.0 27915.0 4 1011.0 4169.0 2336.0 1602.0 0.0 814.0 0.0 0.0 0.0 20279.0 12338.0 29305.0 5 0.0 0.2 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 6 68136 82608 81840 51096 960 41808 27432 0 0 92616 79488 100632 7 0.2 0.3 0.3 0.2 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 1.0 0.3 1.0 8 0.2 0.3 0.3 0.2 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 1.0 0.4 1.0 9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 16.7 0.0 10 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 84.0 137.7 3405.3 2109.0 4344.3 11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 500.7 421.8 4149.4 2686.2 6168.2 12 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.0 2.1 0.2 0.3 0.4 13 0 0 0 0 0 0 0 56583 55888 129209 120515 93145 14 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.1 3.1 1.3 1.7 15 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.2 3.7 2.7 4.1 16 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 33.3 66.7 15.8 50.0 58.1 17 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.4 0.3 0.0 18 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.3 0.7 0.3 0.0 19 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 76.4 58.7 46.2 25.7 0.0 -101- 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Вторичная эксплуатация На дату остановки На дату ввода На 01.05.2013 г. Накопленная Накопленная Накопленный Рабочее Дебит Накопленный Рабочее Дебит Дебит Дебит Дебит Дебит добыча Обводнён., добыча нефти, Обводнён., Обводнён., ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, ВНФ, д.ед. время, ч нефти, жидкости, нефти, жидкости, т жидкости, т % % % т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут т/сут -102- За период консервации месторождения произошли существенные изменения физко-химических свойств исследуемой нефти. Так, газовый фактор уменьшился в 7,1 раз (с 85,9 до 12,16 м3/т.). Произошло увеличение плотности нефти с 770 до 909 кг/м3 (1,2 раза). Вязкость пластовой нефти также увеличилась с 32,6 до 129,7 мПа*с (3,9 раза). Таблица 3.13 – Характеристика пластовой нефти Карлинского нефтяного месторождения Параметр 1946-1947 гг. 1993 г. Изменение, раз 85.9 12.16 -7.1 Плотность нефти в пл. усл., кг/м 770 909 1.2 Вязкость пластовой нефти, мПа*с 32.6 125.7 3.9 3 Газовый фактор, м /т 3 Авторы работ [185, 186] объясняют изменения свойств нефти результатами первичной разработки месторождения, которая велась на режиме растворенного газа, благодаря которому происходило резкое увеличение газового фактора добываемой продукции и наблюдалось снижение пластового давления в залежи. С одной стороны, казалось бы, объяснение вполне логично и практически повсеместно именно так трактуется специалистами. Однако есть ряд возражений. Первое, данное объяснение подходит для периода непрерывной эксплуатации залежи, когда замер газового фактора осуществлен в различные временные периоды и измеряется количество растворенного газа в нативной нефти. Очевидно, что содержание свободного газа в остаточной нефти будет на порядок меньше, чем в нативной, но существующая методика определения газового фактора позволяет определять эту величину только у подвижной нефти. Поэтому, если разработка залежи была прекращена, и наблюдаются все признаки переформирования залежи (восстановление пластового давления до первоначального уровня, замещение жидкости в стволе остановленных скважин на нефть), то изменение свойств пластовой нефти как раз и подтверждает факт переформирования залежи, которое произошло за счет консолидации остаточной нефти в прикровельных участках залежи. Второй немало важный вывод вытекает из сопоставления дебита жидкости в период вторичной разработки залежи и характера обводнения добываемой продукции. -103- Превышение дебита жидкости над скоростью притока остаточной нефти на забой эксплуатационных скважин привело к опережающему росту обводнённости добываемой продукции. Это относится к четырём из пяти рассмотренных месторождений, за исключением Кяпкуловского, которое в отличие от других представлено рифом и вероятно активность подошвенной воды экранирована слоем окисленной нефти. Сопоставление накопленной добычи нефти, дебитов и обводнённости представлено в таблице 3.14 и на рисунках 3.11 – 3.16. Таблица 3.14 – Сопоставление эксплуатационных характеристик за период первичной и вторичной разработки месторождений. Первичная эксплуатация На дату остановки Накопленная Накопленная Месторождение Дебит Дебит добыча добыча Обводнён., нефти, жидкости, нефти, т жидкости, т % т/сут т/сут Карлинское 192563.0 656405.0 0.5 3.1 84.9 Малышевское 106787.0 163160.0 0.5 4.0 87.0 Буруновское 26639.0 87064.0 2.2 13.6 83.5 Кисяпкуловское 224610.0 224610.0 2.1 2.1 0.0 Цветаевское 67819.0 71854.0 0.4 0.4 1.8 Вторичная эксплуатация На дату ввода Накопленная Накопленная Месторождение Дебит Дебит добыча добыча Обводнён., нефти, жидкости, нефти, т жидкости, т % т/сут т/сут Карлинское 47724.0 166812.5 4.8 5.6 14.3 Малышевское 58393.0 152312.8 3.0 4.3 29.4 Буруновское 13579.5 61708.0 5.4 6.6 17.5 Кисяпкуловское 80721.2 82548.7 5.3 5.4 0.3 Цветаевское 10080.3 13926.3 1.3 2.2 41.4 Дебит нефти, т/сут 0.2 0.4 0.3 0.5 0.2 На 01.05.2013 г. Дебит Обводн жидкости, ён., % т/сут 2.5 90.5 2.0 79.0 9.3 96.6 0.5 1.8 0.3 50.7 Сопоставление обводнённости, % Сопоставление дебитов жидкости, т/сут 5.6 90.5 84.9 100.0 6.0 90.0 5.0 80.0 70.0 3.1 4.0 2.5 60.0 50.0 3.0 40.0 2.0 14.3 30.0 20.0 1.0 10.0 0.0 0.0 1 1 2 2 3 3 Рисунок 3.11 – Сопоставление эксплуатационных характеристик по Карлинскому нефтяному месторождению -104- Сопоставление дебитов жидкости, т/сут 4.3 4.0 4.5 Сопоставление обводнённости, % 87.0 79.0 90.0 4.0 80.0 3.5 70.0 3.0 2.0 2.5 60.0 50.0 2.0 40.0 1.5 30.0 1.0 20.0 0.5 29.4 10.0 0.0 1 2 0.0 3 1 2 3 Рисунок 3.12 – Сопоставление эксплуатационных характеристик по Малышевскому нефтяному месторождению Сопоставление дебитов жидкости, т/сут Сопоставление обводнённости, % 96.6 13.6 14.0 83.5 100.0 12.0 9.3 10.0 90.0 80.0 70.0 6.6 60.0 8.0 50.0 6.0 40.0 17.5 30.0 4.0 20.0 2.0 10.0 0.0 0.0 1 2 1 3 2 3 Рисунок 3.13 – Сопоставление эксплуатационных характеристик по Буруновскому нефтяному месторождению Сопоставление обводнённости, % Сопоставление дебитов жидкости, т/сут 1.8 5.4 6.0 2.0 1.8 5.0 1.6 1.4 4.0 1.2 2.1 3.0 1.0 0.8 2.0 0.3 0.6 0.5 1.0 0.4 0.0 0.2 0.0 0.0 1 1 2 2 3 3 Рисунок 3.14 – Сопоставление эксплуатационных характеристик по Кисяпкуловскому нефтяному месторождению -105- Сопоставление дебитов жидкости, т/сут Сопоставление обводнённости, % 2.2 2.5 50.7 60.0 41.4 50.0 2.0 40.0 1.5 30.0 1.0 0.4 20.0 0.3 0.5 1.8 10.0 0.0 0.0 1 2 3 1 2 3 Рисунок 3.15 – Сопоставление эксплуатационных характеристик по Цветаевскому нефтяному месторождению Карлинское (∆ КИН = 5,1 %) Сопоставление накопленной добычи нефти за периоды, т Малышевское (∆ КИН = 12,4 %) Сопоставление накопленной добычи нефти за периоды, т 106787.0 192563.0 120000.0 200000.0 100000.0 180000.0 160000.0 58393.0 80000.0 140000.0 120000.0 100000.0 60000.0 47724.0 80000.0 40000.0 60000.0 40000.0 20000.0 20000.0 0.0 1 0.0 2 1 Буруновское (∆ КИН = 12,3 %) Сопоставление накопленной добычи нефти за периоды, т 2 Кисяпкуловское (∆ КИН = 2,8 %) Сопоставление накопленной добычи нефти за периоды, т 224610.0 26639.0 30000.0 250000.0 25000.0 200000.0 13579.5 20000.0 150000.0 80721.2 15000.0 100000.0 10000.0 50000.0 5000.0 0.0 0.0 1 1 2 2 Цветаевское (∆ КИН = 5,5 %) Сопоставление накопленной добычи нефти за периоды, т 67819.0 70000.0 60000.0 50000.0 40000.0 30000.0 10080.3 20000.0 10000.0 0.0 1 2 Рисунок 3.16 – Сопоставление накопленной добычи нефти за разные периоды разработки по месторождениям -106- Таким образом, анализ разработки пяти месторождений показал, что доля накопленной добычи нефти за период повторной эксплуатации залежей составляет от 15 до 55% накопленной добычи за первичный период разработки, прирост величины КИН составляет от 3 до 12 % [76]. Далее рассмотрим другие месторождения нефти, расположенные в различных регионах РФ. На нефтяных месторождениях Башкортостана и Татарстана имеется множество скважин (в таблице 3.15. приведены данные по некоторым скважинам НГДУ «Аксаковнефть»), которые эксплуатируются в режиме накопления (режимные скважины или скважины-накопители), то есть определённое время скважина находится в бездействии, в течение которого происходит накопление нефти в призабойной зоне скважины и на забое, затем скважину включают в работу. В ряде случаев процесс накопления нефти кратковременного происходит интенсивно фонтанирования и скважины. тогда существует Известны возможность нагнетательные и пьезометрические скважины, которые отключены от закачки по технологическим причинам или по назначению самой скважины. В них происходит замещение столба воды, находящегося в стволе скважины, на нефть. Эти факты подмечены не только на «старых» месторождениях, но и на более «молодых» месторождениях с точки зрения времени их разработки, геолого-физические характеристики продуктивных пластов которых приведены в табл. 3.16. Приразломное нефтяное месторождение Западной Сибири: скв. № 230 введена в эксплуатацию 10.1987. и до 05.1988. находилась в отработке на нефть, после чего была переведена под нагнетание. В процессе эксплуатации скважины, произошло повреждение обсадной колонны в 01.1991, после чего её перевели в категорию добывающих с 09.1992. Скважина стала работать с 35 % - ной обводнённостью продукции. На Северо-Салымском нефтяном месторождении во временно остановленных скважинах № 274, 1111 (обе скважины обводнены более 95%), было отмечено нефтепроявление на устье при закрытых задвижках. Замечено, что временный простой добывающей скважины на заключительной стадии разработки приводит к временному снижению суммарно добываемой нефти по Таблица 3.15 - Сведения по малопродуктивным скважинам НГДУ "Аксаковнефть" № скв Прод. пласт Месторожде ние Способ эксплуат. Глубина спуска насоса Дебит Ндин, Рпл, Рзатр, n, % м МПа МПа жидкости, м3/сут нефти, т/сут Режим эксплуатации,час Дата ввода в Дата послед. экспл-ию КРС или ПРС Время Время работы простоя Интервал перфорации Диаметр абс. колонны, дюйм 4107 ДI Вост. Белеб. ЭЦН-50 1757 5.0 1.3 70 - 16.5 0.2 4 20 25.07.1987 22.08.1995 2002.0-2009.0 5 4110 "-" "-" ЭЦН-20 1714 14.0 4.9 60 - 17.2 0.0 8 16 07.08.1989 19.09.1990 2122.5-2125.6 "-" 4109 "-" "-" НВ-32 1403 2.0 1.8 б/в - 18.2 3.4 8 16 10.01.1988 30.11.1996 2078.0-2086.0 "-" 431 3 "-" НВ-43 1465 2.0 0.5 70 - 16.3 0.2 8 16 23.03.1991 18.12.1996 2075.2-2077.6 "-" 30.12.1996 2076.4-2077.4 "-" Д kin 67 ДI Белеб. НВ-28 1615 1.0 0.9 б/в - 15.5 0.5 8 16 20.07.1985 "-" "-" НВ-32 1645 1.0 0.3 60 - 12.3 0.0 8 16 01.01.1973 31.02.95 1954.0-1956.5 "-" "-" "-" НВ-28 1587 1.0 0.3 65 - 12.5 1.2 4 20 13.11.1987 16.06.1995 2026.0-2027.6 "-" 166 ДIV Cпартак. НВ-32 159 3.0 0.4 б/в 1115 9.2 1.6 5 19 31.10.1975 01.01.1997 2028.0-2032.4 "-" 208 3 Д kin "-" НВ-32 1550 1.0 0.5 50 - 15.0 0.1 8 16 31.03.1978 05.03.1996 2004.0-2006.0 "-" 29 СI turn Знамен. НВ-28 1455 1.0 0.1 85 - 2.8 0.0 4 20 31.07.1970 10.05.1995 1521.0-1525.0 "-" 45 "-" "-" НВ-28 1423 1.0 0.4 60 - 8.7 0.4 4 20 29.12.1971 04.06.1995 1528.4-1532.0 "-" 158 "-" "-" НВ-32 1451 1.0 0.3 70 - 6.5 1.0 6 18 05.08.1983 07.08.1995 1476.4-1482.0 "-" 161 "-" "-" НВ-28 1452 1.0 0.4 55 - 8.0 1.0 8 16 15.02.1982 21.07.1994 1771.0-1775.0 "-" 178 "-" "-" НВ-32 1481 1.0 0.4 60 - 6.0 0.4 4 20 01.05.1986 01.01.1997 1622.0-1630.4 "-" 317 "-" "-" НВ-32 1467 1.0 0.3 70 - 5.0 0.3 4 20 02.10.1985 06.02.1995 1806.8-1811.6 "-" 327 "-" "-" НВ-32 1500 1.0 0.4 50 - 6.0 1.2 4 20 03.07.1986 25.07.1995 1578.2-1584.0 "-" 328 "-" "-" НВ-32 1482 1.0 0.3 65 - 4.8 0.6 4 20 29.06.1986 29.07.1995 1686.4-1691.2 "-" 335 "-" "-" НВ-28 1550 2.0 0.9 50 - 6.8 0.5 6 18 21.03.1989 12.05.1993 1716.0-1720.0 "-" 344 "-" "-" НВ-27 1480 1.0 0.5 40 - 3.7 0.6 4 20 22.07.1987 06.02.1996 1763.2-1768.4 "-" 345 "-" "-" НВ-32 1448 1.0 0.4 45 - 7.0 1.1 4 20 07.07.1987 19.10.1996 1736.0-1746.0 "-" 792 "-" "-" НВ-28 1500 1.0 0.6 30 - 5.4 0.5 4 20 01.06.1992 13.08.1994 1726.0-1732.0 "-" 799 "-" "-" НВ-28 1450 1.0 0.6 35 - 5.0 1.2 4 20 26.03.1992 11.04.1994 1592.0-1598.0 "-" "-" НВ-28 1430 1.0 0.3 75 - 8.1 0.4 6 18 06.04.1985 26.10.1994 1717.6-1718.8 "-" 240 вов СI 341 ДIV "-" НВ-29 1602 1.0 0.5 35 - 13.0 1.4 6 18 21.07.1989 10.10.1996 2115.6-2120.6 "-" 863 "-" "-" НВ-28 1500 0.5 0.3 30 - 12.6 1.4 8 16 23.11.1988 15.11.1993 2198.8-2206.0 "-" -107- 83 324 Таблица 3.16 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ПАРАМЕТРЫ Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 3 Плотность нефти в поверх. условиях, кг/м Абсолютная отметка ВНК, м Содержание серы в нефти, % Содержание парафина в нефти, % Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание нефти, % 3 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м 4.1 21 8.1 20 106 76 23.5 2.05 104-107 82 23.8 1.35 786 864 2249 0.9 4.5 10.7 70.7 755 841 2315 0.8 4.2 11.1 90.6 СЕВЕРО-САЛЫМСКОЕ А11 Б6 Б8 2174 2357 2377 пластовый сводовый 9.8 4.2 6.9 20 18 18 67 65 64 65 78 50 97 102 103 22.8 24.1 24.3 3.67 2.43 1.9 843 879 2204 1.3 1.9 8.6 31.9 977 772 859 2395 0.7 2.6 11.4 89.7 977 749 864 2410 0.8 2.7 9.6 88.7 ПРИРАЗЛОМНОЕ Б4-5 2600 6.3 18 72 15 104 25.8 1.33 733 857 2510 0.8 3.3 10.8 81 108- Средняя глубина залегания, м Тип залежи Средняя нефтенасыщенная толщина, м Пористость, % Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д.ед. Проницаемость, мД о Начальная пластовая температура, С Начальное пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пл. усл., мПа*с ПРАВДИНСКОЕ Б5 Б6 2320 2340 -109- месторождению, но затем в течение 3-5 месяцев происходит восстановление уровня добычи нефти, за счет снижения средней обводнённости добываемой продукции. Эти факты имеют место на Северо-Салымском и Правдинском месторождениях. В работах [53, 54, 55] нами проанализировано состояние разработки при массированном отключении добывающих и ряда нагнетательных скважин. Результаты анализа показывают, что мероприятия по ограничению добычи высокообводнённой нефти и одновременное ограничение закачки вытесняющего агента в продуктивные пласты не приводит к негативным последствиям. Напротив, происходит снижение средней обводнённости добываемой продукции при сохранении темпов отбора в целом по пласту, происходит значительное сокращение затрат на добычу нефти, при этом экономический эффект оценивается десятками миллионов рублей. Одним из возможных инструментов добычи остаточной нефти может считаться метод циклического воздействия на пласт. Применение циклического заводнения на Северо-Салымском нефтяном месторождении, после продолжительного периода разработки (15 месяцев) в условиях ограничения добычи высокообводнённой нефти и закачки вытесняющего агента, позволило получить дополнительно приблизительно 150 т нефти ежесуточно при сохранении числа добывающих скважин. Изложенные выше факты доказывают, что доразработка нефтяного месторождения, осуществляемая на принципах гравитационного переформирования залежи, в определённых геолого-физических условиях может быть использована для повышения нефтеотдачи потенциально продуктивных пластов, кроме того, полученная информация может служить основой для уточнения структурных карт и выбора перспективных точек для бурения новых скважин. 3.2. Специальные промысловые исследования на месторождениях Башкортостана. Весной 1997 г., а именно 14.04.97 г., по АНК «Башнефть» был издан приказ за подписью заместителя генерального директора Викторова П.Ф. «Об исследовании длительно простаивающих скважин», адресованный начальникам НГДУ и заместителю директора ООО «БашНИПИнефть» Лозину Е.В. В письме предписывалось проведение промысловых исследований в высокообводнённых длительно простаивающих скважинах, с целью изучения темпов замещения воды нефтью в стволе скважин, а также -110- - оценки состава скважинной жидкости в пьезометрических, контрольных, законсервированных скважинах. В июле – августе 1997 г. проведена первая серия промысловых исследований, результаты которых представлены в табл. 3.17. Исследования скважин с целью оценки количества накопленной остаточной нефти в разных НГДУ проводились разными способами (плотномер, замер давления по стволу скважины, поинтервальный отбор проб жидкости пробоотборником или желонкой). Ковремени анализа сопоставить точность каждого метода исследования не представляется возможным, поскольку была проведена только первая серия исследований без сопоставления результатов разными методами. Для повышения точности исследований в скважине рекомендуется к использованию устройства, позволяющие повысить плавность хода и обеспечивающие непрерывный характер изменения скорости каротажного кабеля в каротажном подъёмнике [89, 174, 175]. При анализе проведённых исследований нами каждая исследуемая скважина, по окружающим её скважинам на кровле продуктивного пласта, отнесена к одному из трёх возможных видов: I - скважины перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта (микро антиклиналь); II - скважины перфорированы на "крыльях" купола (склон); III - скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Z по отношению к ближайшим скважинам и их местоположение на кровле продуктивного пласта можно охарактеризовать как впадина (микро синклиналь). В результате ранжирования скважин установлено, что, как правило, факт накопления нефти имеет место в скважинах, расположенных на купольном поднятии или на склоне купола. Исключением являются скважины: № 382, 404, 463, 875, 1077 Серафимовского (все скважины на склоне), № 354 Белебеевского (склон), № 1493 Николо-Берёзовской площади (склон), № 831 Арланского (купол), № 103 Манчаровского (склон), № 32, 51, 7255 Игровского (склон) месторождений. Наиболее вероятным объяснением этого можно считать не совсем адекватные структурные карты продуктивных пластов. Для остальных случаев возможны два варианта объяснения: остаточная нефть, обладая 5 На скважине № 725 исследования проводились дважды с разницей во времени в 1,5 месяца. В обоих случаях в скважине вода, но статический уровень изменился Таблица 3.17 - Результаты промысловых исследований на высокообводнённых длительно простаивающих скважинах НГДУ "Туймазанефть" № № скв. п/п Объект разработки Сост. Скв. Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации 7 1652.0-1655.0 1598.0-1600.0 1603.0-1608.6 1575.0-1579.0 1581.4-1585.0 1059.0-1063.0 1625.0-1628.0 1597.0-1601.0 1737.0-1738.0 1741.0-1744.5 1755.6-1758.0 1627.0-1630.0 1659.4-1662.0 1725.2-1728.0 1730.4-1735.6 1744.0-1746.0 1751.0-1753.0 1 1 2 220 3 Туймазинское 4 ДI 5 ожид. ликв. 6 1469.0 2 557 Туймазинское ДI ожид. ликв. 1467.0 3 644 Туймазинское ДI набл. 1458.4 4 5 6 1060 1170 1184 Туймазинское Туймазинское Туймазинское С1bb ДI ДI ожид. ликв. ожид. ликв. набл. 942.6 1469.8 1473.4 7 1312 Туймазинское ДI набл. 1496.9 8 9 1327 1549 Туймазинское Туймазинское ДI ДI ожид. ликв. набл. 1474.8 1448.4 10 1814 Туймазинское ДII набл. 1474.1 11 2015 Туймазинское ДII набл. 1475.7 Дата остановки Дата исследования 8 1981 9 26.08.1997 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м ти Нефти н нефти, м3/мес 10 11 12 13 14 15 8 570 н+в 7.69 склон (почти купол) 1992 25.08.1997 181 635 н+в 6.21 склон 12.88 30.08.1997 188 275 н+в 1.19 склон 1992 1995 8.92 30.08.1997 30.08.1997 18.08.1997 184 237 45 195 320 240 н+в н+в н+в 0.15 1.14 2.67 склон купол склон 7.83 26.08.1997 137 420 н+в 3.87 склон 1989 3.85 22.08.1997 22.08.1997 0 76 12 79 н+в н+в 0.16 0.04 склон склон (близко к куполу) 2.88 19.08.1997 6 7 н+в 0.01 склон (возможно купол) 8.90 30.08.1997 80 350 н+в 3.69 склон Дата остановки Дата исследования Нст м 8 9 10 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре ВНР скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м ти Нефти н нефти, м3/мес 11 12 13 14 15 -111- Месторождение НГДУ "Октябрьскнефть" № № скв. п/п 1 1 2 3 4 5 6 Месторождение Объект разработки Сост. Скв. Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации 2 76 3 Серафимовское 4 ДI 5 пьезометр. 6 1510.0 7 1510.2-1525.2 76 Серафимовское ДI пьезометр. 1510.0 1510.2-1525.2 29.09.1997 282 550 н+в 3.67 76 Серафимовское ДI пьезометр. 1510.0 1510.2-1525.2 09.10.1997 282 550 н+в 3.67 264 Серафимовское ДI пьезометр. 1520.4 1520.1-1521.6 20.06.1997 235 - вода - 264 Серафимовское ДI пьезометр. 1520.4 1520.1-1521.6 15.08.1997 16 - вода - 264 Серафимовское ДI пьезометр. 1520.4 1520.1-1521.6 14.10.1997 18 - вода - 360 Серафимовское ДI пьезометр. 1523.7 1523.9-1527.4 02.07.1997 158 - вода - 360 Серафимовское ДI пьезометр. 1523.7 1523.9-1527.4 17.07.1997 136 - вода - 360 Серафимовское ДI пьезометр. 1523.7 1523.9-1527.4 14.10.1997 120 150 н+в 0.41 382 Серафимовское ДI пьезометр. 1518.1 1518.0-1522.0 17.06.1997 210 - вода - 382 Серафимовское ДI пьезометр. 1518.1 1518.0-1522.0 10.10.1997 208 310 н+в 1.40 387 Серафимовское ДI пьезометр. 1513.4 1513.4-1518.0 07.07.1997 96 217 н+в 1.66 387 Серафимовское ДI пьезометр. 1513.4 1513.4-1518.0 07.10.1997 96 360 н+в 3.61 404 Серафимовское ДI пьезометр. 1521.9 1521.1-1523.1 17.06.1997 220 - вода - 404 Серафимовское ДI пьезометр. 1521.9 1521.1-1523.1 15.08.1997 230 - вода - склон склон склон впадина впадина впадина впадина впадина впадина склон склон купол (возможно склон) купол (возможно склон) склон склон 0.138 0.364 0.638 Продолжение таблицы 3.17 НГДУ "Октябрьскнефть" № № скв. п/п Месторождение Объект разработки Сост. Скв. Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Нст м 9 10.10.1997 10 225 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре ВНР скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м 3 ти Нефти н нефти, м /мес 11 12 13 14 15 вода склон 2 404 3 Серафимовское 4 ДI 5 пьезометр. 6 1521.9 7 1521.1-1523.1 7 463 Серафимовское ДI пьезометр. 1514.4 1521.9-1525.4 02.07.1997 58 - вода - 463 Серафимовское ДI пьезометр. 1514.4 1521.9-1525.4 14.10.1997 50 100 н+в 0.68 600 Серафимовское С1bb пьезометр. 1049.9 1050.1-1055.0 20.08.1997 300 312 н+в 0.16 600 Серафимовское С1bb пьезометр. 1049.9 1050.1-1055.0 22.09.1997 355 475 н+в 1.64 600 Серафимовское С1bb пьезометр. 1049.9 1050.1-1055.0 01.10.1997 355 475 н+в 1.64 600 Серафимовское С1bb пьезометр. 1049.9 1050.1-1055.0 11.12.1997 354 472 н+в 1.61 809 Серафимовское ДI пьезометр. 1513.7 1513.7-1526.3 09.06.1997 141 800 н+в 9.01 809 Серафимовское ДI пьезометр. 1513.7 1513.7-1526.3 30.09.1997 138 1365 н+в 16.78 875 Серафимовское ДI пьезометр. 1522.5 1521.9-1524.9 01.07.1997 540 - вода - 875 Серафимовское ДI пьезометр. 1522.5 1521.9-1524.9 21.08.1997 475 - вода - 875 Серафимовское ДI пьезометр. 1522.5 10.10.1997 515 - вода - 1077 Серафимовское С1bb пьезометр. 1047.0 09.06.1997 236 - вода - склон 1077 Серафимовское С1bb пьезометр. 1047.0 1521.9-1524.9 1047.0-1048.6 1051.4-1054.2 1047.0-1048.6 1051.4-1054.2 склон склон склон склон склон склон купол (возможно склон) купол (возможно склон) купол (возможно склон) 09.10.1997 723 - вода - склон 9 10 11 0.197 1.343 0.00 0.00 2.063 -112- 1 8 8 Дата исследования НГДУ "Аксаковнефть" 1 1 2 354 3 Белебеевское 4 ДI 5 пьезометр. 6 1664 7 2106.4-2110.0 8 5.90 9 12.08.1997 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м ти Нефти н нефти, м3/мес 10 11 12 13 14 15 0 вода склон 2 414 Белебеевское ДI пьезометр. 1668 2299.0-2102.4 3.91 12.08.1997 490 820 н+в 4.51 3 168 Шкаповское ДI пьезометр. 1684 1961.0-1965.0 9.81 13.08.1997 40 450 н+в 5.61 4 201 Шкаповское ДI пьезометр. 1692 2017.0-2022.0 10.84 13.08.1997 178 190 н+в 0.16 Дата остановки Дата исследования № № скв. п/п Месторождение Объект разработки Сост. Скв. Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования склон (почти впадина) склон склон НГДУ "Южарланнефть" № № скв. п/п Месторождение Объект разработки Сост. Скв. Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации 6 1 2 3 4 5 1 23 Наратово СI2h консервация 42 Наратово СI 2h консервация 7 1288.4-1289.6 1290.8-1292.8 1377.2-1380.0 42 Наратово СI2h консервация 1377.2-1380.0 3082 Ново-Хазинское СI2h консервация 1237.6-1244.4 2 3 8 9 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м ти Нефти н нефти, м3/мес 10 11 12 13 14 15 08.08.1997 152 1295 н+в 15.63 07.08.1997 188 259 н+в 0.97 08.12.1997 316 405 н+в 1.22 27.08.1997 497 618 н+в 1.66 0.060 Продолжение таблицы 3.17 НГДУ "Южарланнефть" № № скв. п/п Месторождение 1 2 3 4 3200 Ново-Хазинское Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации 5 6 Дата остановки Ново-Хазинское СI консервация 14.08.1997 323 351 н+в 0.38 3249 Ново-Хазинское СI2h консервация 1205.6-1212.0 25.12.1997 358 401 н+в 0.59 3426 Ново-Хазинское СI2h пьезометр. 1335.6-1337.6 23.05.1997 423 762 н+в 4.64 3426 Ново-Хазинское СI2h пьезометр. 10.11.1997 444 783 н+в 4.64 8 3669 Ново-Хазинское СI2h консервация 9 4023 Ново-Хазинское СI2h консервация 02.09.1997 340 - 10 4134 Ново-Хазинское СI2h консервация 1335.6-1337.6 1215.2-1216.4 1217.2-1218.4 1230.0-1232.0 1233.8-1234.8 1238.8-1240.0 1214.8-1216.4 1226.8-1228.4 1236.8-1241.6 1305.6-1310.0 18.06.1997 324 - вода 4134 Ново-Хазинское СI2h консервация 1305.6-1310.0 25.11.1997 329 - вода 4884 Ново-Хазинское СI2h пьезометр. 1532.0-1533.0 17.06.1997 567 722 н+в 2.12 склон 4884 Ново-Хазинское СI2h пьезометр. 1532.0-1533.0 24.11.1997 657 812 н+в 2.12 склон 12 5176 Ново-Хазинское СI2h консервация 13 5335 Ново-Хазинское СI2h консервация 14 5602 Ново-Хазинское СI2h консервация 2h консервация 1341.2-1343.6 1256.2-1257.4 1262.0-1264.4 1284.0-1286.4 1282.8-1286.8 1300.0-1302.0 1324.4-1326.4 06.09.1997 232 692 н+в 6.29 консервация 1253.2-1258.8 14.08.1997 352 473 н+в 1.66 3239 6 7 Ново-Хазинское консервация СI 2h пьезометр. СI 2h пьезометр. 2h 15 5619 Ново-Хазинское СI 16 5805 Ново-Хазинское СI2h 11.12.1997 210 1234 н+в 14.01 27.06.1997 507 826 н+в 4.36 09.12.1997 242 553 н+в 4.25 купол 0.046 купол впадина НГДУ "Арланнефть" № № скв. п/п 1 1 2 3 4 2 1493 1565 1701 1939 Месторождение Объект разработки 3 Н.-Берёзовское Н.-Берёзовское Н.-Берёзовское Н.-Берёзовское 4 ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК Сост. Скв. 5 Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации 6 1167 1174 1170 1157 7 Дата остановки Дата исследования 8 2.97 1982 3.95 10.92 9 13.06.1997 28.07.1997 09.07.1997 27.02.1997 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м ти Нефти н нефти, м3/мес 10 11 12 13 14 15 123 вода склон 92 214 н+в 1.67 купол 187 1383 н+в 16.36 склон 679 1274 н+в 8.14 купол -113- 11 Ново-Хазинское 2h 9 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м 3 ти Нефти н нефти, м /мес 10 11 12 13 14 15 3249 3239 СI 8 Дата исследования 7 1231.2-1234.2 1238.0-1240.0 1200.0-1207.0 1193.6-1195.6 1200.0-1207.0 1193.6-1195.6 1205.6-1212.0 5 4 Сост. Скв. Продолжение таблицы 3.17 НГДУ "Арланнефть" № № скв. п/п 29 30 31 32 33 34 2 6119 6478 6602 29 246 310 347 500 641а 753 831 950 1039 1060 1723 1901 2388 2803 6008 6332 7502 7744 7745 2634 2634 2643 2655 2655 2708 7013 7028 7922 Объект разработки 3 Н.-Берёзовское Н.-Берёзовское Н.-Берёзовское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Арланское Саузбашевское Саузбашевское Саузбашевское Саузбашевское Саузбашевское Саузбашевское Саузбашевское Саузбашевское Саузбашевское 4 ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК ТТНК Сост. Скв. 5 Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации 6 1146 1152 1166 1125 1141 1156 1152 1149 1156 1160 1134 1162 1150 1150 1142 1183 1151 1185 1135 1140 1139 1140 1147 1198 1198 1182 1180 1180 1187 1190 1183 1177 7 Дата остановки Дата исследования 8 8.96 4.94 4.94 1.97 1.96 1.96 2.94 1.96 3.97 6.94 4.94 1.96 10.96 7.95 1.96 7.97 1.96 5.92 3.95 10.91 7.96 12.95 7.95 1.95 1.95 5.95 1.95 1.95 3.94 5.95 1.97 2.95 9 19.06.1997 21.05.1997 14.07.1997 13.02.1997 28.03.1997 27.05.1997 04.02.1997 06.06.1997 26.05.1997 26.03.1997 17.02.1997 19.03.1997 26.03.1997 25.03.1997 25.03.1997 10.07.1997 30.01.1997 21.07.1997 15.01.1997 21.05.1997 10.06.1997 10.01.1997 13.01.1997 13.03.1997 20.06.1997 20.06.1997 14.03.1997 04.06.1997 29.01.1997 09.06.1997 03.07.1997 25.06.1997 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м 3 ти Нефти н нефти, м /мес 10 11 12 13 14 15 25 300 н+в 3.76 купол 117 вода впадина 69 260 н+в 2.61 склон 104 1213 н+в 15.17 10.11 склон 232 835 н+в 8.25 0.55 склон 417 1224 н+в 11.04 0.65 купол 575 932 н+в 4.88 склон 370 728 н+в 4.90 0.29 склон 230 929 н+в 9.56 4.78 склон (плато) 372 880 н+в 6.95 склон 362 вода купол 723 748 н+в 0.34 0.02 впадина 27 155 н+в 1.75 0.35 склон 322 1318 н+в 13.62 склон 373 860 н+в 6.66 0.44 купол 124 147 н+в 0.31 1.05 склон (почти купол) 514 821 н+в 4.20 0.32 склон 470 1017 н+в 7.48 склон 134 1302 н+в 15.98 купол 201 285 н+в 1.15 склон 384 920 н+в 7.33 0.67 склон (почти купол) 244 1222 н+в 13.38 купол 481 626 н+в 1.98 склон 367 1041 н+в 9.22 0.64 впадина 299 1146 н+в 11.59 впадина 0.717 27 1276 н+в 17.08 склон 516 1213 н+в 9.53 0.66 склон 507 1222 н+в 9.78 склон 0.090 225 988 н+в 10.44 склон 65 вода впадина 109 333 н+в 3.06 1.53 склон (почти купол) 96 458 н+в 4.95 склон НГДУ "Краснохолмскнефть" № № скв. п/п 1 2 Объект разработки Сост. Скв. Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования 3 4 5 6 7 8 9 пьезометр. 1201.5 Месторождение 1 184 Бураевское С2 01.05.1981 7.97 2 192 Бураевское СI2h консервация 01.07.1997 10.97 192 Бураевское СI 2h консервация 01.07.1997 2.98 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м ти Нефти н нефти, м3/мес 10 11 12 13 14 15 нефт в объёме нефть нефть купол ь скв. 258 285 н+в 0.37 0.12 78 82 вода 0.05 -114- 1 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Месторождение Продолжение таблицы 3.17 НГДУ "Краснохолмскнефть" № № скв. п/п Месторождение Объект разработки Интервал перфорации 6 7 Дата остановки Дата исследования 8 01.10.1991 9 11.97 Скорость Состав Объём Положенте скв-ны. на структуре Нст ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления м ти Нефти н нефти, м3/мес 10 11 12 13 14 15 0 вода - 2 2984 3 Бураевское СI2h 4 3031 Бураевское СI2h пьезометр. 01.10.1992 1.98 180 310 н+в 1.78 5 3052 Бураевское СI2h консервация 01.08.1995 7.97 109 360 н+в 3.43 3052 Бураевское СI2h консервация 01.08.1995 2.98 42 250 н+в 2.84 6 3193 Бураевское СI2h консервация 01.02.1995 11.97 95 170 н+в 1.03 7 32 Игровское СI2h пьезометр. 1241.6 01.05.1982 8.97 108 - вода - склон 8 51 Игровское СI2h пьезометр. 1241.0 01.04.1986 8.97 0 - вода - склон 9 349 Игровское СI2h консервация 1231.3 01.08.1995 7.97 5 970 н+в 13.20 склон 349 Игровское СI2h консервация 1231.3 01.06.1997 12.97 10 725 Игровское пьезометр. 1209.1 01.05.1982 8.97 0 - вода - 11 2206 Игровское СI2h С2 вр. конс. 01.11.1992 8.97 0 38 н+в 0.52 12 6639 Игровское СI2h консервация 01.07.1996 7.97 160 470 н+в 4.24 склон склон склон 6639 Игровское СI2h консервация 01.07.1996 9.97 306 350 н+в 0.60 склон 6639 Игровское СI2h консервация 01.07.1996 11.97 315 550 н+в 3.21 склон 3602 Кузбаевское СI2h консервация 01.09.1994 7.97 6 250 н+в 3.34 склон 3632 Кузбаевское СI2h вр. конс. 01.08.1994 2.98 372 402 н+в 0.41 6327 Кузбаевское СI2h консервация 01.12.1995 11.97 40 50 н+в 0.14 6327 Кузбаевское СI2h консервация 01.12.1995 2.98 6 10 н+в 0.05 15 6331 Кузбаевское СI2h консервация 01.09.1995 11.97 13 100 н+в 1.19 16 3803 Надеждинское СI2h пьезометр. 1168.2 01.08.1988 7.97 500 550 н+в 0.68 3803 Надеждинское СI2h пьезометр. 1168.2 01.08.1988 11.97 80 - вода - склон 17 5004 Надеждинское СI2h консервация 1168.1 01.02.1997 7.97 690 740 н+в 0.68 склон (возможно впадина) 18 105 Орьебашевское СI 2h вр. конс. 01.05.1994 2.98 132 182 н+в 0.68 19 175 Орьебашевское СI2h вр. конс. 01.02.1995 1.98 18 34 н+в 0.22 20 239 Орьебашевское СI2h вр. конс. 01.01.1996 1.98 18 650 н+в 8.64 21 276 Орьебашевское СI2h консервация 01.02.1995 7.97 804 850 н+в 0.63 22 2341 Орьебашевское СI2h вр. конс. 01.06.1995 11.97 24 39 н+в 0.21 23 3659 Орьебашевское СI2h вр. конс. 01.09.1996 1.98 114 134 н+в 0.27 3659 Орьебашевское СI2h вр. конс. 01.09.1996 2.98 114 134 н+в 0.27 24 5312 Орьебашевское СI2h вр. конс. 01.10.1997 12.97 108 132 н+в 0.33 25 6 Татышлинское СI2h консервация 1203.0 01.10.1992 7.97 300 800 н+в 6.84 склон 26 27 28 55 1505 1538 Татышлинское Татышлинское Татышлинское СI2h D3 1207.0 01.10.1992 01.01.1994 01.10.1992 8.97 9.97 7.97 120 120 18 1045 1240 1200 н+в н+в н+в 12.65 15.32 16.17 склон СI2h вр. конс. пьезометр. консервация 29 1201 Татышлинское СI2h консервация 01.07.1995 2.98 200 700 н+в 6.84 912.4 1204.0 склон (почти купол) Pб = 15атм -115- 14 5 консервация Абсолют. Отметка кровли пласта 1 3 13 4 Сост. Скв. склон 0.14 0.36 склон 0.16 склон Продолжение таблицы 3.17 НГДУ "Краснохолмскнефть" № № скв. п/п Месторождение Объект разработки Интервал перфорации 6 7 Дата остановки Дата исследования Нст м 8 01.07.1995 9 2.98 10 120 Скорость Состав Объём Положение скв-ны на структуре ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления ти нефти н нефти, м3/мес 11 12 13 14 15 450 н+в 4.51 2 1202 3 Татышлинское СI2h 31 1211 Татышлинское СI 2h пьезометр. 01.01.1994 2.98 6 240 н+в 3.20 32 1258 Четырминское СI 2h консервация 1221.3 01.08.1996 7.97 60 210 н+в 2.05 склон 1258 Четырминское СI 2h консервация 1221.3 01.08.1996 9.97 120 175 н+в 0.75 склон 1258 Четырминское СI2h консервация 1221.3 01.08.1996 11.97 150 275 н+в 1.71 склон 33 1267 Четырминское СI2h консервация 1250.5 01.05.1994 7.97 650 - вода - впадина 34 1286 Четырминское 01.06.1994 2.98 0 750 н+в 10.26 2135 Четырминское СI2h С2 консервация 35 01.11.1991 8.97 120 - вода - 36 2143 Четырминское С2 пьезометр. 01.01.1990 9.97 98 104 н+в 0.08 37 1398 Ю-Максимовск. СI2h консервация 1173.1 01.06.1995 7.97 30 730 н+в 9.57 склон 1398 Ю-Максимовск. СI2h консервация 1173.1 01.06.1995 10.97 35 685 н+в 8.89 склон 1398 Ю-Максимовск. 2h консервация 1173.1 01.06.1995 2.98 12 692 н+в 9.30 1477 Ю-Максимовск. СI С2 вр. конс. 01.07.1996 12.97 0 - вода - 1477 Ю-Максимовск. С2 вр. конс. 01.07.1996 2.98 0 - вода - 2514 Ю-Максимовск. С2 вр. конс. 1038.0 01.07.1996 8.97 238 522 н+в 3.88 2514 Ю-Максимовск. С2 вр. конс. 1038.0 01.07.1996 10.97 42 392 н+в 4.79 2591 Ю-Максимовск. СI 2h консервация 1212.6 01.01.1997 7.97 238 358 н+в 2591 Ю-Максимовск. СI2h консервация 1212.6 01.01.1997 12.97 368 608 н+в 2591 Ю-Максимовск. 2h консервация 1212.6 01.01.1997 1.98 364 709 н+в 2675 Ю-Максимовск. СI С2 консервация 1033.4 01.04.1996 7.97 50 450 н+в 5.47 2675 Ю-Максимовск. С2 консервация 1033.4 01.04.1996 12.97 162 220 н+в 0.79 2731 Ю-Максимовск. СI2h вр. конс. 1184.9 01.08.1993 8.97 318 346 н+в 2731 Ю-Максимовск. СI 2h вр. конс. 1184.9 01.08.1993 12.97 264 300 н+в 2736 Ю-Максимовск. СI2h консервация 1175.0 01.06.1996 7.97 78 328 н+в 2736 Ю-Максимовск. СI2h консервация 1175.0 01.06.1996 10.97 112 362 2736 Ю-Максимовск. консервация 1175.0 01.06.1996 1.98 124 388 44 4768 Ю-Максимовск. СI2h С2 вр. конс. 01.06.1994 8.97 0 45 1701 Воядинское СI2h консервация 01.07.1997 12.97 46 1787 Воядинское пьезометр. 01.04.1993 11.97 47 1871 Воядинское СI С2 пьезометр. 01.09.1991 48 3527 Воядинское СI2h консервация 01.02.1995 49 3538 Воядинское СI2h пьезометр. 01.08.1989 50 3548 Воядинское СI 2h пьезометр. 51 250 Старцевское СI 2h 52 201 Байсаровское СI2h 40 41 42 42 2h пьезометр. 803.3 0.19 0.48 впадина 1.64 склон склон склон перелев. 0.30 0.45 0.27 3.28 склон 0.33 4.72 1.44 0.36 0.38 склон склон склон склон (на впадине) 0.49 склон (на впадине) 0.03 3.42 склон н+в 3.42 склон н+в 3.61 44 н+в 0.60 склон склон 160 550 н+в 5.33 120 570 н+в 6.16 9.97 80 130 н+в 0.68 11.97 300 530 н+в 3.15 9.97 260 280 н+в 0.27 01.07.1993 9.97 12 45 н+в 0.45 консервация 01.06.1996 12.97 156 187 н+в 0.42 консервация 01.01.1996 12.97 250 320 н+в 0.96 0.06 1.07 -116- 39 5 консервация Абсолют. Отметка кровли пласта 1 30 38 4 Сост. скв-ны Продолжение таблицы 3.17 НГДУ "Чекмагушнефть" № № скв. п/п Месторождение Объект разработки Сост. скв-ны Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки 8 Дата исследования Нст м 9 01.12.1997 10 40 Скорость Состав Объём Положение скв-ны на структуре ВНР м скваж. жид- скопивш. кровли пласта отност. окр. скв- накопления ти нефти н нефти, м3/мес 11 12 13 14 15 295 н+в 3.49 1 1 2 71 3 Манчаровское 4 С1bb 5 6 7 2 103 Манчаровское С1bb консервация 1161.4 1315.5-1316.0 02.07.1997 389 - вода - 103 Манчаровское С1bb консервация 1161.4 1315.5-1316.0 01.12.1997 230 250 н+в 0.27 3 163 Манчаровское С1bb 01.12.1997 210 412.5 н+в 2.77 4 3523 Саитовское С1bb консервация - - 09.06.1997 825 900 н+в 1.03 склон 3523 Саитовское С1bb консервация - - 01.12.1997 556 - вода 3605 Саитовское С1bb консервация 1228.3 1505.0-1506.4 09.06.1997 335 850 н+в 7.04 3605 Саитовское С1bb консервация 1228.3 1505.0-1506.4 02.07.1997 37 635 н+в 8.18 склон склон 6 6185 Саитовское С1bb консервация 01.10.1997 274 - вода 7 2109 Яркеевское С1bb консервация 03.07.1997 401 - вода - впадина 8 1892 Андреевское 01.10.1997 169 1000 н+в 11.37 9 840 Таймурзинское 01.12.1997 126 145 н+в 0.26 Таймурзинское 01.12.1997 55 - вода - 5 10 1579бс 1165 1386.0-1388.0 163 Крещ-Буляк 235 390 н+в 2.12 12 268 Абдуловское 365 492.5 н+в 1.74 0.055 1.48 -117- 11 склон -118- низкой подвижностью, еще не аккумулировалась в районе данных скважин или структура склона такова, что он не выдержан по своей поверхности и нефть обтекает забои данных скважин и аккумулируется выше. Скважины, которые отнесены к впадинам, не накапливают остаточную нефть. Исключением являются скважины: № 360 Серафимовского, № 2634 Саузбашевского и № 950 Арланского месторождений, в которых зафиксировано накопление остаточной нефти. Наиболее вероятным объяснением можно считать неточность структурных карт. Кроме перечисленных выше вероятных причин расхождения между выдвигаемой гипотезой по механизму миграции остаточной нефти и результатами промысловых исследований можно с уверенностью говорить об одной безусловной причине: призабойная зона исследуемых скважин не была подготовлена для исследований. Не проведена очистка окрестности скважины и самой скважины от загрязняющих осадков (механические частицы, асфальтосмолистые отложения, соли, множественные эмульсии, глина и т.д.). Вторым фактором, затрудняющим процесс проникновения остаточной нефти в свободный ствол скважины, возможно, является «столб» воды в скважине (нефть должна преодолеть капиллярное давление на границе раздела фаз 0,136 – 1,36 МПа в зависимости от диаметра поровых каналов). На Туймазинском нефтяном месторождении исследовано 11 скважин. Все скважины I и II видов. Остаточная нефть зафиксирована во всех стволах исследованных скважинах, однако ни в одной скважине не проведено повторных исследований, поэтому скорость накопления нефти не определена. Всего в стволах исследованных скважин скопилось 26,82 м3 нефти (от 0,01 до 7,69 м3). На Серафимовском нефтяном месторождении исследовано также 11 скважин. В семи скважинах исследования выявили нефть в стволе скважины. В шести скважинах №№ 360, 382, 387, 463, 600, 809 установлена скорость накопления нефти, которая изменяется от 0,138 до 2,063 м3/мес. и в среднем составляет 0,79 м3/мес. В скважине № 360, находящейся во впадине по структуре кровли коллектора, зафиксирован факт накопления нефти (0,138 м3/мес.), что противоречит выдвигаемой гипотезе. Вероятно, что в этом случае мы имеем дело либо с неточностью структурных построений, либо в разрезе продуктивного пласта имеет место продуктивный пропласток, который имеет отличную форму от -119- структуры кровли. Всего в стволах семи скважин скопилось 28,16 м3 нефти (0,41 ÷ 16,78 м3). На Белебеевском, Шкаповском и Наратовском нефтяных месторождениях исследовано по две скважины. Только в скважине № 43 Наратовского нефтяного месторождения проведено повторное исследование, по которому скорость накопления нефти составила 0,06 м3/мес. Всего в стволах пяти скважин скопилось 27,14 м3 нефти (0,16 ÷ 15,63 м3). На Ново-Хазинской площади Арланского нефтяного месторождения исследовано 10 скважин, в стволах восьми скважин имеется нефть. В скважине № 3249 проведено повторное исследование, по которому скорость накопления нефти составила 0,06 м3/мес. Всего в стволах восьми скважин скопилось 35,21 м3 нефти (0,59 ÷ 14,01 м3). На Николо-Березовской площади Арланского нефтяного месторождения исследовано семь скважин, в стволах пяти скважин зафиксирована нефть. Всего объём скопившейся нефти составляет 32,55 м3 (1,67 ÷ 16,36 м3). На Арланской площади исследовано 20 скважин. В 19 скважинах исследования выявили нефть в стволе скважины. В 11 скважинах (№№ 29, 246, 310, 500, 641а, 950, 1039, 1723, 1901, 2388, 7502) установлена скорость накопления нефти, которая изменяется от 0,02 до 10,11 м3/мес. и в среднем составляет 1,75 м3/мес. В скважине № 950, находящейся во впадине по структуре кровли коллектора, зафиксирован факт накопления нефти (0,02 м3/мес.), что противоречит выдвигаемой гипотезе. Вероятно, что, как и по скважине № 360 Серафимского нефтяного месторождения, имеет место либо неточность структурных построений, либо в разрезе продуктивного пласта имеется продуктивный пропласток, который имеет отличную форму от структуры кровли. Всего в стволах 19 скважин скопилось 134,93 м3 нефти (0,31 ÷ 15,98 м3). На Саузбашевском нефтяном месторождении исследовано семь скважин. В шести скважинах исследования выявили нефть в стволе скважины. В трех скважинах (№№ 2634, 2655, 7028) установлена скорость накопления нефти, которая изменяется от 0,66 до 1,53 м3/мес. и в среднем составляет 0,97 м3/мес. В скважине № 2634, находящейся во впадине по структуре кровли коллектора, зафиксирован факт накопления нефти (0,717 м3/мес.), что также противоречит -120- выдвигаемой гипотезе. Вероятно, что, как и по скважине № 360 Серафимского нефтяного месторождения и по скважине № 950 Арланской площади неточны структурные карты или в разрезе продуктивного пласта имеется продуктивный пропласток, который имеет отличную форму от структуры кровли. Всего в стволах шести скважин скопилось 56,9 м3 нефти (3,06 ÷ 17,08 м3). На Бураевском нефтяном месторождении исследовано шесть скважин. В пяти скважинах исследования выявили нефть в стволе скважины. В одной скважине № 192 установлена скорость накопления нефти, которая составляет 0,12 м3/мес. В скважине № 184 весь ствол скважины заполнен нефтью. Всего в стволах пяти скважин скопилось 23,09 м3 нефти (0,37 ÷ 16,49 м3). На Игровском нефтяном месторождении исследовано шесть скважин, в стволах трёх скважин зафиксирована нефть. Скорость накопления не определена, однако в скважине № 349 проведённое исследование 07.1997 г. выявило 13,2 м3 нефти в стволе скважины, а замер буферного давления 12.1997 г. показал, что оно увеличилось до 15 атм, что косвенно указывает на приток нефти в скважину. Всего объём скопившейся нефти в стволах трёх скважин составляет 20,65 м3 (3,21 ÷ 13,2 м3). На Кузбаевском нефтяном месторождении исследовано четыре скважины, в стволах всех скважин зафиксирована нефть. Однако в скважине № 6327 повторное исследование показало уменьшение столба нефти, причём столб нефти находился вблизи устья скважины. В данном случае, исследования проведены не корректно. Всего объём скопившейся нефти в стволах четырех скважин составляет 5,07 м3 (0,14 ÷ 3,34 м3). На Надеждинском нефтяном месторождении исследовано две скважины, в стволах которых зафиксирована нефть. В скважине № 5004 скорость накопления нефти составила 0,14 м3/мес. В скважине № 3803, так же как по скважине № 6327 Кузбаевского месторождения, повторное исследование не выявило столба нефти. Очевидно, что исследования проведены не корректно. На Орьебашевском нефтяном месторождении исследовано семь скважин, в стволах всех исследованных скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в двух скважинах (№№ 239, 5312), которая изменяется от -121- 0,16 до 0,36 м3/мес. и в среднем составляет 0,26 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 10,98 м3 (0,21 ÷ 8,64 м3). На Татышлинском нефтяном месторождении исследовано семь скважин, в стволах всех исследованных скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления не определена. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 65,53 м3 (3,2 ÷ 16,17 м3). На Четырминском нефтяном месторождении исследовано пять скважин, в стволах трёх скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 1258, которая составила 0,48 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах трёх скважин составляет 12,39 м3 (0,08 ÷ 10,26 м3). На Югомаш-Максимовском нефтяном месторождении исследовано восемь скважин, в стволах семи исследованных скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в пяти скважинах (№№ 2514, 2591, 2675, 2731, 2736), которая изменяется от 0,03 до 1,44 м3/мес. и в среднем составляет 0,57 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах семи скважин составляет 34,59 м3 (0,49 ÷ 9,57 м3). На Воядинском нефтяном месторождении исследовано семь скважин, в стволах всех скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 1701, которая составила 1,07 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 16,47 м3 (0,27 ÷ 6,16 м3). На Старцевском и Байсаровском месторождениях исследования проведены в двух скважинах. В результате исследований в стволах скважин зафиксирован столб нефти. На Манчаровском нефтяном месторождении исследовано три скважины, в стволах всех скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 103, которая составила 0,055 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 6,53 м3 (0,27 ÷ 3,49 м3). На Саитовском нефтяном месторождении исследовано три скважины, в стволах двух скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 3605, которая составила 1,48 м3/мес. В скважине № 3523 исследования проведены не корректно. Объем скопившейся нефти в скважине № 3605 составил 8,18 м3. -122- Специальные промысловые исследования также проводились в единичных скважинах на Яркеевском, Андреевском, Таймурзинском, Крещбулякском и Абдуловском нефтяных месторождениях. Исследовано шесть скважин, в чётырех случаях зафиксирован столб нефти. Скорость накопления нефти не замерялась. Объем скопившейся нефти варьирует от 0,26 до 11,37 м3. Таким образом, специальными промысловыми исследованиями охвачено 28 нефтяных месторождений. Исследовано 138 высокообводнённых, длительно простаивающих скважин, из которых в 117 зафиксирован столб скопившейся нефти. Анализ результатов исследований (таблица 3.18) позволяет приблизительно определить скорость замещения воды нефтью в стволе скважины. На различных месторождениях эта скорость меняется, что впрочем очевидно и без результатов исследований. Таблица 3.18 – Скорости накопления нефти в скважинах Месторождение Серафимовское Наратовское Ново-Хазинская площадь Арланская площадь Саузбашевское Бураевское Надеждинское Орьебашевское Четерминское Югомаш-Максимовское Воядинское Манчаровское Саитовское В целом Средняя Минимальная Максимальная Кол-во скорость скорость скорость исслед.сквнакопления, накопления, накопления, н м3/мес. м3/мес. м3/мес. 6 1 1 11 3 1 1 2 1 5 1 1 1 35 0,79 0,06 0,06 1,75 0,97 0,12 0,14 0,26 0,48 0,57 1,07 0,06 1,48 0,60 0,14 0,06 0,06 0,02 0,66 0,12 0,14 0,16 0,48 0,03 1,07 0,06 1,48 0,02 2,06 0,06 0,06 10,11 1,53 0,12 0,14 0,36 0,48 1,44 1,09 0,06 1,48 10,11 Наиболее достоверными результатами из имеющихся можно считать цифры, полученные для Арланской площади (1,75 м3/мес.), Серафимовского (0,79 м3/мес.) и Югомаш-Максимовского (0,57 м3/мес.) месторождений. По месторождениям скорости получены по одному, максимум по трём замерам. другим -123- Полученные результаты специальных промысловых исследований полностью согласуются и подтверждают выдвигаемую гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи на заключительной стадии разработки месторождения [77]. -124- ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3. 1. Анализ временной консервации ряда нефтяных месторождений и пластов в различных регионах РФ, Республики Беларусь и Венесуэлы позволил выявить следующие особенности их разработки. 1.1. В период консервации происходит восстановление пластового давления вплоть до первоначального. 1.2. В период консервации эксплуатационных объектов в стволах остановленных скважин наблюдается интенсивное замещение столба воды на нефть. Возобновление эксплуатации этих объектов характеризуется гораздо меньшей обводнённостью добываемой продукции по сравнению с той, которая зафиксирована на момент консервации. 1.3. Накопленная добыча нефти за период повторной эксплуатации залежей составляет от 15 до 55% накопленной добычи за первичный период разработки. Прирост величины КИН за период повторной эксплуатации составляет от 3 до 12%. 1.4. Превышение дебита по жидкости над скоростью притока остаточной нефти на забой эксплуатационных скважин приводит к опережающему росту обводнённости добываемой продукции. 1.5. Изменение физико-химических свойств нефти (снижение газового фактора в 7.1 раза, увеличение плотности и вязкости нефти в пластовых условиях в 1.2 и 3.9 раза соответственно) за период консервации скважин указывает на факт переформирования нефтяной залежи и консолидации остаточной нефти в прикупольной зоне пластов. 2. Специальные промысловые исследования, проведённые на 28 нефтяных месторождениях Башкортостана, позволили ориентировочно оценить скорость накопления остаточной нефти в стволах остановленных высокообводнённых скважин. Полученные результаты полностью согласуются и подтверждают выдвигаемую гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи на заключительной стадии разработки месторождения. 2.1. Скорость накопления оказалась различной на разных месторождениях, что связано как с различными методами оценки положения статического уровня и ВНР, так и отсутствием предварительной очистки призабойных зон. -125- 2.2. Подавляющее число скважин, на которых зафиксирован столб нефти в стволе или замерена скорость накопления нефти, принадлежат к микрокупольным поднятиям кровли или находятся в непосредственной близости от них. 2.3. В единичных скважинах, местоположение которых характеризуется как впадины кровли, также зафиксирована скорость накопления нефти. Вероятно, это связано с неточностью структурных построений. -126- 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА РЕГЕНЕРАЦИИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ 4.1. Анализ временных остановок эксплуатационных скважин. Как уже говорилось выше (основные положения и термины), заключительной стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения и затрагивает он только тот объём пласта, где это произошло. Следовательно, если это так, то этот процесс должен себя проявлять в промысловой практике. Следуя нашим рассуждениям, можно предположить, что в окрестностях скважин, перфорированных в купольных поднятиях (I) и скважин, перфорированных на "крыльях" купола (II), в период их временной остановки происходит процесс аккумуляции нефти, что должно приводить к изменению обводнённости при вводе скважин в эксплуатацию. Для проверки гипотезы о переформировании нефтяной залежи в процессе её заводнения были проанализированы эксплуатационные характеристики скважин двух высокообводнённых месторождений [70, 71, 134, 135, 136]. Первый объект исследования – основной эксплуатационный объект - пласты АВ13+АВ21 Орехово – Ермаковского нефтяного месторождения, расположенного в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Второй объект исследования - пласты Dкн, DI и DIV Белебеевского нефтяного месторождения Башкортостана. Орехово-Ермаковское нефтяное месторождение [134]. Объект АВ13+АВ21 (алымская и ванденская свиты) разрабатывается с 1986 г. В разработке находится одна залежь нефти (западный, восточный и центральный участки). По объекту сформирована блочно-замкнутая трехрядная система разработки с элементами очагово-избирательного заводнения. Фонд скважин на 01.01.2012 г. – 859 (158 совместных) [148]. В добывающем фонде 255 действующих скважин (113 совместных), 111 – бездействующих (20 совместных), три - в освоении после бурения, 151 - в консервации (11 совместных), 47 - наблюдательных (10 совместных), 45 - ликвидированных (четыре совместных). В нагнетательном фонде 110 действующих скважин (23 совместных), 78 – -127- бездействующих (16 совместных), семь - в освоении после бурения, 22 - в консервации, шесть - наблюдательных, 18 - ликвидированных (три совместных). В специальном фонде шесть поглощающих скважин (три совместные). На 01.01.2012 г. отобрано 22875,4 тыс.т нефти (64,6 % от НИЗ), жидкости – 122936,4 тыс.т. Средний дебит по нефти – 4,9 т/сут, по жидкости – 96,4 т/сут. Обводненность добываемой продукции – 94,9 %. Текущий КИН – 0,155 (утвержденный – 0,240). Накопленная закачка составила 129033,4 тыс.м3, накопленная компенсация – 100,5 %. За 2011 г. добыто 417,2 тыс.т нефти и 8173,0 тыс.т жидкости, темп отбора от НИЗ – 1,18 %, от ТИЗ – 3,21 %, годовой объем закачки – 7969,4 тыс.м3, текущая компенсация – 96,2 %. Динамика показателей разработки объекта представлена в 10000,0 100,0 9000,0 90,0 8000,0 80,0 7000,0 70,0 6000,0 60,0 5000,0 50,0 4000,0 40,0 3000,0 30,0 2000,0 20,0 1000,0 10,0 0,0 1985 Обводненность, % Добыча нефти, жидкости, тыс.т., закачка воды, тыс.м 3 таблице 4.1 и на рисунке 4.1. 0,0 1990 1995 2000 Годы 2005 Годовая добыча нефти Годовая добыча жидкости Закачка воды Обводненность 2010 120,0 400,0 350,0 300,0 80,0 250,0 60,0 200,0 150,0 40,0 Приемистость, м3/сут Дебит нефти, жидкости, т/сут 100,0 100,0 20,0 50,0 0,0 1985 0,0 1990 1995 2000 2005 2010 Годы Дебит нефти Дебит жидкости Приемистость Рисунок 4.1–Динамика основных технологических показателей разработки объекта Таблица 4.1 - Основные технологические показатели разработки объекта АВ13+АВ21 Год Добыча нефти, тыс.т всего 2 120,8 669,4 1252,9 1510,9 1651,0 1550,5 1248,0 1069,8 1082,6 1027,7 1026,0 995,9 1019,3 1000,4 974,5 855,9 756,7 693,7 660,1 627,7 588,2 533,3 538,6 529,6 474,6 417,2 мех. началь текущих всего способ ных 3 4 5 6 69,3 0,3 0,3 120,8 645,2 1,9 1,9 790,2 1238,7 3,5 3,6 2043,1 1503,1 4,3 4,5 3554,0 1634,4 4,7 5,2 5204,9 1536,6 4,4 5,1 6755,5 1244,4 3,5 4,4 8003,5 1068,8 3,0 3,9 9073,2 1082,5 3,1 4,1 10155,8 1027,4 2,9 4,1 11183,6 1026,0 2,9 4,2 12209,6 995,9 2,8 4,3 13205,5 1019,0 2,9 4,6 14224,8 998,1 2,8 4,7 15225,2 973,4 2,8 4,8 16199,8 855,9 2,4 4,5 17055,7 756,7 2,1 4,1 17812,3 693,7 2,0 3,9 18506,1 660,1 1,9 3,9 19166,2 627,7 1,8 3,9 19793,9 588,2 1,7 3,8 20382,0 533,3 1,5 3,5 20915,3 538,6 1,5 3,7 21453,9 529,6 1,5 3,8 21983,5 474,6 1,3 3,5 22458,1 417,2 1,2 3,2 22875,4 мех. способ 7 69,3 714,5 1953,3 3456,4 5090,8 6627,4 7871,8 8940,6 10023,1 11050,5 12076,6 13072,5 14091,6 15089,7 16063,1 16919,0 17675,7 18369,4 19029,5 19657,2 20245,4 20778,6 21317,3 21846,8 22321,5 22738,7 Добыча жидкости, Отбор тыс. т извл. КИН, запасов, % мех. % всего способ 8 9 10 11 0,3 0,08 124,3 71,5 2,2 0,54 775,6 748,4 5,8 1,38 1798,7 1777,9 10,0 2,41 2482,1 2471,8 14,7 3,52 3381,7 3326,4 19,1 4,58 3698,3 3647,3 22,6 5,42 3414,8 3350,9 25,6 6,14 3370,6 3311,7 28,7 6,88 3663,9 3660,4 31,6 7,57 3694,8 3693,1 34,5 8,27 3641,9 3641,9 37,3 8,94 3614,5 3614,5 40,1 9,63 3737,3 3735,4 43,0 10,31 4276,1 4268,2 45,7 10,97 4858,9 4839,2 48,1 11,55 5219,3 5219,3 50,3 12,06 5161,1 5161,1 52,2 12,53 5469,0 5469,0 54,1 12,98 5770,0 5770,0 55,9 13,41 5819,8 5819,8 57,5 13,80 6762,1 6762,1 59,0 14,16 7669,8 7669,5 60,5 14,53 8596,0 8596,0 62,0 14,89 9001,0 9001,0 63,4 15,21 8762,0 8762,0 64,6 15,49 8173,0 8172,9 Накопленная добыча жидкости, тыс. т всего 12 124,3 899,9 2698,6 5180,6 8562,3 12260,7 15675,4 19046,0 22709,9 26404,7 30046,7 33661,1 37398,4 41674,5 46533,4 51752,7 56913,8 62382,8 68152,8 73972,5 80734,7 88404,5 97000,5 106001,5 114763,4 122936,4 мех. способ 13 71,5 819,9 2597,8 5069,6 8395,9 12043,3 15394,2 18705,8 22366,2 26059,4 29701,3 33315,7 37051,1 41319,3 46158,5 51377,8 56538,9 62007,9 67777,9 73597,7 80359,8 88029,3 96625,3 105626,3 114388,2 122561,1 Закачка рабочих Среднегодовой Приемдебит, т/сут Обв-ть, агентов, тыс. м3 ть, % м3/сут нефти жид-ти годовая накопл. 14 35,4 36,0 22,8 16,3 15,4 14,9 12,5 9,6 10,7 10,6 11,8 11,6 12,1 10,6 8,5 6,6 6,3 6,4 6,1 6,4 6,2 5,1 5,3 5,7 5,4 4,9 15 36,4 41,7 32,8 26,7 31,6 35,6 34,1 30,2 36,1 38,2 41,8 42,1 44,4 45,1 42,2 40,1 43,0 50,7 53,4 59,2 71,5 72,8 84,7 96,3 100,1 96,4 16 300,0 350,4 267,1 249,4 225,9 191,4 166,7 160,2 167,5 150,9 181,9 177,3 171,5 165,3 143,0 146,2 121,8 138,1 141,6 166,8 189,0 198,8 219,5 206,5 199,6 189,0 17 2,8 13,7 30,3 39,1 51,2 58,1 63,5 68,3 70,5 72,2 71,8 72,4 72,7 76,6 79,9 83,6 85,3 87,3 88,6 89,2 91,3 93,0 93,7 94,1 94,6 94,9 18 6,6 962,7 2527,9 3113,4 4047,1 4028,6 3440,4 3527,6 4268,6 4597,8 4408,8 4473,4 4752,8 4737,1 4452,7 5146,1 4702,2 4633,7 4969,0 5713,5 7214,8 8180,6 8872,7 9366,2 8919,6 7969,4 19 6,6 969,3 3497,2 6610,6 10657,7 14686,3 18126,8 21654,4 25923,0 30520,8 34929,6 39403,0 44155,8 48892,9 53345,6 58491,8 63193,9 67827,6 72796,6 78510,1 85724,9 93905,5 102778,2 112144,4 121064,0 129033,4 Компенсация Добыча газа, Действ. фонд, отбора закачкой, Нак. ед. млн. м3 % ВНФ, д.ед. текущая накопл. годовая накопл. доб. наг. 20 4,3 103,7 121,2 110,1 107,6 99,3 92,9 97,5 109,0 116,8 113,6 116,3 119,6 105,0 87,5 94,9 88,0 82,2 83,8 95,6 104,4 104,8 101,6 102,5 100,4 96,2 21 4,3 89,7 110,4 110,3 109,2 106,3 103,5 102,4 103,5 105,3 106,3 107,3 108,5 108,2 106,1 105,0 103,5 101,7 100,2 99,9 100,3 100,6 100,7 100,9 100,8 100,5 22 0,03 0,14 0,32 0,46 0,65 0,81 0,96 1,10 1,24 1,36 1,46 1,55 1,63 1,74 1,87 2,03 2,20 2,37 2,56 2,74 2,96 3,23 3,52 3,82 4,11 4,37 23 5,0 25,7 45,8 54,3 59,0 55,3 44,3 38,0 38,5 36,7 36,9 36,2 37,5 37,3 34,3 30,0 26,6 24,3 23,2 22,0 20,7 18,7 18,9 18,6 16,7 19,5 24 5,0 30,7 76,5 130,8 189,8 245,1 289,4 327,3 365,9 402,6 439,5 475,7 513,3 550,5 584,8 614,9 641,4 665,8 689,0 711,0 731,6 750,4 769,3 787,9 804,5 824,1 25 24 103 228 310 322 285 311 341 288 258 250 249 252 302 358 367 335 327 308 289 297 320 285 268 247 255 26 1 23 36 44 61 66 58 87 85 84 80 74 89 104 103 119 101 97 92 101 110 116 123 124 121 110 -128- 1 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Темп отбора от Накопленная добыча извлекаемых нефти, тыс. т запасов, % -129- Практически на протяжении всего периода разработки отмечается растущий характер годовых отборов жидкости с 124,3 тыс.т. в 1986 г. до 9000,1 тыс.т. в 2009 г., т.е. максимальный уровень добычи жидкости приходится на 2009 г. Уровень добычи жидкости в 2011 г. составляет 8173,0 тыс.т. Действующий фонд нагнетательных скважин также увеличивался пропорционально годовым отборам жидкости с 23 ед. в 1987 г. до 124 ед. в 2009 г., хотя первые 2 года по пласту отмечался дефицит закачки, обусловленный отставанием освоения системы ППД. После увеличения числа вводимых нагнетательных скважин и усиления в отдельных зонах системы нагнетания годовой объем закачки с 1987 по 1990 гг. превышал отбор жидкости в пластовых условиях на 4-21%; также объемы закачки превышали отбор жидкости с 1994 по 1999 гг. С 1995 г. на одну действующую нагнетательную скважину приходилось в среднем 3 действующих добывающих скважины (рисунок 4.2). На 01.01.2012 г действующий фонд нагнетательных скважин несколько снизился по сравнению с максимальным и составляет 110 ед., что связано с оптимизацией системы ППД и переходом отдельных участков объекта на очагово-избирательное заводнение. Соотношение скважин ед. 30 25 25 20 15 10 6,3 7 4 5 4,5 5,3 5,4 0 1986 1988 1990 1992 4 3,4 3,1 3,4 3,1 1994 1996 3 2,8 2,2 2,9 3,1 3,4 3 2,3 2,8 3,3 3,4 2,7 2,0 2,3 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Года Доб./Наг. Действующий фонд Рисунок 4.2 - Соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин (объект АВ13+АВ21) Относительная стабилизация отборов жидкости отмечается в период 19931999 гг.. Сложившейся динамике отборов жидкости способствовало своевременное -130- внедрение системы ППД. С 1987 г. компенсация отборов практически всегда превышала 100 % и держалась на этом уровне вплоть до 2000 г. С 2000 по 2006 гг. добыча жидкости была не полностью скомпенсирована закачкой рабочего агента и находилась на уровне 90 %. С 2006 – 2010 гг. компенсация снова составляет более 100 %. В 2011 г. компенсация снизилась до 96,2 %, что несущественно на фоне накопленной компенсации - 100,5 %. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2012 г. – 15,9 МПа, что ниже начального на 1,3 МПа (7,6 %). Давление в зоне отборов – 14,0 МПа, в зоне закачки – 17,2 МПа. Забойное давление на 01.01.2012 г. составило 6,8 МПа, что ниже давления насыщения нефти газом на 0,6 МПа (8 %). В таблице 4.2 и на рисунке 4.3 представлена динамика средних значений пластового давления в зонах отбора и нагнетания, отражены отклонения текущего пластового давления от начального. Анализ данных показывает, что величина пластового давления, хотя и незначительно, но снижается, имея в целом стабильные значения, близкие к начальному пластовому давлению. Таблица 4.2 – Динамика пластового давления (объект АВ13+АВ21) Год 2008 2009 2010 2011 2012 Среднее значение Рпл. в зоне отбора, МПа 14,2 14,6 13,8 13,8 14,0 Среднее значение Средневзвешенное Рпл. в зоне значение Рпл., нагнетания, МПа МПа 17,7 16,2 18,0 16,5 17,8 16,2 17,4 16,0 17,2 15,9 Изменение от начального Рпл., МПа 1,0 0,7 1,0 1,2 1,3 На рисунке 4.4 приведены средние значения забойных давлений за 2008 – 2012 гг. Динамика забойных давлений характеризуется стабильными значениями с незначительной тенденцией к снижению. На 01.01.2012 г. основная часть скважин – 67 % эксплуатируется при забойных давлениях ниже давления насыщения нефти газом. Рекомендуется вывести скважины на режим Рнас≥Рзаб [112]. -131- Динамика пластового давления 18,0 Давление, МПа 17,0 16,0 15,0 14,0 13,0 2008 2009 2010 2011 2012 Года Среднее давление в зоне отбора Среднее давление в зоне нагнетания Средневзвешенное пластовое давление Уровень начального пластового давления Рисунок 4.3 – Динамика пластового давления (объект АВ13+АВ21) Рисунок 4.4 – Распределение забойного давления (объект АВ13+АВ21) Следует отметить, что в 2011 г. проведена работа по оптимизации системы ППД: - отключено 18 нагнетательных скважин, находящихся в невырабатываемых зонах или в зонах, где компенсация отборов жидкости закачкой поддерживается -132- меньшим количеством скважин (скв. №№ 431, 436, 537, 693, 696, 758, 794, 817, 910, 1007, 1027, 1052, 1091, 1157, 1159, 1305, 2290, 2420); - организована закачка в семи скважинах, в зонах, неохваченных вытеснением рабочим агентом (скв. №№ 606, 663, 733, 877, 1418, 1537, 2517); Данные мероприятия позволили стабилизировать падающий характер пластового давления. Как указывалось выше, эксплуатационный объект представлен одной залежью нефти (западный, восточный и центральный участок). Коллектор характеризуется обширными водонефтяными зонами (Sчнз = 47,822 км2, Sвнз = 224,015 км2, hн = 7,34 м, hв = 4,86 м). Средняя проницаемость по ГИС составляет 125,9 *10-3 мкм2, коэффициент песчанистости – 0,40 д.ед., коэффициент расчленённости – 6,86 ед. (таблица 4.3). Таблица 4.3 – Геологическая характеристика объекта разработки по залежам Толщина перемычки Эффект. Эффект. S Эффект. Коэф. Коэф. Коэф. между нефтью и водой, S ЧНЗ, S ВНЗ, нефт. водонас. нефтеносности, толщина, прон- песч- расчлм толщина, толщина, км2 км2 2 м ти, мД ти, д.ед ти, ед км м м мин. макс. среднее Залежи 1 3 2 4 6 5 Пласт АВ1 залежь I - - - 2.053 7 8 9 10 11 12 13 1.21 23.55 0.94 1.29 0.00 2.59 1.29 4.51 145.85 0.48 5.53 0.00 17.00 3.61 3 2.050 Пласт АВ21 залежь I - - - 9.447 7.570 3 1 Объект (АВ1 +АВ2 ) залежь I С1 182.513 47.729 134.784 11.35 9.34 4.65 128.32 0.40 6.73 0.00 17.00 3.61 С2 89.324 0.093 12.22 4.89 9.17 151.05 0.40 6.60 4.60 7.80 6.10 89.231 Основной эксплуатационный объект состоит из двух гидродинамически связанных продуктивных пластов АВ13 и АВ21, разделённых глинистой перемычкой. Карта глинистой перемычки представлена на рисунке 4.5. По своим фильтрационно-емкостным свойствам пласты существенно отличаются. Верхний пласт АВ13 представлен практически чисто нефтяной зоной, является достаточно тонким и обладает низкими значениями проницаемости (hн = 2,05 м, hв = 1,21 м). Средняя проницаемость по ГИС составляет 23,55*10-3 мкм2, -133- коэффициент песчанистости – 0,94 д.ед., коэффициент расчленённости – 1,29 ед. Карта проводимости (КН) продуктивного пласта АВ13 представлена на рис. 4.4. Нижний пласт АВ21, напротив, представлен обширными водо-нефтяными зонами (Sвнз = 224,015 км2 – 82,4 % от площади нефтеносности) и обладает достаточно высокими фильтрационными свойствами (hн = 7,57 м, hв = 4,50 м). Средняя проницаемость по ГИС составляет 145,85*10-3 мкм2, коэффициент песчанистости – 0,48 д.ед., коэффициент расчленённости – 5,53 ед. Карта проводимости (КН) продуктивного пласта АВ21 представлена на рис. 4.5. Анализ перфорации показал, что объект эксплуатировался 552 добывающими скважинами, в 155 скважинах пласт АВ13 не перфорирован (28 % эксплуатационного фонда). Нагнетательных скважин 214, в 66 скважинах пласт также не перфорирован (30,8 % эксплуатационного фонда). Пласт АВ21 эксплуатировался 577 добывающими скважинами, в 59 скважинах пласт не перфорирован (10,2 % эксплуатационного фонда). Нагнетательных скважин 220, в 33 - пласт также не перфорирован (15,0 % эксплуатационного фонда). С другой стороны, в скважинах, где проперфорированы оба пласта, выработка верхнего АВ13 вероятнее всего происходить не будет, поскольку средняя проницаемость пласта в 6 раз ниже, чем по пласту АВ21 (лабораторные исследования показывают, что при совместной фильтрации на керне в случаях, когда их проницаемость отличается в три и более раза, фильтрация в керне с меньшей проницаемостью не происходит) [127, 128]. Оценка выработки запасов нефти по характеристикам вытеснения По основному эксплуатационному объекту также выполнена оценка дренируемых и не дренируемых запасов нефти (таблица 4.4, рисунок 4.6). Остаточные извлекаемые запасы нефти в дренируемой области 2981 тыс.т. (пласт АВ13), 78 тыс.т. (пласт АВ21), в не дренируемой области 4300 тыс.т. (пласт АВ13), 7563 тыс.т. (пласт АВ21). -134- Таблица 4.4 – Остаточные извлекаемые запасы нефти по пластам АВ13 и АВ21 в дренируемой и недренируемой областях Нач. геолог. запасы нефти, тыс.т. Пласт Дренир. Недренир. 2 3 19858 21194 1 АВ13 1 АВ2 3 1 АВ1 +АВ2 Всего 4 41052 Нач. извлек. запасы нефти, тыс.т. Дренир. Недренир. 5 6 4766 4300 Накопл. добыча, тыс.т. Всего 7 9066 Остаточ. извлек. запасы нефти, тыс.т. 8 1785 Дренир. 9 2981 Недренир. 10 4300 Всего 11 7281 88113 41886 129999 21147 7563 28710 21069 78 7563 7641 107971 63080 171051 25913 11863 37776 22854 3059 11863 14922 Для оценки выработки запасов построены характеристики вытеснения в координатах «обводнённость и темп отбора от использования запасов по объекту» (рисунок 4.9) и зависимость обводнённости и темпа отбора от использования дренируемых запасов по объекту (рисунок 4.10). Выработка объекта наиболее точно отображена на рисунке 4.10, поскольку учтен отбор от дренируемых извлекаемых запасов. Согласно проведённым расчётам объект вырабатывается достаточно эффективно, при КИЗ = 87,98 % обводнённость составила 94,9 %. На рисунке 4.11 приведены характеристики вытеснения по пласту АВ21 по дренируемым извлекаемым запасам, которые свидетельствуют о том, что пласт практически выработан. Вероятно, утверждённое значение КИН занижено. Подведём некоторые итоги из краткого анализа разработки объекта. 1. Пласт АВ13 эксплуатировался 552 добывающими скважинами, в 155 скважинах пласт не перфорирован (28 % эксплуатационного фонда). Нагнетательных скважин 214, в 66 скважинах пласт так же не перфорирован (30,8 % эксплуатационного фонда). 2. Пласт АВ21 эксплуатировался 577 добывающими скважинами, в 59 скважинах пласт не перфорирован (10,2 % эксплуатационного фонда). Нагнетательных скважин 220, в 33 - пласт так же не перфорирован (15,0 % эксплуатационного фонда). 3. По добывающим скважинам коэффициент работающей толщины составил 0,373 (0,05 – 0,92). По 104 нагнетательным скважинам коэффициент работающей толщины составил 0,40 (0,06 – 0,97). -135- Рисунок 4.5 - Карта толщин глинистой перемычки между пластами АВ13 и АВ21. -136- Рисунок 4.6 - Карта проводимости (КН) продуктивного пласта АВ13. -137- Рисунок 4.7 - Карта проводимости (КН) продуктивного пласта АВ21. -138- - Дренируемые запасы - Недренируемые запасы Рисунок 4.8 – Распределение дренируемых и недренируемых запасов по основному эксплуатационному объекту (АВ13+АВ21). Зависимость обводнённости и темпа отбора Обводнённость, % 100.0 5.00 90.0 4.50 80.0 4.00 70.0 3.50 60.0 3.00 50.0 2.50 40.0 2.00 30.0 1.50 20.0 1.00 10.0 0.50 0.0 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 Темп отбора, % от использования запасов по объекту АВ 1 3+АВ21 0.00 70.00 Использование начальных извлекаемых запасов, % Обводнённость от использования запасов Темп отбора от использования запасов Рисунок 4.9 – Зависимость обводнённости и темпа отбора от использования запасов по объекту (АВ13+АВ21). -139Зависимость обводнённости и темпа отбора от использования запасов в дренируемой области по объекту АВ 13+АВ21 100.0 90.0 7.00 6.00 5.00 70.0 60.0 4.00 50.0 3.00 40.0 30.0 Темп отбора, % Обводнённость, % 80.0 2.00 20.0 1.00 10.0 0.0 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 0.00 100.00 Использование начальных извлекаемых запасов, % Обводнённость от использования запасов Темп отбора от использования запасов Рисунок 4.10 - Зависимость обводнённости и темпа отбора от использования дренируемых запасов по объекту (АВ13+АВ21). Зависимость обводнённости и темпа отбора 100.0 от использования дренируемых запасов по пласту АВ 21 90.0 8.00 7.00 Обводнённость, % 6.00 70.0 5.00 60.0 50.0 4.00 40.0 3.00 30.0 Темп отбора, % 80.0 2.00 20.0 1.00 10.0 0.0 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 0.00 100.00 Использование начальных извлекаемых запасов, % Обводнённость от использования запасов Темп отбора от использования запасов Рисунок 4.11 - Зависимость обводнённости и темпа отбора от использования дренируемых запасов по пласту АВ21. 4. Анализ промыслово-геофизических исследований в подавляющем числе случаев подтверждает, что при совместном вскрытии пластов АВ13 и АВ21, верхний пласт не вырабатывается и не заводняется. Пласт АВ21 вырабатывается либо по всей продуктивной толщине, либо по подошвенной части пласта, либо по отдельным высоко проницаемым пропласткам. 5. Остаточные извлекаемые запасы нефти в дренируемой области 2981 тыс.т. (пласт АВ13), 78 тыс.т. (пласт АВ21), в не дренируемой области 4300 тыс.т. (пласт АВ13), 7563 тыс.т. (пласт АВ21). -140- 6. Выработка основного эксплуатационного объекта осуществляется достаточно эффективно, при КИЗ = 87,98 % обводнённость составила 94,9%. 7. Для снижения энергетической нагрузки и повышения рентабельности добычи УВС с основного эксплуатационного объекта рекомендуется провести ГТМ по изоляции интервала пласта АВ21 в скважинах, где пласт полностью выработан, а нефтенасыщенные толщины пласта АВ13 максимальны. Изоляцию пласта рекомендуется проводить в скважинах, достигших максимальной обводнённости добываемой продукции после проведения в них специальных промыслово-геофизических исследований. 8. Обводнение скважин по основному эксплуатационному объекту происходит за счёт закачиваемых вод, которые прорываются по подошве и отдельным высокопроницаемым пропласткам пласта АВ21, а также за счёт подтягивания подошвенных вод. 9. Объект находится на заключительной стадии разработки. Была проанализирована история эксплуатации каждой скважины, числящейся на данном объекте разработки. Узловыми точками анализа являлись временные остановки скважин, сравнивалась обводнёность добываемой продукции до остановки и после возобновления эксплуатации. В результате анализа промысловых данных установлено, что в части скважин наблюдается снижение обводнённости добываемой продукции после временной остановки. Из общего числа скважин (187 ед.) нами выбраны 26 добывающих и четыре нагнетательные скважины, время простоя которых было более 30 суток и за это время в скважинах не проводились ГТМ. После этого каждая из выбранных скважин была отнесена к I, II или к III типу относительно местоположения на структуре продуктивного коллектора. Результаты анализа представлены в таблицах 4.5, 4.6. В девяти скважинах из 26 снижение обводнённости после временного простоя зафиксировано дважды, что указывает, что это не случайность, а скорее закономерность. Время простоя варьировалось от 32 до 1909 суток. Снижение обводнённости для разных скважин составляло от 10 до 80 %. Корреляции между временем простоя и изменением обводнённости не наблюдается. Половина скважин находятся в зоне ВНЗ, остальные скважины в зоне ЧНЗ. Распределение местоположения скважин относительно структуры коллектора -141- различно. Так, в зоне ВНЗ скважины распределены следующим образом: I – 2, II – 11. В зоне ЧНЗ: I – 6, II – 6, III – 1. Группировка скважин по зонам ВНЗ и ЧНЗ выявила, что среднее изменение обводнённости скважин в зоне ВНЗ составляет 25 % (10 – 55 %), в зоне ЧНЗ 31 % (10 – 80 %). Таким образом, в скважинах, расположенных на высших точках кровли продуктивного коллектора или вблизи локальных поднятий, зафиксировано снижение обводнённости добываемой продукции после временного простоя скважин. Это позволяет утверждать, что в промытых участках пласта идет процесс регенерации залежи и аккумуляции нефти в купольных поднятиях коллектора. Справедливости ради следует отметить, что в скважинах, находящихся в зонах ВНЗ, процесс аккумуляции нефти в период их временного простоя, возможно, сопровождается и локальным выравниваем ВНК (отрыв «конуса» воды от забоя скважины). В практическом плане можно говорить об одном, что в скважинах, в которых подмечен факт снижения обводнённости добываемой продукции после временного простоя, должен подбираться такой режим эксплуатации, который бы соответствовал притоку остаточной нефти в купольное поднятие. При этом условии скважину можно было бы перевести на безводный режим эксплуатации. Если дебит по нефти окажется ниже рентабельного, то в таких случаях скважину целесообразно эксплуатировать на щадящих режимах, т.е. с низкими дебитами в периодическом режиме. Таблица 4.5 – Список добывающих скважин со снижением обводнённости после простоя (более 30 суток) по объекту АВ13+АВ21 № Состоя№ скв. п.п. ние Абс. отм. Характер кровли работы коллектора, м Дебит жидк. за посл. раб. месяц, т/сут Дебит Обводн. Обводн. на нефти за Дата за посл. посл. раб. дату раб. остановки месяц, остановки месяц, % т/сут 01.01.1990 36 2 38.55 01.12.1997 59 01.08.1988 98 2.6 52.15 01.11.1991 79 0.2 92.21 01.10.1988 99 Дата Обводненность Изменение Время I - поднятие, ЧНЗ / ВНЗ запуска в на дату запуска в обводненности, простоя, II - склон, работу работу % сут III - низменность Процент ин-ла перфорации от эф.толщины пласта ВНЗ 38 % - нефтенас. часть II ЧНЗ 25 % I ЧНЗ 48 % 113 I ЧНЗ 50 % 20 331 II ЧНЗ 85 % 25 22 11 10 192 272 I ЧНЗ 53 % 01.08.2006 21 18 225 II ВНЗ 98 01.09.2007 81 17 1280 II ВНЗ 01.10.1990 89 01.07.1993 69 20 1021 II ВНЗ 01.07.1992 99 01.09.1995 79 20 1175 II ВНЗ 96 92 33 80 97 98 99 88 01.04.1993 01.10.2006 01.07.1992 01.12.1995 01.10.1997 01.07.2000 01.06.1999 01.06.1991 41 73 23 52 17 75 82 23 56 19 10 28 80 23 17 65 32 571 69 369 790 548 1228 317 II ЧНЗ 71 % I ЧНЗ 88 % 95.52 97.02 99.28 90.99 01.03.1993 01.03.2005 01.05.1992 01.12.1994 01.08.1995 01.01.1999 01.01.1996 01.08.1990 I I II II ЧНЗ ЧНЗ ЧНЗ ЧНЗ 0.3 95.56 01.08.2004 68 01.04.2006 41 27 624 II ВНЗ 3.7 166 0 3.7 98.97 97.79 01.01.1990 01.12.1996 46 98 01.07.1990 01.10.1997 5 50 42 48 176 322 II I ЧНЗ ВНЗ 84.2 1.1 98.74 01.01.1989 71 01.02.1989 51 20 32 II ВНЗ 37 % 72 % 57 % 82 % 52 % - нефтенас. часть 57 % 93 % 32 % - нефтенас. часть 15 35 81 57 45 21 24 16 22 54 410 180 245 208 166 74 01.03.1992 27 47 01.01.2006 95 01.12.2006 75 88.26 01.01.1991 01.09.1994 36 33 01.07.1991 01.06.1995 0.4 53.57 01.12.2005 39 19 3.7 80.45 01.03.2004 -1664.05 31.1 4.8 84.55 НЕФ -1669.69 4.3 0.5 89.39 РАБ. НЕФ -1647.71 59 1.7 97.05 3366 РАБ. НЕФ -1651.2 172.3 3.8 97.77 13 14 15 16 1523 1507 9R 515 РАБ. РАБ. Б/Д ТГ КОНС НЕФ НЕФ НЕФ НЕФ -1653.44 -1656.63 -1656.76 -1657.85 298.5 159.4 111.3 6.3 13.4 4.7 0.8 0.6 17 2511 КОНС НЕФ -1658.65 5.8 18 19 561 1302 КОНС РАБ. НЕФ НЕФ -1659.05 -1660.44 20 2237 КОНС НЕФ -1660.85 1425 Б/Д ПР Л НЕФ -1664.13 3.2 2 480 ПЬЕЗ НЕФ -1655.62 5.4 3 588 ПЬЕЗ НЕФ -1652.77 2.6 4 1344 Б/Д ПР Л НЕФ -1655.6 10 0.2 98.34 01.11.1991 5 1285 Б/Д ПР Л НЕФ -1650.07 21 0.5 97.78 6 921 Б/Д ПР Л НЕФ -1659.94 37.4 4.4 7 2432 Б/Д ПР Л НЕФ -1659.08 0.9 8 467 ПЬЕЗ НЕФ -1666.62 9 1125 РАБ. НЕФ 10 463 КОНС 11 2376 12 21 % - нефтенас. часть 66 % - нефтенас. часть 72 % - нефтенас. часть 14 % - нефтенас. часть -142- I 01.03.1991 01.06.1998 01.04.1989 01.06.1992 01.03.1989 1 Продолжение таблицы 4.5. № Состоя№ скв. п.п. ние Абс. отм. Характер кровли работы коллектора, м Дебит жидк. за посл. раб. месяц, т/сут Дебит Обводн. Обводн. на Дата Обводненность Изменение Время I - поднятие, нефти за Дата за посл. ЧНЗ / ВНЗ посл. раб. дату запуска в на дату запуска в обводненности, простоя, II - склон, раб. остановки месяц, остановки работу работу % сут III - низменность месяц, % т/сут Процент ин-ла перфорации от эф.толщины пласта 80 % - нефтенас. часть 48 % - нефтенас. часть 787 РАБ. НЕФ -1661.19 204.9 6.1 97.03 01.02.2003 98 01.11.2006 84 14 1373 II ВНЗ 22 508 КОНС НЕФ -1661.29 7.1 0.6 91.86 01.04.2007 99 01.10.2007 86 12 179 II ВНЗ 23 708 КОНС НЕФ -1661.54 7.1 0.6 91.51 НЕФ -1666.66 31.5 2.6 91.7 100 % РАБ. НЕФ -1669.88 103.3 9.4 90.88 II ВНЗ 26 462 ПЬЕЗ НЕФ -1672.94 63.6 1.9 97.01 653 243 658 1909 904 61 863 50 592 ЧНЗ 3266 10 37 37 29 11 17 10 55 49 III 25 33 46 62 32 68 5 72 29 50 58 % - нефтенас. часть РАБ. 01.08.1993 01.04.1995 01.08.1997 01.05.1999 01.06.2006 01.09.1989 01.10.2006 01.06.1990 01.10.1992 ВНЗ 844 44 84 99 60 78 22 82 84 99 II 24 01.11.1991 01.08.1994 01.10.1995 01.02.1994 01.12.2003 01.07.1989 01.06.2004 01.04.1990 01.03.1991 II ВНЗ 44 % - нефтенас. часть 45 % - нефтенас. часть Таблица 4.6 – Список нагнетательных скважин со снижением обводнённости после простоя (более 30 сут.) по объекту АВ13+АВ21 № Состоя№ скв. п.п. ние Абс. отм. Характер кровли работы коллектора, м Дебит жидк. за посл. раб. месяц, т/сут Дебит Обводн. Обводн. на Дата Обводненность Изменение Время I - поднятие, нефти за Дата за посл. ЧНЗ / ВНЗ посл. раб. дату запуска в на дату запуска в обводненности, простоя, II - склон, раб. остановки месяц, остановки работу работу % сут III - низменность месяц, % т/сут 1 1042 РАБ. НАГ -1653.44 2.5 0 98.67 2 1978 КОНС НАГ -1664.33 5.3 1.1 78.95 3 2416 Б/Д ПР Л НАГ -1655.52 29.2 4.4 4 529 НАГ -1657.9 44.3 1.9 Б/Д ПР Л Процент ин-ла перфорации от об.толщины пласта 01.12.1991 01.10.1990 01.01.1994 01.09.1996 35 42 23 79 01.01.1993 01.03.1991 01.05.1994 01.11.1996 22 0 11 60 14 42 12 19 396 145 124 47 II ЧНЗ 90 % II ЧНЗ 53 % 85.05 01.10.1995 99 01.04.1997 17 81 527 II ЧНЗ 79 % 95.67 01.06.2004 96 01.04.2005 82 14 307 II ЧНЗ 91 % -143- 21 -144- Белебеевское нефтяное месторождение [136]. Объект Dкн (кыновский горизонт) находится в разработке с 1960 г. Всего выявлено 20 залежей нефти: три залежи пласта Dкн1 (XIIIа, XVIII, XIX) и 17 залежей пласта Dкн2 (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII) с запасами промышленных категорий. В разработке находятся 11 залежей (I, VI, VII, VIII, X, XI, XIII, XV, XVII, XVIII, XIX). Динамика основных технологических показателей разработки представлена в таблице 4.7 и на рисунке 4.12. С начала разработки максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1989 г. и составил 16,4 тыс.т, при темпах отбора от НИЗ - 1,2 %, от ТИЗ – 1,3 %. Максимальный уровень отбора жидкости достигнут в 2012 г. - 41,5 тыс. т. На объекте организована очагово-избирательная система заводнения. В настоящее время система разбалансирована, соотношение нагнетательных и добывающих скважин не превышает 1:2. На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 376,6 тыс.т, жидкости – 867,9 тыс.т. В пласт закачано 2635,1 тыс.м3 воды. В действующем добывающем фонде числятся 15 скважин, из них три совместные (DI – 2, DIV - 1), способ эксплуатации – механизированный (УШГН – 11, УЭЦН - 4). В действующем нагнетательном фонде – восемь скважин. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,100 д.ед (утвержденный 0,360). Отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1 составил 27,6 %. Объект разрабатывается с темпом отбора от НИЗ – 1,1 %, от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) – 1,5 %. Среднегодовой дебит нефти составил 2,8 т/сут, жидкости – 7,6 т/сут. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 63,8 %. Компенсация отбора закачкой – 305,4 %. Накопленный ВНФ – 1,30 д.ед. На кыновском горизонте выявлено 17 залежей нефти, связанные с нижним пластом песчаников (Dкн2), и три залежи в песчаниках, залегающих в верхней части разреза (Dкн1). В строении залежей основную роль играет литологический фактор и поэтому 11 из 20 залежей чисто литологического типа, а 9 залежей – структурно - литологического типа, которые на отдаленных участках периметра подпираются контурными водами. Начальное и текущее пластовое давление по залежам кыновского горизонта представлено в таблице 4.8. Таблица 4.7 - Основные технологические показатели разработки кыновского горизонта (Dкн) Год Добыча нефти, тыс.т всего 2 0,024 3,739 2,412 0,672 1,744 2,253 2,661 2,112 1,460 1,218 1,185 0,819 0,635 1,170 2,782 3,448 2,899 1,467 2,241 6,638 4,671 6,686 6,424 8,019 8,933 8,758 5,906 5,541 9,655 16,426 16,074 15,629 13,833 12,133 10,130 8,313 8,688 9,387 7,281 9,130 8,348 9,852 9,224 12,526 16,054 13,212 12,118 8,659 9,484 9,679 7,985 11,236 15,016 Накопленная добыча нефти, тыс. т нач. текущих всего 4 0,00 0,28 0,18 0,05 0,13 0,17 0,20 0,16 0,11 0,09 0,09 0,06 0,05 0,09 0,21 0,25 0,21 0,11 0,17 0,49 0,34 0,49 0,47 0,59 0,66 0,65 0,44 0,41 0,71 1,21 1,18 1,15 1,02 0,89 0,75 0,61 0,64 0,69 0,54 0,67 0,62 0,73 0,68 0,92 1,18 0,97 0,89 0,64 0,70 0,71 0,59 0,83 1,11 5 0,00 0,28 0,18 0,05 0,13 0,17 0,20 0,16 0,11 0,09 0,09 0,06 0,05 0,09 0,21 0,26 0,22 0,11 0,17 0,50 0,36 0,51 0,49 0,62 0,69 0,68 0,46 0,44 0,77 1,31 1,30 1,28 1,15 1,02 0,86 0,71 0,75 0,82 0,64 0,81 0,74 0,88 0,83 1,14 1,48 1,24 1,15 0,83 0,92 0,94 0,79 1,12 1,51 6 0,024 3,763 6,175 6,847 8,591 10,844 13,505 15,617 17,077 18,295 19,480 20,299 20,934 22,104 24,886 28,334 31,233 32,700 34,941 41,579 46,250 52,936 59,360 67,379 76,312 85,070 90,976 96,517 106,172 122,598 138,672 154,301 168,134 180,267 190,397 198,710 207,398 216,785 224,066 233,196 241,544 251,396 260,620 273,146 289,200 302,412 314,530 323,189 332,673 342,352 350,338 361,574 376,590 мех. способ 7 0,024 3,763 6,175 6,847 8,591 10,844 13,505 15,617 17,077 18,295 19,480 20,299 20,934 22,104 24,886 28,334 31,233 32,700 34,877 41,515 46,186 52,872 59,296 67,315 76,248 85,006 90,912 96,453 106,108 122,534 138,608 154,237 168,070 180,203 190,333 198,646 207,334 216,721 224,002 233,132 241,480 251,332 260,556 273,082 289,136 302,348 314,466 323,125 332,609 342,288 350,274 361,510 376,526 Добыча жидкости, Отбор тыс. т извл. КИН, запасов, % мех. % всего способ 8 9 10 11 0,00 0,00 0,036 0,036 0,28 0,10 4,843 4,843 0,46 0,16 4,265 4,265 0,50 0,18 1,321 1,321 0,63 0,23 3,749 3,749 0,80 0,29 5,978 5,978 1,00 0,36 6,026 6,026 1,15 0,42 5,449 5,449 1,26 0,46 5,174 5,174 1,35 0,49 5,126 5,126 1,44 0,52 6,591 6,591 1,50 0,54 4,849 4,849 1,54 0,56 3,690 3,690 1,63 0,59 6,145 6,145 1,83 0,66 8,015 8,015 2,09 0,76 9,667 9,667 2,30 0,83 6,577 6,577 2,41 0,87 3,571 3,571 2,57 0,93 5,052 4,988 3,06 1,11 25,002 25,002 3,41 1,23 17,323 17,323 3,90 1,41 15,842 15,842 4,37 1,58 13,926 13,926 4,97 1,80 14,205 14,205 5,62 2,03 16,266 16,266 6,27 2,27 30,730 30,730 6,70 2,43 30,601 30,601 7,11 2,57 24,680 24,680 7,82 2,83 27,728 27,728 9,03 3,27 30,522 30,522 10,22 3,70 31,333 31,333 11,37 4,11 27,685 27,685 12,39 4,48 21,367 21,367 13,28 4,81 18,956 18,956 14,03 5,08 18,367 18,367 14,64 5,30 22,855 22,855 15,28 5,53 15,471 15,471 15,98 5,78 17,719 17,719 16,51 5,97 12,960 12,960 17,18 6,22 18,411 18,411 17,80 6,44 17,838 17,838 18,53 6,70 20,917 20,917 19,21 6,95 18,296 18,296 20,13 7,28 23,510 23,510 21,31 7,71 26,801 26,801 22,29 8,06 22,410 22,410 23,18 8,39 20,418 20,418 23,82 8,62 17,968 17,968 24,52 8,87 23,598 23,598 25,23 9,13 22,881 22,881 25,82 9,34 25,929 25,929 26,65 9,64 37,742 37,742 27,75 10,04 41,495 41,495 Накопленная добыча жидкости, тыс. т всего 12 0,036 4,879 9,144 10,465 14,214 20,192 26,218 31,667 36,841 41,967 48,558 53,407 57,097 63,242 71,257 80,924 87,501 91,072 96,124 121,126 138,449 154,291 168,217 182,422 198,688 229,418 260,019 284,699 312,427 342,949 374,282 401,967 423,334 442,290 460,657 483,512 498,983 516,702 529,662 548,073 565,911 586,828 605,124 628,634 655,435 677,845 698,263 716,231 739,829 762,710 788,639 826,380 867,875 мех. способ 13 0,036 4,879 9,144 10,465 14,214 20,192 26,218 31,667 36,841 41,967 48,558 53,407 57,097 63,242 71,257 80,924 87,501 91,072 96,060 121,062 138,385 154,227 168,153 182,358 198,624 229,354 259,955 284,635 312,363 342,885 374,218 401,903 423,270 442,226 460,593 483,448 498,919 516,638 529,598 548,009 565,847 586,764 605,060 628,570 655,371 677,781 698,199 716,167 739,765 762,646 788,575 826,316 867,811 Закачка рабочих Среднегодовой Приемдебит, т/сут Обв-ть, агентов, тыс. м3 ть, % м3/сут нефти жид-ти годовая накопл. 14 12,0 10,7 9,0 7,4 7,6 8,1 7,7 6,5 4,4 3,7 3,9 2,6 2,1 3,4 4,6 4,8 4,2 2,1 2,9 3,7 1,6 1,5 1,4 1,9 2,3 2,2 1,4 1,5 2,7 3,9 3,1 3,3 3,0 3,1 2,6 1,7 1,6 1,6 1,6 1,9 1,7 1,6 1,5 2,0 2,8 2,1 1,9 1,4 1,5 1,7 1,5 1,9 2,8 15 18,0 13,8 15,9 14,5 16,4 21,4 17,4 16,9 15,6 15,4 21,5 15,4 12,5 17,9 13,2 13,4 9,5 5,2 6,6 13,9 5,8 3,6 2,9 3,3 4,1 7,9 7,2 6,5 7,7 7,2 6,1 5,9 4,7 4,8 4,7 4,7 2,8 3,0 2,9 3,9 3,6 3,5 2,9 3,7 4,7 3,6 3,3 3,0 3,7 3,9 4,7 6,3 7,6 16 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 107,3 172,5 186,8 233,6 194,2 60,9 159,0 117,6 87,0 58,3 44,6 28,5 22,5 38,8 51,1 58,8 41,9 31,1 38,2 198,8 171,4 78,2 63,0 65,1 48,7 13,7 23,8 19,4 22,0 22,0 25,7 17 33,3 22,8 43,4 49,1 53,5 62,3 55,8 61,2 71,8 76,2 82,0 83,1 82,8 81,0 65,3 64,3 55,9 58,9 55,6 73,5 73,0 57,8 53,9 43,5 45,1 71,5 80,7 77,5 65,2 46,2 48,7 43,5 35,3 36,0 44,8 63,6 43,8 47,0 43,8 50,4 53,2 52,9 49,6 46,7 40,1 41,0 40,7 51,8 59,8 57,7 69,2 70,2 63,8 18 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 16,520 57,960 114,305 168,207 136,536 41,108 93,308 64,306 40,440 31,567 27,803 25,793 15,621 19,768 31,200 22,710 34,296 35,807 36,255 194,000 196,788 119,079 154,600 143,022 101,981 54,376 152,163 112,705 120,031 132,449 140,445 19 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 16,520 74,480 188,785 356,992 493,528 534,636 627,944 692,250 732,690 764,257 792,060 817,853 833,474 853,242 884,442 907,152 941,448 977,255 1013,510 1207,510 1404,298 1523,377 1677,977 1820,999 1922,980 1977,356 2129,519 2242,224 2362,255 2494,704 2635,149 Компенсация отбора закачкой, % текущая накопл. 20 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 118,2 393,0 680,3 579,6 488,4 180,2 348,5 204,7 126,4 109,8 122,1 127,9 82,3 89,1 194,4 124,9 255,1 191,6 202,1 921,2 1056,7 492,9 549,5 609,8 476,7 299,5 655,5 497,2 486,2 369,9 348,9 21 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,2 42,0 97,2 159,9 196,4 195,1 208,8 208,4 201,2 194,5 190,5 187,6 183,2 178,9 179,4 177,4 179,4 179,8 180,5 207,3 233,6 243,7 256,8 269,1 275,4 276,0 287,9 294,2 300,2 303,2 305,4 Нак. ВНФ, д.ед. 22 0,50 0,30 0,48 0,53 0,65 0,86 0,94 1,03 1,16 1,29 1,49 1,63 1,73 1,86 1,86 1,86 1,80 1,79 1,75 1,91 1,99 1,91 1,83 1,71 1,60 1,70 1,86 1,95 1,94 1,80 1,70 1,61 1,52 1,45 1,42 1,43 1,41 1,38 1,36 1,35 1,34 1,33 1,32 1,30 1,27 1,24 1,22 1,22 1,22 1,23 1,25 1,29 1,30 Добыча газа, млн. м3 годовая накопл. 23 0,002 0,344 0,222 0,062 0,160 0,207 0,253 0,201 0,139 0,116 0,113 0,078 0,060 0,111 0,264 0,328 0,275 0,139 0,213 0,631 0,444 0,635 0,610 0,561 0,625 0,613 0,413 0,388 0,676 1,150 1,125 1,094 0,968 0,849 0,709 0,582 0,602 0,727 0,373 0,446 0,395 0,471 0,436 0,599 0,770 0,651 0,581 0,417 0,457 0,491 0,384 0,540 0,723 24 0,002 0,346 0,568 0,630 0,790 0,998 1,250 1,451 1,590 1,705 1,818 1,896 1,956 2,067 2,332 2,659 2,935 3,074 3,287 3,917 4,361 4,996 5,607 6,168 6,793 7,405 7,819 8,207 8,882 10,032 11,157 12,252 13,220 14,069 14,778 15,360 15,962 16,689 17,062 17,508 17,903 18,374 18,810 19,409 20,179 20,830 21,411 21,828 22,285 22,776 23,160 23,700 24,423 Действ. фонд, ед. доб. наг. 25 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 3 9 10 14 12 12 11 12 12 10 11 14 14 14 15 12 13 18 18 17 15 15 16 20 19 20 17 18 18 18 18 15 17 19 15 26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 2 2 2 3 2 2 2 2 3 2 2 2 2 3 4 4 3 3 3 7 7 7 8 7 8 8 8 8 8 -145- 1 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 мех. способ 3 0,024 3,739 2,412 0,672 1,744 2,253 2,661 2,112 1,460 1,218 1,185 0,819 0,635 1,170 2,782 3,448 2,899 1,467 2,177 6,638 4,671 6,686 6,424 8,019 8,933 8,758 5,906 5,541 9,655 16,426 16,074 15,629 13,833 12,133 10,130 8,313 8,688 9,387 7,281 9,130 8,348 9,852 9,224 12,526 16,054 13,212 12,118 8,659 9,484 9,679 7,985 11,236 15,016 Темп отбора от извлекаемых запасов, % -146- 250,0 100,0 80,0 70,0 150,0 60,0 50,0 100,0 40,0 Обводненность, % 200,0 30,0 50,0 20,0 10,0 0,0 1959 0,0 1969 1979 1989 Годы 1999 Годовая добыча нефти Годовая добыча жидкости Закачка воды Обводненность 2009 25,0 250,0 20,0 200,0 15,0 150,0 10,0 100,0 5,0 50,0 0,0 1959 Приемистость, м 3/сут Дебит нефти, жидкости, т/сут Добыча нефти, жидкости, тыс.т., закачка воды, тыс.м3 90,0 0,0 1969 1979 1989 1999 2009 Годы Дебит нефти Дебит жидкости Приемистость Рисунок 4.12 – Динамика основных технологических показателей разработки кыновского горизонта (Dкн) -147- Залежи нефти кыновского горизонта разрабатываются как на естественно упруго-водонапорном (залежи I, II, III, IV, V, VI, VII, XI, XII, XIIIa, XV, XVI, XIX), так и на жестко-водонапорном режимах (залежи VIII, IX, X, XIII, XIV, XVII, XVIII), для последних в таблице 4.8 приведены значения текущей и накопленной компенсации отборов закачиваемой жидкостью. Скважины, в которых зафиксировано снижение обводнённости в период простоя, относятся к пяти залежам – I, VIII, X, XII, XIII. Залежь I наиболее крупная в рамках рассматриваемого объекта. Разработка залежи осуществляется двумя добывающими скважинами №№ 100СПР, 135СПР с 1992 г. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 17,6 МПа, что ниже начального на 1,6 МПа (8,3 %). Давление в зоне отборов составило 11,0 МПа, забойное давление - 6,6 МПа. Анализируя динамику давления разрабатываемого участка залежи, а так же ее литологическое строение, рекомендуется организация ППД. Таблица 4.8 – Начальное и текущее пластовое давление кыновского горизонта по залежам Залежи Dкн Залежь I Залежь VIII Залежь IX Залежь XII Залежь XIIIa Начальное Рпл, МПа 19,2 19,4 18,7 19,4 19,1 Текущее Рпл, Текущая МПа компенсация, % 17,6 17,4 18,7 19,4 19,1 167,9 - Накопленная компенсация, % 76,3 215,3 - Залежь VIII разрабатывается с 1960 г. Закачка рабочего агента для поддержания пластового давления организованна в 1993 г. за счёт ввода нагнетательной скважины № 274. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 17,4 МПа, что ниже начального на 2,0 МПа (10,3 %). Давление в зоне отборов составило 10,0 МПа, забойное давление - 6,5 МПа. Суммарная закачка воды составила 145,9 тыс. м3, что компенсирует отбор жидкости на 76,3 %, текущая компенсация составляет – 167,9 %. Среднее забойное давление на 01.01.2013 г. составило 6,7 МПа. Система ППД залежи эффективна, -148- однако при дальнейшем разбуривании западной части залежи рекомендуется организация нового очага заводнения. Залежь X разрабатывается с 1978 г. Закачка рабочего агента для поддержания пластового давления организованна в 1982 г. путём ввода нагнетательной скважины № 220. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 18,6 МПа, что находится на уровне начального. Давление в зоне отборов составило 17,5 МПа, в зоне закачки 23,0 МПа. Забойное давление – 12,0 МПа. Суммарная закачка воды составила 1048,4 тыс. м3, что компенсирует отбор жидкости на 355 %. Следует отметить, что компенсация оценена исходя из величины всего объёма закачки по залежи. Залежь XIII разрабатывается с 1990 г. Закачка рабочего агента для поддержания пластового давления организованна в 2001 г. путём ввода под нагнетание скважины № 447.На 01.01.2013 г. закачка приостановлена, текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 20,0 МПа, что выше уровня начального. Суммарная закачка воды составила 381,4 тыс. м3, что компенсирует отбор жидкости на 793 %. Давление в зоне отборов составило 18,2 МПа, в зоне закачки 23,3 МПа. Забойное давление – 15,7 МПа. Рекомендуется при снижении пластового давления восстановление закачки рабочего агента. Текущий коэффициент нефтеизвлечения от начальных извлекаемых запасов, числящихся на государственном балансе на 01.01.2013 г., равен 0,100 (на государственном балансе запасов полезных ископаемых, нефти и газа – 0,360) при обводненности продукции 63,8 %, отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1 составил 27,8 %. Добыча нефти, жидкости с начала разработки составила 376,6 и 867,9 тыс.т. соответственно. Добыча нефти за 2012 год составила 15,0 тыс.т, темп отбора от НИЗ – 1,1 %. Остаточные извлекаемые запасы нефти по объекту составляют 1179,0 тыс.т. Объект DI (пашийский горизонт) Пашийский горизонт находится в разработке с 1958 г. Всего выявлено 15 залежей нефти: девять залежей пласта DIвх (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX) и шесть залежей пласта DIнж (I, II, III, IV, V, VI) с запасами промышленных категорий. В разработке находятся девять залежей (DIвх - I, II, III, VI, VII, IX; DIнж -149- - I, II, V). Динамика основных технологических показателей разработки представлена в таблице 4.9 и на рисунке 4.13. С начала разработки максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1989 г. и составил 230,7 тыс.т, при темпе отбора от НИЗ – 3,6 %, от ТИЗ – 4,6 %. Максимальный уровень отбора жидкости достигнут в 2012 г. - 4456,3 тыс. т. На объекте организована очагово-избирательная система заводнения. В настоящее время система разбалансирована, соотношение нагнетательных и добывающих скважин не превышает 1:4. На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 3942,5 тыс.т, жидкости – 85487,1 тыс.т. В пласт закачано 53556,0 тыс.м3 воды. В действующем добывающем фонде числятся 78 скважин, из них две совместные (Dкн), способ эксплуатации – механизированный (УЭЦН – 68, УШГН - 10). В действующем нагнетательном фонде – 20 скважин, из них одна совместная (DIV). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил – 0,223 д.ед (утвержденный 0,363). Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти категории С1 – 61,4 %. Объект разрабатывается с темпом отбора от НИЗ – 1,7 %, от ТИЗ – 4,2 %. Среднегодовой дебит нефти – 3,9 т/сут, жидкости – 158,2 т/сут. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 97,5 %. Компенсация отбора закачкой – 72,1 %. Накопленный ВНФ – 20,7 д.ед. На пашийском горизонте выявлено 15 залежей нефти, девять из которых относятся к пласту DIв и шесть к DIн. Залежи пласта DIн пластовые, полностью водоплавающие. Пласт DIв представлен как структурно-литологическими залежами (I, III, VI), подпирающимися контурными водами, так и чисто литологическими (II, IV, V, VII, VIII, IX). Залежи нефти пластов DIв и DIн, совпадающие в плане, представляют собой единую гидродинамическую систему. Начальное пластовое давление по залежам пашийского горизонта представлено в таблице 4.10. Залежи нефти пашийского горизонта разрабатываются как на естественно упруго-водонапорном (залежи II DIн, VII DIв, III DIн, IV DIн, V DIн, VI DIн, III DIв, IV DIв, V DIв, VIII DIв), так и на жестко-водонапорном режимах (залежи I DIн, I DIв, II DIв, VI DIв), для последних в таблице 4.10 приведены значения текущей и накопленной компенсации отборов закачиваемой жидкостью. Таблица 4.9 - Основные технологические показатели разработки пашийского горизонта (DI) Год Добыча нефти, тыс.т всего 2 9,101 12,371 14,334 12,577 11,944 15,597 20,343 28,066 37,723 38,216 40,173 45,772 53,052 53,738 45,670 35,101 51,338 57,250 47,523 34,116 26,628 22,854 35,412 36,115 49,897 54,589 52,101 82,842 74,839 111,898 196,594 230,680 179,549 130,766 120,996 129,361 103,744 72,637 64,259 80,043 78,552 75,823 85,711 91,588 85,866 86,356 86,856 92,556 97,246 99,768 94,472 102,596 111,848 124,048 109,402 Накопленная добыча нефти, тыс. т нач. текущих всего 4 0,14 0,19 0,22 0,20 0,19 0,24 0,32 0,44 0,59 0,60 0,63 0,71 0,83 0,84 0,71 0,55 0,80 0,89 0,74 0,53 0,41 0,36 0,55 0,56 0,78 0,85 0,81 1,29 1,17 1,74 3,06 3,59 2,80 2,04 1,88 2,01 1,62 1,13 1,00 1,25 1,22 1,18 1,33 1,43 1,34 1,34 1,35 1,44 1,51 1,55 1,47 1,60 1,74 1,93 1,70 5 0,14 0,19 0,22 0,20 0,19 0,25 0,32 0,44 0,60 0,61 0,65 0,74 0,86 0,88 0,76 0,59 0,86 0,97 0,81 0,59 0,46 0,40 0,62 0,64 0,89 0,98 0,94 1,51 1,39 2,10 3,77 4,60 3,75 2,84 2,71 2,97 2,46 1,76 1,59 2,01 2,01 1,98 2,29 2,50 2,41 2,48 2,56 2,80 3,02 3,20 3,13 3,51 3,96 4,57 4,23 6 9,101 21,472 35,806 48,383 60,327 75,924 96,267 124,333 162,056 200,272 240,445 286,217 339,269 393,007 438,677 473,778 525,116 582,366 629,889 664,005 690,633 713,487 748,899 785,014 834,911 889,500 941,601 1024,443 1099,282 1211,180 1407,774 1638,454 1818,003 1948,769 2069,765 2199,126 2302,870 2375,507 2439,766 2519,809 2598,361 2674,184 2759,895 2851,483 2937,349 3023,705 3110,561 3203,117 3300,363 3400,131 3494,603 3597,199 3709,047 3833,095 3942,497 мех. способ 7 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2,390 17,309 45,375 82,608 120,824 160,975 206,620 259,672 313,410 359,080 394,181 445,519 502,769 550,292 584,408 611,036 633,890 668,819 704,768 754,665 809,254 861,355 944,197 1019,036 1130,934 1327,528 1558,208 1737,757 1868,523 1989,519 2118,880 2222,624 2295,261 2359,520 2439,563 2518,115 2593,938 2679,649 2771,237 2857,103 2943,459 3030,315 3122,871 3220,117 3319,885 3414,357 3516,953 3628,801 3752,849 3862,251 Добыча жидкости, Отбор тыс. т извл. КИН, запасов, % мех. % всего способ 8 9 10 11 0,14 0,05 9,101 0,000 0,33 0,12 12,371 0,000 0,56 0,20 14,334 0,000 0,75 0,27 12,577 0,000 0,94 0,34 11,957 0,000 1,18 0,43 17,426 4,155 1,50 0,54 28,560 23,117 1,94 0,70 51,738 51,738 2,52 0,92 66,196 65,435 3,12 1,13 69,262 69,262 3,74 1,36 71,729 71,689 4,46 1,62 95,244 95,020 5,28 1,92 131,072 131,072 6,12 2,22 156,199 156,199 6,83 2,48 146,159 146,159 7,38 2,68 148,941 148,941 8,18 2,97 198,701 198,701 9,07 3,29 257,677 257,677 9,81 3,56 283,444 283,444 10,34 3,75 262,576 262,576 10,76 3,90 302,063 302,063 11,11 4,03 331,542 331,542 11,66 4,23 392,037 388,336 12,23 4,44 626,196 623,709 13,00 4,72 612,963 612,963 13,85 5,03 602,980 602,980 14,66 5,32 646,081 646,081 15,95 5,79 1224,179 1224,179 17,12 6,21 1484,426 1484,426 18,86 6,85 1775,844 1775,844 21,92 7,96 2335,477 2335,477 25,52 9,26 3054,303 3054,303 28,31 10,28 3328,015 3328,015 30,35 11,02 3364,609 3364,609 32,23 11,70 2867,803 2867,803 34,25 12,43 3497,572 3497,572 35,86 13,02 2952,931 2952,931 37,00 13,43 2208,867 2208,867 38,00 13,79 1859,699 1859,699 39,24 14,25 2028,967 2028,967 40,47 14,69 1998,132 1998,132 41,65 15,12 1998,924 1998,924 42,98 15,60 2449,711 2449,711 44,41 16,12 2796,810 2796,810 45,75 16,61 2829,322 2829,322 47,09 17,09 2839,000 2839,000 48,44 17,58 2935,276 2935,276 49,89 18,11 2978,730 2978,730 51,40 18,66 3195,732 3195,732 52,95 19,22 3642,926 3642,926 54,42 19,76 3638,391 3638,391 56,02 20,34 3765,832 3765,832 57,76 20,97 4028,792 4028,792 59,70 21,67 4391,417 4391,417 61,40 22,29 4456,281 4456,281 Накопленная добыча жидкости, тыс. т всего 12 9,101 21,472 35,806 48,383 60,340 77,766 106,326 158,064 224,260 293,522 365,251 460,495 591,567 747,766 893,925 1042,866 1241,567 1499,244 1782,688 2045,264 2347,327 2678,869 3070,906 3697,102 4310,065 4913,045 5559,126 6783,305 8267,731 10043,575 12379,052 15433,355 18761,370 22125,979 24993,782 28491,354 31444,285 33653,152 35512,851 37541,818 39539,950 41538,874 43988,585 46785,395 49614,717 52453,717 55388,993 58367,723 61563,455 65206,381 68844,772 72610,604 76639,396 81030,813 85487,094 мех. способ 13 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 4,155 27,272 79,010 144,445 213,707 285,396 380,416 511,488 667,687 813,846 962,787 1161,488 1419,165 1702,609 1965,185 2267,248 2598,790 2987,126 3610,835 4223,798 4826,778 5472,859 6697,038 8181,464 9957,308 12292,785 15347,088 18675,103 22039,712 24907,515 28405,087 31358,018 33566,885 35426,584 37455,551 39453,683 41452,607 43902,318 46699,128 49528,450 52367,450 55302,726 58281,456 61477,188 65120,114 68758,505 72524,337 76553,129 80944,546 85400,827 Закачка рабочих Среднегодовой Приемдебит, т/сут Обв-ть, агентов, тыс. м3 ть, % 3 м /сут нефти жид-ти годовая накопл. 14 31,8 33,9 39,6 34,5 32,7 32,8 22,8 17,2 18,5 13,9 10,8 8,6 7,4 7,3 6,0 4,3 6,2 6,8 5,7 4,2 3,2 2,8 4,0 3,8 4,9 5,9 5,5 7,1 5,2 6,7 9,3 8,5 5,7 3,9 3,5 3,8 3,8 3,2 3,3 4,3 4,2 4,0 3,6 3,3 3,0 3,0 3,7 3,6 3,4 3,5 3,2 3,6 4,2 4,4 3,9 15 31,8 33,9 39,6 34,5 32,8 36,6 32,0 31,6 32,5 25,3 19,3 17,9 18,2 21,1 19,1 18,3 24,0 30,4 33,9 32,3 36,6 40,2 44,3 65,3 60,2 64,7 67,7 104,8 104,0 107,1 109,9 111,9 105,7 101,1 83,7 101,7 107,2 98,2 95,1 109,5 107,8 106,7 104,1 100,4 98,1 98,2 126,4 114,9 113,1 126,8 123,4 132,2 149,5 155,1 158,2 16 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 244,3 345,1 331,0 281,0 295,3 309,7 294,6 372,6 437,0 455,9 452,7 443,7 485,6 462,9 512,2 395,0 373,2 393,6 447,3 200,8 102,4 110,5 125,7 124,2 127,8 17 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 10,5 28,8 45,8 43,0 44,8 44,0 51,9 59,5 65,6 68,8 76,4 74,2 77,8 83,2 87,0 91,2 93,1 91,0 94,2 91,9 90,9 91,9 93,2 95,0 93,7 91,6 92,4 94,6 96,1 95,8 96,3 96,5 96,7 96,5 96,1 96,1 96,2 96,5 96,7 97,0 97,0 97,0 96,9 97,0 97,3 97,4 97,3 97,2 97,2 97,5 18 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 7,328 877,336 1497,584 1333,169 1343,133 1436,618 1512,483 1806,213 1686,553 1826,954 1752,521 1770,401 2249,280 2292,679 2607,126 2328,908 2318,806 2442,449 2818,012 2979,340 3018,124 3146,988 3388,084 3516,701 3599,181 19 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 7,328 884,664 2382,248 3715,417 5058,550 6495,168 8007,651 9813,864 11500,417 13327,371 15079,892 16850,293 19099,573 21392,252 23999,378 26328,286 28647,092 31089,541 33907,553 36886,893 39905,017 43052,005 46440,089 49956,790 53555,971 Компенсация отбора закачкой, % текущая накопл. 20 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 32,6 51,6 45,8 54,0 47,5 59,3 94,7 105,0 104,0 101,3 102,3 106,2 95,0 106,9 95,1 91,7 95,1 102,3 95,0 96,4 97,1 97,7 93,0 93,9 21 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 6,4 14,3 18,9 22,9 25,9 28,9 33,2 36,9 40,5 43,5 46,3 49,6 52,3 55,3 57,5 59,2 61,1 63,2 64,9 66,6 68,1 69,7 70,9 72,1 Нак. ВНФ, д.ед. Добыча газа, млн. м3 годовая накопл. 22 23 24 0,00 0,837 0,837 0,00 1,138 1,975 0,00 1,319 3,294 0,00 1,157 4,451 0,00 1,099 5,550 0,02 1,435 6,985 0,10 1,872 8,857 0,27 2,582 11,439 0,38 3,584 15,022 0,47 3,631 18,653 0,52 3,816 22,469 0,61 4,348 26,818 0,74 5,040 31,858 0,90 5,105 36,963 1,04 4,339 41,301 1,20 3,335 44,636 1,36 4,877 49,513 1,57 5,439 54,952 1,83 4,515 59,466 2,08 3,241 62,707 2,40 2,530 65,237 2,75 2,171 67,408 3,10 3,364 70,772 3,71 3,431 74,203 4,16 4,740 78,944 4,52 5,186 84,130 4,90 4,950 89,079 5,62 7,870 96,949 6,52 5,911 102,860 7,29 8,837 111,697 7,79 15,527 127,224 8,42 17,277 144,500 9,32 13,520 158,020 10,35 9,848 167,868 11,08 9,147 177,014 11,96 9,732 186,747 12,65 7,815 194,562 13,17 5,446 200,008 13,56 5,249 205,257 13,90 7,009 212,266 14,22 4,672 216,938 14,53 4,104 221,042 14,94 4,671 225,713 15,41 5,023 230,736 15,89 4,754 235,490 16,35 4,773 240,263 16,81 4,834 245,097 17,22 5,107 250,204 17,65 5,315 255,519 18,18 5,491 261,009 18,70 5,219 266,228 19,19 5,627 271,855 19,66 6,107 277,962 20,14 6,758 284,720 20,68 6,380 291,100 Действ. фонд, ед. доб. наг. 25 1 1 1 1 1 2 4 6 7 10 14 22 22 22 23 22 24 24 24 24 24 24 26 28 28 27 28 38 44 51 69 84 93 99 99 99 79 64 56 51 55 54 78 84 85 81 64 79 80 81 81 78 79 81 78 26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 12 13 13 13 13 17 15 15 11 11 11 14 14 14 17 17 17 19 20 19 19 20 20 20 -150- 1 1958 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 мех. способ 3 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2,390 14,919 28,066 37,233 38,216 40,151 45,645 53,052 53,738 45,670 35,101 51,338 57,250 47,523 34,116 26,628 22,854 34,929 35,949 49,897 54,589 52,101 82,842 74,839 111,898 196,594 230,680 179,549 130,766 120,996 129,361 103,744 72,637 64,259 80,043 78,552 75,823 85,711 91,588 85,866 86,356 86,856 92,556 97,246 99,768 94,472 102,596 111,848 124,048 109,402 Темп отбора от извлекаемых запасов, % 5000,0 100,0 4500,0 90,0 4000,0 80,0 3500,0 70,0 3000,0 60,0 2500,0 50,0 2000,0 40,0 1500,0 30,0 1000,0 20,0 500,0 10,0 0,0 1957 Обводненность, % Добыча нефти, жидкости, тыс.т., закачка воды, тыс.м 3 -151- 0,0 1967 1977 1987 Годы 1997 Годовая добыча нефти Годовая добыча жидкости Закачка воды Обводненность 2007 180,0 600,0 160,0 500,0 120,0 400,0 100,0 300,0 80,0 60,0 200,0 Приемистость, м3/сут Дебит нефти, жидкости, т/сут 140,0 40,0 100,0 20,0 0,0 1957 0,0 1967 1977 1987 1997 2007 Годы Дебит нефти Дебит жидкости Приемистость Рисунок 4.13 – Динамика основных технологических показателей разработки пашийского горизонта (DI) -152- Скважины, в которых зафиксировано снижение обводнённости в период простоя относятся к шести залежам – (IDн; I, II Dв), (II Dн, VII Dв), III Dн. Таблица 4.10 – Начальное и текущее пластовое давление пашийского горизонта по залежам Залежи DI Залежь I DIн, I,II DIв Залежь II DIн, VII Dв Залежь III DIн Начальное Текущее Рпл, Рпл, МПа МПа Текущая компенсация, % Накопленная компенсация, % 20,0 19,6 82,5 69,9 20,0 19,4 - - 20,0 20,0 - - Залежь I DIн, I, II DIв является наиболее крупной залежью месторождения. Поддержание пластового давление организованно при помощи приконтурного и внутриконтурного заводнения в 1989 г. До этого периода текущие показатели пластового давления имели тенденцию к снижению. Текущее средневзвешенное пластовое давление находится на уровне начального, что доказывает эффективность выбранной системы ППД, которая благодаря высокой активности законтурных и подошвенных вод компенсирует отбор жидкости на 80 - 85 %. Суммарная закачка воды составила 49190 тыс. м3, что компенсирует отбор жидкости на 69,9 %. Давление в зоне отборов - 17,8 МПа, в зоне закачки 23,0 МПа. Забойное давление – 14,3 МПа. Рекомендуется организация ППД только на вновь разбуриваемых участках залежи. Залежь II DIн разрабатывается с 1974 г. на естественно упруговодонапорном режиме. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 19,4 МПа, что ниже начального на 0,6 МПа. Давление в зоне отборов составило 17,2 МПа, забойное давление на 01.01.2013 г. - 12,0 МПа. Накопленный отбор жидкости по залежи составляет 3687,4 тыс.т, при падении давления на 0,6 МПа удельный отбор составляет соответственно 6145,6 тыс.т/МПа, что дает возможность утверждать о возможности добычи всех извлекаемых запасов нефти на естественном режиме. -153- Залежь III DIв разрабатывается с 1982 г. на естественно упруговодонапорном режиме. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 18,2 МПа, что ниже начального на 1,8 МПа (9 %). Давление в зоне отборов составило 12,0 МПа. Забойное давление 4,5 МПа, что ниже давления насыщения нефти газом 3,3 МПа (41,9 %). Для предотвращения режима растворенного газа рекомендуется организация ППД. Текущий коэффициент нефтеизвлечения от начальных извлекаемых запасов, числящихся на государственном балансе на 01.01.2013 г., равен 0,223 (на государственном балансе запасов полезных ископаемых, нефти и газа – 0,363) при обводненности продукции 97,5 %, отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1 составил 61,4 %. Добыча нефти, жидкости с начала разработки составила 3942,5 и 85487,1 тыс.т. соответственно. Добыча нефти за 2012 г. составила 109,4 тыс.т, темп отбора от НИЗ – 1,7 %. Остаточные извлекаемые запасы нефти по объекту составляют 2634,0 тыс.т. Объект DIV (ардатовский горионт) Ардатовский горизонт находится в разработке с 1957 г. Всего выявлено шесть залежей нефти (I, II, III, IV, V, VI) с запасами промышленных категорий. В разработке находятся три залежи (I, II, III). Динамика основных технологических показателей разработки представлена в таблице 4.11 и на рисунке 4.14. С начала разработки максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1978 г. и составил 365,0 тыс.т, при темпе отбора от НИЗ – 7,4 %, от ТИЗ – 14,0 %. Максимальный уровень отбора жидкости достигнут в 1981 г. в колличестве 1951,2 тыс. т. На объекте организована очагово-избирательная система заводнения. В настоящее время система разбалансирована, соотношение нагнетательных и добывающих скважин не превышает 1:2. На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 3993,6 тыс.т, жидкости – 25694,3 тыс.т. В пласт закачано 27768,6 тыс.м3 воды. В действующем добывающем фонде числятся восемь скважин, из них одна совместная (Dкн), способ эксплуатации – механизированный (УШГН – 6, УЭЦН 2). В действующем нагнетательном фонде четыре скважины, из них одна совместная (DI). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил – 0,473 д.ед Таблица 4.11 - Основные технологические показатели разработки ардатовского горизонта (DIV) Год Добыча нефти, тыс.т всего 2 6,608 42,007 55,351 83,558 96,965 199,594 217,421 172,605 166,064 162,158 141,265 103,154 93,099 84,360 72,796 67,990 71,114 67,070 72,615 96,727 228,041 365,020 206,493 134,273 132,815 103,177 74,392 71,091 51,504 56,062 37,227 27,120 41,866 39,743 26,835 29,278 28,984 25,166 28,293 25,484 21,659 20,157 18,179 9,938 7,468 5,887 7,030 15,228 9,846 11,316 13,292 14,658 10,151 8,615 8,628 6,187 Накопленная добыча нефти, тыс. т нач. текущих всего 4 0,13 0,86 1,13 1,70 1,98 4,07 4,43 3,52 3,39 3,31 2,88 2,10 1,90 1,72 1,48 1,39 1,45 1,37 1,48 1,97 4,65 7,44 4,21 2,74 2,71 2,10 1,52 1,45 1,05 1,14 0,76 0,55 0,85 0,81 0,55 0,60 0,59 0,51 0,58 0,52 0,44 0,41 0,37 0,20 0,15 0,12 0,14 0,31 0,20 0,23 0,27 0,30 0,21 0,18 0,18 0,13 5 0,13 0,86 1,14 1,74 2,06 4,32 4,92 4,11 4,12 4,20 3,82 2,90 2,69 2,51 2,22 2,12 2,26 2,19 2,42 3,30 8,05 14,02 9,22 6,60 7,00 5,84 4,47 4,48 3,39 3,83 2,64 1,98 3,11 3,05 2,12 2,37 2,40 2,14 2,45 2,27 1,97 1,87 1,72 0,96 0,73 0,58 0,69 1,51 0,99 1,15 1,37 1,53 1,07 0,92 0,93 0,67 6 6,608 48,615 103,966 187,524 284,489 484,083 701,504 874,109 1040,173 1202,331 1343,596 1446,750 1539,849 1624,209 1697,005 1764,995 1836,109 1903,179 1975,794 2072,521 2300,562 2665,582 2872,075 3006,348 3139,163 3242,340 3316,732 3387,823 3439,327 3495,389 3532,616 3559,736 3601,602 3641,345 3668,180 3697,458 3726,442 3751,608 3779,901 3805,385 3827,044 3847,201 3865,380 3875,318 3882,786 3888,673 3895,703 3910,931 3920,777 3932,093 3945,385 3960,043 3970,194 3978,809 3987,437 3993,625 мех. способ 7 0,000 0,000 3,433 19,780 32,512 55,875 85,560 190,739 306,018 431,959 528,480 608,764 693,820 778,180 850,976 918,966 990,080 1057,150 1129,354 1201,566 1420,919 1785,643 1992,136 2126,409 2259,224 2362,401 2436,793 2507,884 2559,388 2615,450 2652,677 2679,797 2721,663 2761,406 2788,241 2817,519 2846,503 2871,669 2899,962 2925,446 2947,105 2967,262 2985,441 2995,379 3002,847 3008,734 3015,764 3030,992 3040,838 3052,154 3065,446 3080,104 3090,255 3098,870 3107,498 3113,686 Добыча жидкости, Отбор тыс. т извл. КИН, запасов, % мех. % всего способ 8 9 10 11 0,13 0,08 8,172 0,000 0,99 0,58 43,581 0,000 2,12 1,23 59,779 4,498 3,82 2,22 95,933 25,615 5,80 3,37 114,074 27,652 9,87 5,74 221,924 41,527 14,30 8,32 234,095 42,348 17,82 10,36 259,445 183,485 21,21 12,33 318,275 264,598 24,51 14,25 380,425 342,893 27,39 15,93 316,941 265,603 29,50 17,15 306,209 267,489 31,39 18,25 358,864 340,988 33,11 19,25 401,689 401,689 34,60 20,12 370,610 370,610 35,98 20,92 331,864 331,864 37,43 21,77 429,828 429,828 38,80 22,56 438,176 438,176 40,28 23,42 506,551 506,140 42,25 24,57 552,952 525,463 46,90 27,27 824,783 815,424 54,34 31,60 1443,268 1442,972 58,55 34,05 1626,482 1626,482 61,29 35,64 1734,092 1734,092 64,00 37,21 1951,213 1951,213 66,10 38,43 1576,866 1576,866 67,62 39,32 1427,953 1427,953 69,07 40,16 1443,307 1443,307 70,12 40,77 1418,174 1418,174 71,26 41,43 1145,642 1145,642 72,02 41,88 617,558 617,558 72,57 42,20 316,203 316,203 73,43 42,69 338,194 338,194 74,24 43,16 303,568 303,568 74,78 43,48 238,776 238,776 75,38 43,83 257,540 257,540 75,97 44,17 257,855 257,855 76,49 44,47 233,480 233,480 77,06 44,81 229,447 229,447 77,58 45,11 189,147 189,147 78,02 45,37 187,064 187,064 78,43 45,60 172,089 172,089 78,80 45,82 140,709 140,709 79,01 45,94 101,334 101,334 79,16 46,03 82,695 82,695 79,28 46,10 93,031 93,031 79,42 46,18 87,971 87,971 79,73 46,36 134,672 134,672 79,93 46,48 141,052 141,052 80,16 46,61 157,740 157,740 80,44 46,77 175,945 175,945 80,73 46,94 198,225 198,225 80,94 47,06 172,769 172,769 81,12 47,16 187,597 187,597 81,29 47,27 178,909 178,909 81,42 47,34 159,564 159,564 Накопленная добыча жидкости, тыс. т всего 12 8,172 51,753 111,532 207,465 321,539 543,463 777,558 1037,003 1355,278 1735,703 2052,644 2358,853 2717,717 3119,406 3490,016 3821,880 4251,708 4689,884 5196,435 5749,387 6574,170 8017,438 9643,920 11378,012 13329,225 14906,091 16334,044 17777,351 19195,525 20341,167 20958,725 21274,928 21613,122 21916,690 22155,466 22413,006 22670,861 22904,341 23133,788 23322,935 23509,999 23682,088 23822,797 23924,131 24006,826 24099,857 24187,828 24322,500 24463,552 24621,292 24797,237 24995,462 25168,231 25355,828 25534,737 25694,301 мех. способ 13 0,000 0,000 4,498 30,113 57,765 99,292 141,640 325,125 589,723 932,616 1198,219 1465,708 1806,696 2208,385 2578,995 2910,859 3340,687 3778,863 4285,003 4810,466 5625,890 7068,862 8695,344 10429,436 12380,649 13957,515 15385,468 16828,775 18246,949 19392,591 20010,149 20326,352 20664,546 20968,114 21206,890 21464,430 21722,285 21955,765 22185,212 22374,359 22561,423 22733,512 22874,221 22975,555 23058,250 23151,281 23239,252 23373,924 23514,976 23672,716 23848,661 24046,886 24219,655 24407,252 24586,161 24745,725 Закачка рабочих Среднегодовой Приемдебит, т/сут Обв-ть, агентов, тыс. м3 ть, % 3 м /сут нефти жид-ти годовая накопл. 14 44,1 60,6 41,7 40,1 40,6 51,3 47,4 26,1 20,1 19,0 15,0 11,8 10,9 10,4 10,2 10,0 11,2 11,5 11,7 13,8 23,7 26,6 13,9 8,8 8,8 7,3 6,1 6,0 4,2 4,7 4,2 4,1 6,9 6,3 5,5 6,2 6,0 5,7 6,6 6,4 5,5 5,3 5,0 3,2 2,5 1,8 2,2 4,2 2,4 2,6 3,3 3,8 2,4 2,0 2,2 1,9 15 54,5 62,9 45,0 46,1 47,8 57,1 51,1 39,3 38,5 44,5 33,6 35,0 42,0 49,7 52,1 48,9 67,7 75,1 81,4 79,0 85,7 105,2 109,2 113,9 128,9 111,9 116,5 121,3 117,0 96,8 70,2 47,9 55,8 48,4 49,0 54,5 53,5 53,3 53,2 47,7 47,9 44,9 38,8 32,6 27,8 29,0 27,9 37,4 34,6 36,1 43,6 51,5 40,5 44,0 46,7 49,1 16 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 644,4 738,6 561,2 383,8 538,3 775,2 677,7 787,3 877,8 817,1 1012,5 827,7 745,5 671,5 620,4 625,2 610,6 391,5 354,0 346,3 314,9 309,7 335,8 349,8 280,6 226,2 138,2 90,5 75,2 122,7 164,6 193,1 145,6 153,5 151,0 176,5 90,0 94,5 63,1 54,0 71,1 22,7 33,6 28,7 26,6 26,5 31,5 17 19,1 3,6 7,4 12,9 15,0 10,1 7,1 33,5 47,8 57,4 55,4 66,3 74,1 79,0 80,4 79,5 83,5 84,7 85,7 82,5 72,4 74,7 87,3 92,3 93,2 93,5 94,8 95,1 96,4 95,1 94,0 91,4 87,6 86,9 88,8 88,6 88,8 89,2 87,7 86,5 88,4 88,3 87,1 90,2 91,0 93,7 92,0 88,7 93,0 92,8 92,4 92,6 94,1 95,4 95,2 96,1 18 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 363,430 528,870 408,010 257,560 381,100 528,670 412,050 551,140 605,710 596,500 741,180 975,800 1178,580 1330,840 2096,970 2036,850 1565,050 1224,600 985,785 951,053 907,854 935,632 1190,334 1378,938 870,486 722,154 389,004 252,259 259,966 356,619 374,517 231,576 176,873 226,072 233,775 245,526 72,861 179,063 131,319 107,109 128,979 108,753 129,442 122,406 113,311 101,632 102,395 19 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 363,430 892,300 1300,310 1557,870 1938,970 2467,640 2879,690 3430,830 4036,540 4633,040 5374,220 6350,020 7528,600 8859,440 10956,410 12993,260 14558,310 15782,910 16768,695 17719,748 18627,602 19563,234 20753,568 22132,506 23002,992 23725,146 24114,150 24366,409 24626,375 24982,994 25357,511 25589,087 25765,960 25992,032 26225,807 26471,333 26544,194 26723,257 26854,576 26961,685 27090,664 27199,417 27328,859 27451,265 27564,576 27666,208 27768,603 Компенсация отбора закачкой, % текущая накопл. 20 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 87,8 151,8 128,3 72,2 98,1 148,8 128,8 136,2 147,9 126,8 141,6 117,8 82,4 89,0 135,6 117,7 112,1 97,7 78,0 77,2 90,5 171,7 419,9 444,2 311,0 331,8 165,6 107,3 122,5 169,4 214,3 135,5 112,4 174,4 255,3 330,2 88,6 227,9 106,9 85,6 92,0 69,4 73,4 80,4 69,1 64,9 73,8 21 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 16,9 35,7 46,2 49,1 54,4 63,0 68,0 73,9 79,9 83,9 88,9 92,4 90,7 90,4 96,6 99,4 100,6 100,4 98,7 97,2 96,9 99,0 103,5 108,7 111,4 113,7 114,3 114,2 114,3 114,8 115,6 115,8 115,8 116,1 116,7 117,4 117,3 117,7 117,6 117,4 117,3 116,9 116,6 116,4 116,1 115,7 115,5 Нак. ВНФ, д.ед. 22 0,24 0,06 0,07 0,11 0,13 0,12 0,11 0,19 0,30 0,44 0,53 0,63 0,76 0,92 1,06 1,17 1,32 1,46 1,63 1,77 1,86 2,01 2,36 2,78 3,25 3,60 3,92 4,25 4,58 4,82 4,93 4,98 5,00 5,02 5,04 5,06 5,08 5,11 5,12 5,13 5,14 5,16 5,16 5,17 5,18 5,20 5,21 5,22 5,24 5,26 5,29 5,31 5,34 5,37 5,40 5,43 Добыча газа, млн. м3 годовая накопл. 23 0,608 3,865 5,092 7,938 9,212 18,961 20,655 16,397 15,776 15,405 13,420 9,800 8,844 8,014 6,916 6,459 6,756 6,372 6,898 9,189 21,664 34,677 19,617 15,756 12,617 9,802 7,067 6,754 4,893 5,250 3,491 2,556 3,921 3,670 2,486 2,737 2,705 2,356 2,645 2,198 1,763 1,071 0,909 0,502 0,376 0,301 0,353 0,755 0,476 0,555 0,666 0,736 0,517 0,446 0,445 0,335 24 0,608 4,473 9,565 17,503 26,715 45,676 66,331 82,728 98,505 113,910 127,330 137,129 145,974 153,988 160,904 167,363 174,118 180,490 187,389 196,578 218,241 252,918 272,535 288,291 300,909 310,710 317,778 324,531 329,424 334,674 338,165 340,721 344,643 348,313 350,799 353,536 356,242 358,598 361,243 363,441 365,204 366,275 367,184 367,686 368,062 368,363 368,716 369,471 369,947 370,502 371,168 371,905 372,421 372,867 373,312 373,647 Действ. фонд, ед. доб. наг. 25 2 2 6 5 11 15 21 26 27 26 27 25 25 22 20 19 18 17 19 23 31 42 44 42 40 37 35 34 36 32 23 19 19 17 15 15 13 13 13 12 13 12 11 8 9 9 9 11 13 13 11 12 12 12 12 8 26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 5 5 10 10 9 10 10 7 10 10 12 14 10 11 9 8 9 11 9 9 4 4 5 4 4 5 6 6 5 8 8 4 4 4 4 4 -154- 1 1957 1958 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 мех. способ 3 0,000 0,000 3,433 16,347 12,732 23,363 29,685 105,179 115,279 125,941 96,521 80,284 85,056 84,360 72,796 67,990 71,114 67,070 72,204 72,212 219,353 364,724 206,493 134,273 132,815 103,177 74,392 71,091 51,504 56,062 37,227 27,120 41,866 39,743 26,835 29,278 28,984 25,166 28,293 25,484 21,659 20,157 18,179 9,938 7,468 5,887 7,030 15,228 9,846 11,316 13,292 14,658 10,151 8,615 8,628 6,187 Темп отбора от извлекаемых запасов, % -155100,0 90,0 2000,0 80,0 70,0 1500,0 60,0 50,0 1000,0 40,0 Обводненность, % Добыча нефти, жидкости, тыс.т., закачка воды, тыс.м 3 2500,0 30,0 500,0 20,0 10,0 0,0 1956 0,0 1966 1976 1986 1996 2006 Годы Годовая добыча нефти Годовая добыча жидкости Закачка воды Обводненность 140,0 1200,0 1000,0 100,0 800,0 80,0 600,0 60,0 400,0 Приемистость, м 3/сут Дебит нефти, жидкости, т/сут 120,0 40,0 200,0 20,0 0,0 1956 0,0 1966 1976 1986 1996 2006 Годы Дебит нефти Дебит жидкости Приемистость Рисунок 4.14 – Динамика основных технологических показателей разработки ардатовского горизонта (DIV) -156- (утвержденный 0,580). Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти категории С1 – 81,4 %. Объект разрабатывается с темпом отбора от НИЗ – 0,1 %, от ТИЗ – 0,7 %. Среднегодовой дебит нефти – 1,9 т/сут, жидкости – 49,1 т/сут. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 96,1 %. Компенсация отбора закачкой – 115,5 %. Накопленный ВНФ – 5,43 д.ед. Залежи нефти пласта DIV пластовые, сводовые, с подпором краевых вод, на значительных участках литологически экранированные. Из шести выявленных залежей нефти лишь одна (II) является полностью водоплавающей. Скважины, в которых зафиксировано снижение обводнённости в период простоя, относятся к трём залежам – I, II, III. Восполнение пластовой энергией залежей I и III напором контурных вод затрудненно вследствие замещения пласта коллектора на больших участках периметра непроницаемыми породами. Отсутствие заводнения в первые 10 лет разработки на залежи I привело к значительному падению пластового давления, которое в зоне отбора составило 16 МПа, а в скважинах снизилось ниже давления насыщения и работа этих скважин проходила на режиме растворенного газа. Организация системы ППД нагнетательными скважинами №№ 130, 36, 52БЛБ, 78БЛБ, 145, 129 и др. позволило восстановить пластовое давление до начального уровня. На западной части залежи, вследствие подпора краевых вод с двух сторон, система ППД организованна не была. Текущее пластовое давление по I залежи на 01.01.2013 г. практически находится на уровне начального, что говорит о правильно организованной системе ППД залежи. Суммарная закачка воды составила 16782.3 тыс. м3, что компенсирует отбор жидкости на 106,8 %, текущая компенсация составляет – 69,1 %. Среднее забойное давление на 01.01.2013 г. составило 14,2 МПа. Залежь II водоплавающая, разрабатывалась без поддержания пластового давления с 1962 г. Ко времеи анализа эксплуатируется одной добывающей скважиной № 110С1. Текущее пластовое давление находится на уровне начального, что при отборе более половины извлекаемых запасов залежи говорит о высокой активности законтурных вод. Давление в зоне отборов составило 20,2 МПа, забойное давление – 14,8 МПа. Систему ППД рекомендуется организовывать только при высоких темпах отбора жидкости. -157- Залежь III разрабатывается с 1975 г. Закачка рабочего агента для поддержания пластового давления организованна в 1977 г. По отдельным скважинам в этот период пластовое давление снижалось ниже давления насыщения, после организации ППД давление в них восстановлено. Текущее средневзвешенное пластовое давление находится на уровне начального, что доказывает эффективность выбранной системы ППД. Суммарная закачка воды составила 9136,4 тыс. м3, что компенсирует отбор жидкости на 122,2 %. Текущая компенсация составляет – 169,1 %. Давление в зоне отборов - 17,4 МПа, в зоне закачки 22,9 МПа. Забойное давление – 13,6 МПа. Текущий коэффициент нефтеизвлечения от начальных извлекаемых запасов, числящихся на государственном балансе на 01.01.2013 г., равен 0,473 (на государственном балансе запасов полезных ископаемых, нефти и газа – 0,580) при обводненности продукции 96,1 %, отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1 составил 81,4 %. Добыча нефти, жидкости с начала разработки составила 3993,6 и 25694,3 тыс.т. соответственно. Добыча нефти за 2012 г. - 6,2 тыс.т, темп отбора от НИЗ – 0,1 %. Остаточные извлекаемые запасы нефти по объекту составляют 925,0 тыс.т. Была проанализирована история эксплуатации каждой скважины, числящейся на данных объектах разработки Белебеевского нефтяного месторождения. Узловыми точками анализа, как и в предыдущем случае, являлись временные остановки скважин, сравнивалась обводнённость добываемой продукции до остановки и после возобновления эксплуатации. В результате анализа промысловых данных установлено, что в части скважин наблюдается снижение обводнённости добываемой продукции после временной остановки. Из общего числа скважин выбраны 33 добывающие скважины, время простоя которых было более 30 суток и за это время в них не проводились ГТМ. После этого каждая из выбранных скважин была отнесена к I, II или к III типу относительно местоположения на структуре продуктивного коллектора. Результаты анализа представлены в таблице 4.12. В трех скважинах из 33 снижение обводнённости после временного простоя зафиксировано более одного раза, что указывает, что это не случайность, а скорее закономерность. Время простоя варьировалось от 31 до 7702 суток. Снижение Таблица 4.12–Список добывающих скважин со снижением обводнённости после простоя (более 30 сут.) по объектам Dкн, DI, DVI На момент остановки № Номер Пласт п.п. скважины 105 107 125 126 132 141 145 166 166 174 208 222 224 277 279 293 317 371 436 444 455 466 474 113S1 132SPR 132SPR 135SPR 24BLB 39SPR 41SPR 61BLB 62BLB 62BLB 62BLB 65BLB 8BLB 9BLB DI DI DIV DIV DIV DI DIV DIV DIV DIV DIV Dкн Dкн Dкн Dкн DI DI DI DI Dкн Dкн DI DI DIV DI DI Dкн DI DIV DIV DIV DIV DIV DIV DI DIV DI Дебит Дебит Дата Дебит Дебит Дата Обводненн Обводненн нефти, жидкости, запуска в нефти, жидкости, остановки ость, % ость, % т/сут т/сут работу т/сут т/сут 01.09.1964 52.9 11.8 25.2 01.11.1964 38.9 22.8 37.2 01.11.2008 98.1 0.3 15.4 01.12.2008 9.7 14.1 15.7 01.03.1974 100.0 0.0 0.5 01.04.1974 65.3 0.6 1.8 01.08.1973 100.0 0.0 2.0 01.03.1974 11.2 6.7 7.6 01.01.1996 100.0 0.0 1.4 01.03.1996 27.7 2.1 2.9 01.02.2002 100.0 0.0 2.0 01.03.2002 76.9 1.2 5.2 01.01.1972 91.4 0.4 5.2 01.03.1972 61.8 4.1 10.7 01.10.1988 12.0 0.6 0.6 01.12.1988 0.6 0.1 0.1 01.08.2006 11.1 2.1 2.4 01.10.2006 0.0 4.0 4.0 01.04.1987 31.0 1.2 1.8 01.10.1987 7.2 1.7 1.8 01.02.1988 100.0 0.0 131.5 01.12.1988 48.7 2.0 3.9 01.12.1997 75.1 0.4 1.6 01.01.2000 57.9 2.0 4.8 01.03.1992 54.0 2.9 6.3 01.05.1992 33.0 3.4 5.1 01.08.1990 80.0 0.1 0.3 01.02.2001 50.0 2.0 4.0 01.08.1990 100.0 0.0 0.3 01.10.2001 15.8 3.2 3.8 01.02.1988 95.2 0.1 1.5 01.03.1988 0.0 1.3 1.3 01.06.2011 98.8 4.3 347.9 01.07.2011 86.4 8.4 61.9 01.05.1993 11.7 2.9 3.3 01.06.1993 0.0 6.3 6.3 01.10.1994 100.0 0.0 2.0 01.11.1994 88.0 0.3 2.4 01.06.1994 56.5 0.9 2.1 01.09.1994 42.1 1.1 1.8 01.07.1996 80.0 0.3 1.4 01.08.1996 60.0 0.6 1.6 01.11.1995 78.0 0.5 2.2 01.12.1995 64.2 0.8 2.3 01.10.2001 96.9 3.4 108.5 01.11.2001 31.1 1.9 2.8 01.02.2006 92.5 2.4 32.3 01.04.2006 56.8 21.6 50.1 01.01.1993 21.4 5.5 7.0 01.03.1993 6.2 5.8 6.2 01.08.1994 13.0 2.0 2.3 01.09.1994 2.3 4.3 4.4 01.06.1993 42.7 8.5 14.9 01.07.1993 0.0 2.0 2.0 01.12.1983 100.0 0.0 4.0 01.01.2005 21.3 2.0 2.5 01.01.1999 75.0 0.5 2.0 01.02.1999 0.0 1.4 1.4 01.12.1987 12.0 12.2 13.9 01.01.1988 0.0 17.8 17.8 01.01.1963 100.0 0.0 76.7 01.04.1963 2.9 29.6 30.5 01.08.1959 51.0 15.4 31.4 01.10.1959 19.3 20.5 25.4 01.10.1964 100.0 0.0 41.3 01.11.1964 64.3 4.2 11.7 01.09.1987 87.6 3.7 30.2 01.10.1987 63.0 9.6 26.0 01.09.1964 90.5 3.0 31.7 01.03.1965 59.2 10.6 25.9 01.01.1964 100.0 0.0 6.3 01.08.1964 33.5 13.1 19.7 01.08.1997 20.0 1.0 1.3 01.09.1997 4.3 1.7 1.8 Изменение обводн., % Изменение дебита нефти, т/сут 14.0 88.4 34.7 88.8 72.3 23.1 29.5 11.4 11.1 23.9 51.3 17.2 21.0 30.0 84.2 95.2 12.3 11.7 12.0 14.4 20.0 13.8 65.7 35.7 15.3 10.7 42.7 78.7 75.0 12.0 97.1 31.7 35.7 24.6 31.3 66.5 15.7 10.9 13.8 0.6 6.7 2.1 1.2 3.6 -0.4 1.9 0.4 2.0 1.6 0.5 1.9 3.2 1.3 4.1 3.3 0.3 0.1 0.3 0.3 -1.5 19.2 0.3 2.3 -6.5 2.0 0.9 5.6 29.6 5.1 4.2 5.9 7.6 13.1 0.7 Изменение Время дебита простоя, жидкости, сут т/сут 12.1 0.3 1.2 5.6 1.5 3.2 5.5 -0.5 1.6 0.0 -127.6 3.2 -1.2 3.7 3.5 -0.2 -286.0 2.9 0.4 -0.3 0.1 0.1 -105.8 17.8 -0.8 2.1 -12.9 -1.5 -0.6 3.9 -46.2 -6.0 -29.6 -4.3 -5.7 13.4 0.5 52 31 53 233 61 54 37 53 52 182 324 770 65 3846 4087 40 34 31 50 107 32 51 40 54 78 31 35 7702 42 55 109 71 51 32 197 231 44 Процент инла перфор. ЧНЗ / ВНЗ от эф.толщ. К.З. - контактные пласта запасы ВНЗ, к.з. 45% ВНЗ, к.з. 18% ВНЗ, к.з. 100% ВНЗ 90% ЧНЗ 100% ВНЗ 12% ЧНЗ 100% ЧНЗ 100% ЧНЗ 100% ЧНЗ 100% ЧНЗ 100% граница ЧНЗ 100% ВНЗ 100% ЧНЗ 100% ЧНЗ 100% ВНЗ 43% ВНЗ 33% ВНЗ 10% ВНЗ 13% ВНЗ 100% ЧНЗ н/д ВНЗ 11% ВНЗ 13% ВНЗ н/д ВНЗ 17% ВНЗ 17% ЧНЗ 100% ВНЗ, к.з. 14% ВНЗ 100% ЧНЗ 100% ВНЗ, к.з. 100% ВНЗ, к.з. 31% ВНЗ, к.з. 31% ВНЗ, к.з. 31% ВНЗ, к.з. 21% ВНЗ, к.з. 32% ВНЗ, к.з. 10% Локальное местоположение I - поднятие, II - склон, III - низменность II II II I II II II II II I II I II II II II I II II II III II II II II II II I II I I I I I II II II -158- 1 2 3 4 5 6 7 8 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 24 25 26 27 28 29 30 30 30 31 32 33 При выводе скважины из простоя -159- обводнённости для разных скважин составляло от 10,7 до 97,1 %. Корреляции между временем простоя и изменением обводнённости не наблюдается. По кыновскому горизонту (Dкн) выявлено семь скважин, в которых снизилась обводнённость в период простоя. Две скважины приурочены к зоне ВНЗ, остальные находятся в зонах ЧНЗ. В скважинах в зоне ВНЗ снижение обводнённости произошло при снижении дебита по жидкости. Поэтому в этих случаях нельзя отрицать и эффекта выравнивания ВНК и отсечения «конуса» воды. Все рассматриваемые скважины принадлежат скважинам I и II вида, исключением является скважина № 455, которая расположена во впадине (III вид). Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 32,8 % (14,4 – 84,2 %), время простоя менялось от 32 до 4087 суток. По пашийскому горизонту (DI) выявлено 13 скважин со снижением обводнённости, причём в одной скважине это зафиксировано дважды. Все скважины расположены в зоне ВНЗ, в пяти скважинах имеют место контактные запасы. В шести скважинах (№№ 293, 317, 474, 132SPR, 24BLB, 65BLB) снижение обводнённости произошло на фоне снижения дебита по жидкости при вводе скважины после простоя. Однако в скважине № 132SPR повторная остановка и ввод в эксплуатацию были осуществлены с увеличением дебита по жидкости, при этом обводнённость также снизилась. Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 34,9 % (10,7 – 95,2 %), время простоя менялось от 31 до 7702 суток. Таким образом, наиболее вероятной причиной снижения обводнённости за период простоя следует считать именно приток нефти к участкам пласта, характеризующимся как мини антиклинальные поднятия. По ардатовскому горизонту (DVI) выявлено 13 скважин, в которых снизилась обводнённость в период простоя. В скважине № 166 это зафиксировано дважды, а в скважине № 62 BLB трижды. Шесть скважин расположены в зонах ЧНЗ, остальные скважины в ВНЗ. Все рассматриваемые скважины принадлежат скважинам I и II вида. Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 43,8 % (11,1 – 97,1 %), время простоя менялось от 32 до 324 суток. -160- Каких либо отличий от характера эксплуатации скважин по рассмотренным выше объектам разработки не наблюдается. Таким образом, проведённый анализ временных остановок добывающих скважин показал, что в скважинах, расположенных в мини антиклинальных поднятиях или вблизи них, зафиксировано снижение обводнённости добываемой продукции, что позволяет утверждать, что в промытых участках пласта идет процесс регенерации залежи и аккумуляции нефти в купольных поднятиях коллектора. Следует отметить, что в скважинах, находящихся в зонах ВНЗ процесс аккумуляции нефти в период их временного простоя, возможно, сопровождается с локальным выравниваем ВНК (отрыв «конуса» воды от забоя скважины). Для скважин, в которых подмечен факт снижения обводнённости добываемой продукции после временного простоя, должен подбираться такой отбор жидкости, который бы не превышал величины притока остаточной нефти в купольное поднятие. При этом условии скважину можно было бы перевести на безводный режим эксплуатации. Если дебит по нефти окажется ниже рентабельного, то в таких случаях скважину целесообразно эксплуатировать на щадящих режимах, т.е. с низкими дебитами в периодическом режиме. Время накопления необходимо подбирать опытным путём для каждой скважины индивидуально. 4.2. Ограничение водопритока на забой добывающей скважины. Предлагаемая технология снижения обводнённости продукции нефтяных добывающих скважин базируется на ранее не описанном процессе, имеющем место на границе раздела фаз «нефть - вода» в капиллярах коллектора. В результате её применения минимизируется накопление воды в интервале продуктивного горизонта, увеличивается дебит жидкости при снижении обводнённости добываемой продукции. Рассмотрим процессы, протекающие в стволе скважины за период её эксплуатации. В условиях заводнения продуктивного пласта рост доли воды в добываемой продукции во временипроисходит за счёт опережающего продвижения её по высокопроницаемым пропласткам. На рисунке 4.15 показана -161- схема размещения глубинного оборудования при добыче нефти традиционным механизированным способом. В данных условиях поступившая из пласта жидкость распределяется в стволе скважины следующим образом. Зону I занимает вода как жидкость, имеющая наибольший удельный вес. Зону II занимает нефть с растворенным в ней газом. Зона III заполнена газожидкостной смесью, а в зоне IV содержится сепарировавшийся из нефти попутный газ. Со временем против интервала перфорации накапливается вода и нефтенасыщенные пропластки находятся в контакте с водной средой. В результате этого процесс фильтрации нефти из пористой среды на забой затрудняется проявлением сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть-вода». Однако не только проявление силы Лапласа способствует ухудшению притока нефти из пласта в ствол скважины. Экспериментально установлено, что в капиллярах коллектора имеют место следующие физико-химические процессы на границе раздела фаз нефтьвода, которые влияют на истечение нефти из пористой среды в перфорационный канал. Рассмотрим срез пористой среды, насыщенной нефтью, находящейся в контакте с водной средой. На рисунке 4.16: 1- зерна породы, 2- нефть в поровом пространстве, 3- вода, 4- упорядоченно - структурированный слой. Установлено, что упорядоченно-структурированный слой формируется при контакте нефти и воды в поровом канале на границе раздела фаз «нефть-вода». Лабораторные исследования показали, что этот слой имеет тенденцию к упрочнению с течением времени, т.е. границы раздела фаз покрываются слоями структурообразующих веществ (органические кислоты, смолы, асфальтены, естественные и привнесенные извне поверхностно - активные вещества и микроскопические механические частицы). Толщина этого аномального структурированного граничного слоя также зависит от физико-химических свойств нефти и воды и может достигать 5 мкм. Наиболее простой лабораторный эксперимент, доказывающий образование аномального структурированного слоя в капилляре на границе раздела фаз нефтьвода и подтверждающий тенденцию этого слоя к упрочнению с течением времени, выглядел следующим образом. Стеклянный капилляр с внутренним диаметром 23 мкм обезжиривался спирто- бензольной смесью, обрабатывался хромпиком и промывался дистиллиро- -162- Газ Начало выделения газа Плоскость отбора жидкости Рисунок 4.15 – Распределение жидкости по стволу скважины Рисунок 4.16 – Срез пористой среды, насыщенной нефтью и находящейся в контакте с водной средой -163- ванной водой. Затем его подсоединяли к линии, позволяющей создавать перепад давления, и заполняли обезвоженной дегазированной нефтью. Подготовленный таким образом капилляр погружали в термостатированную ванну с дистиллированной водой и путем создания перепада давления позволяли воде проникать в капилляр на 5-6 мм. Опыт проводился при температуре 60 °С. Затем давали выдержку времени и плавно увеличивали перепад давления, фиксировали его значение в момент страгивания мениска. Далее вся процедура подготовки капилляра повторялась, и эксперимент проводился с другой временной выдержкой. Для опытов были взяты три пробы нефти Бураевского, Воядинского и Татышлинского месторождений НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть". На рисунке 4.17 представлены результаты проведенных экспериментов. Перепад давления, необходимый для разрушения аномального структурированного слоя, зависит не только от времени контакта нефть-вода, но и от физико-химических свойств нефти. Можно подсчитать необходимый перепад давления ΔР для страгивания упорядоченно - структурированного слоя. В качестве примера рассмотрим средний случай, в котором принята толщина граничного слоя 3 мкм, радиус поры 10 мкм. Для простоты представим пору в виде цилиндрического капилляра (рисунок 4.18). В данном случае аномальный граничный слой будет представлять собой цилиндр (рисунок 4.19). Перепад давления, необходимый для разрушения структурированного слоя и выхода нефти в водную фазу, составляет: Р о S бок S осн о 2 r l 2l 23 o 5 20 105 2 r r 10 3 12 10 дн2 3,5 13,6 кг с2 см см 5 дн ; 2 см где о -касательное напряжение страгивания 5 20 105 S бок - площадь боковой поверхности цилиндра; S осн - площадь основания цилиндра; l - длина цилиндра. (4.1) -164- Рисунок 4.17 – Зависимость тиксотропного упрочнения структурированных аномальных слоёв -165- Рисунок 4.18 – Схема фильтрации нефти в водную среду Рисунок 4.19 – Геометрические размеры структурированного граничного слоя Так как эффективный диаметр пор низкопроницаемых коллекторов составит 5 мкм кг с , т.е. один 2 см и менее, то перепад давления необходимый для него составит 3,5 13,6 факт существования структурированных пробок значительно снизит продуктивность скважин, а в отдельных случаях и сведёт её на нет. Зная механизм процессов, приводящих к снижению продуктивности скважин, предлагается технология снижения обводненности добываемой пластовой жидкости. На рисунке 4.20 представлена схема оборудования добывающей скважины по предлагаемой технологии снижения обводненности. В данном случае отбор жидкости из скважины производится ниже подошвы продуктивного пласта, что препятствует накоплению в стволе скважины воды. Следовательно, нефтеносные пропластки в создавшихся условиях контактируют с нефтяной средой, что исключает противодействие фильтрации нефти со стороны сил поверхностного натяжения и образование упорядоченно-структурированных слоев. Фильтрация же воды из водоносных пропластков в нефтяную фазу будет затруднена, -166- т.е. картина, изображенная на рисунке 4.18, изменится на противоположную (рисунок 4.21), а приведенные выше расчеты в данных условиях будут справедливы для фильтрации воды в нефтяную среду. Рисунок 4.20 - Схема оборудования добывающей скважины по предлагаемой технологии снижения обводненности Технология осуществляется в следующей последовательности операций. 1. Промывка ствола скважины до забоя (до чистой воды). 2. Спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта. 3. Закачка в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, возможно, с дальнейшим проведением толуольно-бензольной ванны (для растворения структурированных слоёв в поровых -167- каналах на границе раздела фаз «нефть - вода», и выдержка под давлением. 4. Пуск скважины в работу. Рисунок 4.21 – Схема фильтрации воды в нефтяную среду Промысловый эксперимент по опробованию технологии снижения обводненности продукции скважин проводился в НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть" на Татышлинском месторождении. В качестве объекта воздействия была выбрана добывающая скважина № 1608, вскрывшая пласт С6. Скважина со 146 - мм обсадной колонной эксплуатировалась штанговым глубинным насосом с суточным дебитом 1,5 м3/сут. Обводненность добываемой продукции составляла 86%. Обсадная колонна была перфорирована в интервале 1412,6 – 1420,4 м, т.е. вскрытая толщина составила 7,8 м. Искусственный забой находился на глубине 1482,3 м. Динамический уровень был отбит на отметке 780 м, глубина спуска насоса составила 1150 м. Последовательность технологических операции была следующей. 1. Было извлечено глубинонасосное оборудование. 2. Скважина была промыта до "чистой воды" с допуском до забоя колонны 73 мм НКТ со скошенным концом. 3. Было спущено глубинонасосное оборудование следующей компоновки: НКТ 42 - мм - 333 м со скошенным концом, глубинный насос, НКТ 73 – мм - 1143 м. 4. Через затрубную задвижку в скважину было закачано 19 м3 дегазированной обезвоженной нефти, доставленной с пункта подготовки, т.е. ствол скважины и насосное оборудование было заполнено нефтью. -168- 5. В затрубное пространство было закачано 120 л толуольно-бензольной смеси (нефрас) и продавлено в зону интервала перфорации 14 м3 нефти, т.е. в интервале перфорации была установлена толуольно-бензольная ванна на 12 часов, с последующей ее заменой на нефть и с частичной ее продавкой в пласт. Время выдержки перфорационного интервала в нефтяной среде составило 24 часа, затем скважина была пущена в работу. Через 15 дней работы были проведены замеры дебита, динамического уровня и проведен лабораторный анализ добываемой скважинной продукции на содержание воды. Результаты были следующие: дебит – 8,4 м3 /сут, динамический уровень - 23 м, процент воды - 37. Таким образом, предлагаемый способ эффективен, не сложен, дешев и промышленно применим, т.е. может быть приурочен к плановым текущим ремонтам. На данную технологию получен патент РФ № 2161246 от 27.12.2000г РФ «Способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин» [63, 153]. Однако следует иметь ввиду, что нарушение технологического процесса может свести все усилия на нет. Поэтому рекомендуется уделить особое внимание при выборе реагента – растворителя. 4.3. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIнж Белебеевского нефтяного месторождения). Проблема ограничения притока воды из подошвенной части продуктивного пласта (ВНЗ) в скважину на текущий момент остаётся не решенной. Не смотря на многочисленны теоретические, экспериментальные и промысловые работы [96, 97, 98, 101, 115, 149, 161, 162, 163, 164, 165, 188] не удалось найти эффективного способа по снижению обводнённости добываемой продукции в условиях разработки ВНЗ. Причиной этого является не только приближенное решение задачи [115, 188], но в первую очередь те приближенные геолого-физические характеристики ПЗС, закладываемые в расчётную схему. По сути, большинство рекомендаций сводятся к поддержанию в скважинах минимальных депрессий, что обуславливает минимальные дебиты и длительный период выработки запасов нефти, что делает такую эксплуатацию нерентабельной. -169- В 70-х годах на Арланском нефтяном месторождении В.А. Блажевич проводил эксперименты по добуриванию скважин до ВНК в ВНЗ и пришел к выводу, что при любой конструкции забоя скважины, характер обводнения один и тот же. В работе [133] на основе гидродинамического моделирования изучен процесс конусообразования в скважинах для условий одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. Рассмотрены и сопоставлены между собой различные способы вскрытия пласта. По результатам исследований получено, что для условий эксплуатации данного месторождения для вертикальной скважины наиболее приемлемым является перфорация 20 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, что подтверждает, казалось бы, сложившуюся практику вскрытия продуктивной части коллектора, эксплуатации представленного водо- и ВНЗ. Для нефтенасыщенной совместной/одновременно-раздельной зон пласта оптимальным является одновременная перфорация 100/20 % нефте- и 8 % водонасыщенной толщин. Для горизонтальной скважины, вскрывающей 10 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенного пластов с помощью двухствольной скважины (вертикальный и горизонтальный стволы) и с помощью двух параллельных горизонтальных стволов прирост накопленной добычи нефти составит 24,5 и 30,2 %, Современная практика разработки водонефтяных зон (ВНЗ) на нефтяных месторождениях России показывает, что нефтяные добывающие скважины, как правило, перфорируются в верхней части нефтенасыщенного продуктивного разреза с целью недопущения преждевременного прорыва подошвенных вод на забой. Однако в условиях разработки водонефтяных зон (ВНЗ) имеет место подтягивание подошвенных вод, особенно ярко этот процесс выражен в условиях, так называемых, контактных запасов (геологическое строение пласта таково, что между нефтенасыщеной и водонасыщенной частью коллектора отсутствует флюидоупор). В результате образуется конус воды, частично перекрывающий интервал перфорации. Анализ траекторий движения воды в вертикальной плоскости показывает, что в неперфорированной нижней части пласта они искривлены вверх. Конус воды, как результат деформирования ВНК, образуется при отборе жидкости из водонефтяной залежи за счет создания градиента давления вдоль вертикальной оси Z. Чем выше -170- относительно ВНК находится зона перфорации, тем будет выше образовавшийся конус воды (рис. 4.22). а) б) Рисунок 4.22 – Схема образования конуса воды а) перфорирована только часть нефтенасыщенной толщины б) перфорирована нефтенасыщенная и водонасыщенная толщины. Увеличение доли перфорированной толщины приведёт к уменьшению высоты поднятия конуса воды и приток нефти в скважину будет осуществляется по всему нефтенасыщенному интервалу пласта, что в конечном счете положительно повлияет на общее количество отобранной нефти. Таким образом, для повышения КИН имеет смысл в добывающих скважинах перфорировать всю нефтенасыщенную часть разреза и 1 - 2 м ниже уровня ВНК для предотвращения образования конуса воды. Очевидно, что как у первого, так и второго способов разработки ВНЗ есть свои плюсы и минусы, тем более сложно изменить отношение к этому вопросу, возражая против устоявшейся практики. Тем не менее, критерием истинности является практика. С целью проверки «правильности» первого или второго способаов разработки ВНЗ были проанализированы эксплуатационные характеристики скважин основного эксплуатационного объекта Белебеевского нефтяного месторождения, разработка которого осуществляется с 1957 г. [72, 73]. Пашийский горизонт DI Белебееевского нефтяного месторождения состоит из двух продуктивных пластов DIвх и DIнж. Пласт DIнж представлен обширными ВНЗ и осложнён контактными запасами. Пласт DIнж вскрыт 94 добывающими и 15 нагнетательными скважинами. Коэффициент вскрытия нефтенасыщенной толщины перфорацией по добывающим скважинам составляет в среднем 63,1 % (изменяется в диапазоне от 13 % до 100%). В -171- шести скважинах пласт неперфорирован. По нагнетательным скважинам коэффициент вскрытия составляет в среднем 77,5 % (изменяется в диапазоне от 33% до 100%). Для обоснования необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в добывающих скважинах проведён анализ фактических эксплуатационных характеристик двух групп скважин. Первая группа состоит из 19 скважин, у которых коэффициент вскрытия больше 95%. Вторую группу составили 20 скважин, у которых коэффициент вскрытия перфорацией менее 60%. Фактические показатели эксплуатации по скважинам приведены в таблице 4.13 для первой группы, для второй группы в таблице 4.14. Таблица 4.13 – Эксплуатационные характеристики по скважинам первой группы (коэффициент вскрытия более 95%). Накопленный Накопленный Ср.дебит жидкости Ср.дебит нефти за Эффективная Обводнённость, отбор отбор нефти, за первые три первые три мощность % жидкости, т т раб.месяца, т/сут раб.месяца, т/сут коллектора, м 33BLB 795012 271766 30.9 30.9 0.0 20.2 436 3594 668 3.6 3.1 13.9 13.7 485 70302 10413 96.0 45.8 52.3 16.4 464 387731 13863 65.4 26.0 60.2 18.8 308 1144461 50563 132.8 40.0 69.9 19.2 141 16630 5074 6.8 2.0 70.6 13.0 392 758341 30405 77.5 18.5 76.1 17.1 458 1821508 53005 85.4 17.0 80.1 20.3 388 1498829 36692 75.6 6.9 90.9 13.2 407 1634345 61107 144.3 12.0 91.7 17.1 384 733008 20434 85.8 6.5 92.4 16.8 400 1259238 37083 63.2 4.7 92.6 18.8 446 1037290 30072 74.1 4.3 94.2 13.7 307 1072985 23780 17.6 0.7 96.0 16.2 337 531548 30556 312.3 11.7 96.3 14.2 391 980289 21952 113.2 3.3 97.1 14.0 438 685838 14825 91.4 2.1 97.7 22.0 366 467536 11134 53.6 1.0 98.1 20.3 316 1264123 30755 140.4 1.6 98.9 16.4 Среднее 850664 39692 87.9 12.5 85.7 16.9 № скважины Нефтенасы Суммарное щенная время толщина, м работы, годы 1.4 52.9 1.7 4.3 1.0 2.0 6.4 16.4 2.8 20.8 1.6 23.9 4.0 22.0 7.9 22.7 2.8 18.4 6.7 23.2 2.4 14.9 2.8 19.4 2.2 17.6 2.1 16.4 3.0 8.3 4.0 20.5 3.6 16.3 5.2 17.7 2.8 25.2 3.4 19.1 Очевидно, что в условиях ВНЗ с контактными запасами начальная обводнённость должна быть выше у скважин, которые вскрыли перфорацией всю нефтенасыщенную толщину, чем у скважин, которые вскрыли пласт частично. Для проверки этого утверждения построен график начальной обводнённости по скважинам обеих групп (рисунок 4.23). В среднем начальная обводнённость добываемой продукции для скважин первой группы составляет 85,7% , для второй – 65,3%. Анализ эксплуатационных характеристик скважин показывает, что скважины первой группы добывают больше жидкости, чем скважины второй группы. Так, накопленный отбор жидкости по скважинам первой группы в среднем составляет 850, -172- 664 тыс. т. (изменяясь в диапазоне от 3,594 до 1 821,508), по скважинам второй группы – 240,429 тыс.т. (изменяясь в диапазоне от 2,790 до 1 530,121). Таблица 4.14 – Эксплуатационные характеристики по скважинам второй группы (коэффициент вскрытия менее 60%). Накопленный Накопленный Ср.дебит жидкости Ср.дебит нефти за Эффективная Обводнённость, отбор отбор нефти, за первые три первые три мощность % жидкости, т т раб.месяца, т/сут раб.месяца, т/сут коллектора, м 105 207860 42516 39.3 39.3 0.0 16.4 9BLB 51594 36809 3.1 3.1 0.0 21.0 103 141988 15509 16.9 14.8 12.4 24.0 354 150556 19139 54.6 47.5 13.0 18.6 107SPR 194489 26237 23.2 19.7 15.1 20.6 30BLB 24319 3401 1.7 1.2 29.4 18.0 228S1 2790 1390 2.0 1.2 40.0 15.0 24BLB 119388 9772 10.4 5.8 44.2 21.8 482 81680 14493 90.7 48.2 46.9 14.2 466 24016 4771 4.3 2.1 51.2 17.0 496 70223 2307 13.0 5.9 54.6 16.2 486 256649 14774 114.6 47.7 58.4 21.5 497 6779 1493 13.0 4.7 63.8 21.2 457 619060 22553 43.5 9.8 77.5 19.4 390 1530121 52228 86.9 14.6 83.2 19.8 162S1 461277 13322 6.3 0.8 87.3 15.9 108S1 92595 1694 23.2 2.9 87.5 21.4 474 24931 2478 98.9 2.7 97.3 19.4 114S1 512813 11277 62.9 1.5 97.6 15.8 462 235457 9133 82.1 0.9 98.9 18.8 Среднее 240429 15265 39.5 13.7 65.3 18.8 № скважины Нефтенасы Суммарное щенная время толщина, м работы, годы 5.0 45.3 5.0 42.5 7.6 39.4 5.0 14.1 6.2 19.6 4.6 13.6 1.5 6.1 8.0 20.9 4.0 2.0 4.2 18.2 6.5 2.3 4.0 2.3 4.7 1.6 7.5 19.0 6.2 23.9 5.1 17.8 5.5 4.0 4.2 10.1 3.1 15.1 7.6 14.4 5.3 16.6 100.0 90.0 Обводнённость, % 80.0 70.0 60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Количество скважин, шт Охват перфорацией ниже 60% Охват перфорацией выше 95% Рисунок 4.23 – Сопоставление начальной обводнённости по скважинам первой и второй групп. По накопленным отборам нефти картина обратная. Так, для скважин первой группы накопленный отбор нефти в среднем составил 39,693 тыс.т. (изменяясь в -173- диапазоне от 0,668 до 271,766), для скважин второй группы – 15,265 тыс.т. (изменяясь в диапазоне от 1,390 до 52,228). Таким образом, скважины, вскрывающие всю нефтенасыщенную толщину, имеют большие накопленные отборы нефти в среднем в 2,6 раза. Распределение накопленных отборов по скважинам приведено на рисунках 4.26 50563 LB 33 B 40 7 45 8 37083 30 8 36692 40 0 38 8 30556 31 6 30405 33 7 39 2 23780 44 6 21952 30 7 20434 39 1 14825 38 4 13863 43 8 11134 46 4 36 6 43 6 0 668 10000 48 5 5074 20000 10413 30000 30072 40000 30755 50000 14 1 Накопленный отбор нефти, т. 60000 53005 и 4.27. Охват перфорацией выше 95% Рисунок 4.26 – Распределение накопленных отборов нефти по скважинам первой 52228 группы. 42516 36809 50000 15509 14774 14493 13322 11277 9772 9133 4771 3401 2478 2307 1694 10000 1493 20000 26237 19139 30000 22553 40000 1390 Накопленный отбор нефти, т. 60000 0 39 5 10 9B LB PR 7S 10 4 3 6 2 1 7 45 35 10 48 48 1 2S 16 4S 11 2 BL B 46 24 6 46 4 BL B 47 30 6 49 8S 1 7 49 10 22 8S 1 0 Охват перфорации ниже 60 % Рисунок 4.27 – Распределение накопленных отборов нефти по скважинам второй группы. Кроме этого, средняя начальная нефтенасыщенная толщина в скважинах первой группы составляет 3,4 м (изменяясь в диапазоне от 1,0 до 7,9), а для скважин второй группы – 5,3 м (изменяясь в диапазоне от 1,5 до 8,0). Это обстоятельство позволяет -174- предположить, что в скважинах, вскрывающих продуктивный пласт частично, происходит перекрытие части вскрытой нефтенасыщенной толщины водой и в зонах дренирования этих скважин выработка запасов нефти ниже за счёт конусообразования воды из ВНЗ. В семи скважинах помимо нефтенасыщенной части пласта вскрыта частично и водонасыщенная часть. Эксплуатационные характеристики этой группы скважин представлены в таблице 4.15. Таблица 4.15 - Эксплуатационные характеристики скважин, вскрывших ВНЗ. Ср.дебит Ср.дебит Накопленн Накоплен Нефтенас Суммарное Охват жидкости за нефти за Эффективна ый отбор ный ыщенная время перф. № Обводнён первые три первые три я мощность скважины жидкости, отбор ность, % толщина, работы, нефти в раб.месяца, раб.месяца коллектора, м т нефти, т м годы скв, % т/сут , т/сут 338 33BLB 352 366 384 392 485 Среднее 2625777 795012 1457368 467536 733008 758341 70302 986763 105163 271766 36919 11134 20434 30405 10413 69462 347.1 30.9 168.4 53.6 85.8 77.5 96.0 122.8 42.6 30.9 4.7 1.0 6.5 18.5 45.8 21.4 87.7 0.0 97.2 98.1 92.4 76.1 52.3 82.5 14.8 20.2 19.4 20.3 16.8 17.1 16.4 17.9 4.0 1.4 4.0 5.2 2.4 4.0 1.0 3.1 26.4 52.9 19.6 17.7 14.9 22.0 2.0 22.2 93.0 100.0 70.0 100.0 100.0 100.0 100.0 94.7 Охват перф. воды в скв, % 7.0 54.0 1.0 3.0 6.0 3.0 3.0 11.0 Для этой группы скважин накопленные отборы нефти оказались существенно выше, чем для рассмотренных выше групп скважин. В среднем отбор нефти составил 69,462 тыс. т. (изменяясь в диапазоне от 10,413 до 271,766), что превосходит средний накопленный отбор нефти для скважин первой группы в 1,75 раза, второй группы в 4,55 раза. При этом начальная нефтенасыщенная толщина в среднем составила 3,1 м (изменяясь в диапазоне от 1,0 до 5,2), что меньше, чем у скважин первой и второй групп [125]. -175- ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4. 1. Анализ временных остановок добывающих скважин на двух высокообводнённых месторождениях показал, что части из них происходит снижение обводнённости добываемой продукции в начальный период после ввода в эксплуатацию после остановки. 1.1. В скважинах расположенных в миниантиклинальных поднятиях или вблизи них зафиксировано снижение обводнённости добываемой продукции, что позволяет утверждать, что в зонах пласта, считающихся промытыми, то есть полностью водонасыщенными, идет процесс регенерации залежи и аккумуляции нефти в купольных поднятиях коллектора, что подтверждает правомочность выдвигаемой гипотезы. 1.2. В скважинах, находящихся в зонах ВНЗ, процесс аккумуляции нефти в период их временного простоя, возможно, сопровождается локальным выравниваем ВНК (отрыв «конуса» воды от забоя скважины). 1.3. Для скважин, в которых подмечен факт снижения обводнённости добываемой продукции после временного простоя, должен подбираться такой режим отбора жидкости, который бы не превышал величины притока остаточной нефти в купольное поднятие. При этом условии скважина может быть переведена на безводный режим эксплуатации. В случае снижения дебита нефти ниже рентабельного, скважины целесообразно эксплуатировать на щадящих режимах, т.е. с низкими дебитами в периодическом режиме. Время накопления необходимо подбирать опытным путём для каждой скважины индивидуально. 2. Существующая компоновка внутрискважинного оборудования при механизированном способе эксплуатации (УШГН, УЭЦН) предполагает установку насоса выше интервала перфорации. При достижении обводненности добываемой продукции в 60-70 % происходит инверсия фаз и внешней фазой становится вода. Таким образом, продуктивная часть пласта оказывается в условиях непосредственного контакта воды в стволе скважины и нефти в непромытых пропластках продуктивного пласта, а на границе раздела «вода – нефть» образуются аномальные слои, обладающие структурно-механическими свойствами. В результате этого процесс фильтрации нефти из пористой среды к забою скважины затрудняется. Перепад давления, необходимый для разрушения аномального структурированного слоя, зависит не только от времени -176- контакта нефти с водой, но и от физико-химических свойств нефти. Необходимый перепад давления ΔР для страгивания упорядоченно - структурированного слоя может составлять 0,35 – 1,36 МПа в зависимости от диаметра поровых каналов, т.е. один факт существования структурированных «пробок» значительно снижает продуктивность скважин, а в отдельных случаях приводит к прекращению притока для этих условия, предложена технология снижения обводнённости добываемой продукции. 3. В условиях обширных ВНЗ с контактными запасами нефти добывающие скважины желательно перфорировать по всей нефтенасыщенной толщине с вскрытием и водонасыщенных пропластков, что повышает степень выработки запасов нефти и сокращает время разработки. Это подтверждено анализом выработки запасов нефти по промысловым данным. 3.1. В скважинах, в которых нефтенасыщенная часть пласта средней толщиной 5,3 м вскрыта перфорацией менее чем на 60%, средний накопленный ВНФ составляет 14,75 ед., накопленная добыча нефти - 15,265 тыс.т. В скважинах, в которых перфорировано более 95 % нефтенасыщенной толщины, равной 3,4 м, средний накопленный ВНФ составляет 20,43 ед., накопленная добыча нефти - 39,693 тыс.т.. В скважинах, в которых вскрыта вся нефтенасыщенная (средняя толщина 3,1 м) и частично водонасыщенная часть пласта средний накопленный ВНФ составляет 13,21 ед., накопленная добыча нефти - 69,462 тыс.т., 3.2. В скважинах, в которых вскрыта вся нефтенасыщенная и частично водонасыщенная часть пласта, максимальное значение среднее накопленной добычи нефти в 1,75 раза превышвет аналогичный показатель по группе скважин с перфорацией нефтенасыщенной части пласта больше 95 % и в 4,6 раза по группе скважин с перфоацией менее 60 % нефтенасыщенной толщины. 3.3. Увеличение интервала перфорации добывающих скважин на заключительной стадии разработки эксплуатационного объекта позволяет увеличить выработку запасов нефти и более эффективно проводить в них оптимизацию (ИДН) -177- 5. ТОЧНОСТЬ ПОСТРОЕНИЯ СТРУКТУРНЫХ КАРТ. СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СПЕЦИАЛЬНЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. 5.1. Точность построения структурных карт. Остаточная нефть, мигрируя по поровым каналам под действием градиента давления, который обусловлен разницей в удельном весе вытесняющего агента и остаточной нефти, будет скапливаться в кровле продуктивного пласта и перетекать в области, где запас внутренней энергии для неё будет минимальным при данных термодинамических условиях. Этим условиям в пласте отвечают любые купольные поднятия кровли, причём величина такого поднятия на четверть, на половину, на одну толщину или в несколько толщин продуктивного пласта может представлять собой объект доразработки, о чём говорилось выше. Очевидно, что важность или ценность такого вторичного образования нефти будет определяться объёмом купольного поднятия (объём купола характеризуется высотой поднятия и площадью его распространения), значением нефтенасыщенности и количеством таких поднятий. Следовательно, первостепенной задачей можно считать достоверное представление характера залегания кровли продуктивного пласта. Современные способы построения структурных карт не позволяют с необходимой точностью определять все купольные поднятия продуктивного пласта. В работе [129] описываются способы построения структурных карт по кровле и подошве продуктивного коллектора. Абсолютные отметки кровли и подошвы находят по кривым ГИС и они должны удовлетворять соответствующим требованиям к точности их определения. Для построения структурных карт с сечением изолиний через 10 м среднеквадратичная погрешность определения глубин должна составлять εстр = ± 3,3 м. Погрешность расчёта абсолютных отметок по материалам ГИС складывается из погрешностей за счёт допусков на растяжение геофизического кабеля (εкаб) и инструментальной погрешности измерения искривления ствола скважины инклинометром (εинк). Согласно «Технической инструкции по проведению ГИС» (1985), неконтролируемая погрешность определения глубин за счёт растяжения кабеля (ε каб) составляет 1,0 м на 1,0 км ствола скважины, что для диапазона глубин 1500 – 2500 м -178- составляет 1,5 – 2,5 м. Это – минимальная неснижаемая погрешность определения глубин с помощью геофизических приборов на кабеле во всех скважинах месторождения. Инструментальная погрешность определения глубин обусловлена погрешностью изменения зенитного угла. Для электрического инклинометра типа КИТ эта погрешность составляет ± 30’. Согласно теории ошибок (Рабинович С.Г. Погрешности измерений, Л. Энергия, 1978), погрешность сложного измерения находится в следующем соотношении с погрешностями входящими в него простых измерений: ε2стр = ε2каб + ε2инк (5.1) Например, согласно формуле (5.1) для средней глубины пласта 1600 м (на Самотлорском месторождении соответствует примерно глубине залегания отложений кошийской свиты) и εкаб = 1,6 м допустимая погрешность оценки вертикальной глубины εстр = ± 3,3 м будет получена при εинк = 2,7 м. Эта погрешность определяет максимальное удлинение ствола скважины, принимаемой за вертикальную при структурных построениях. Алгоритм расчёта погрешности εинк определения абсолютной отметки А (вертикальной глубины) пласта по данным инклинометрии в зависимости от изменения угла наклона ствола скважины заключается в следующем. 1. Пусть В – измеренная глубина по геофизическому кабелю с углом наклона скважины α (рис. 5.1). 2. А – вертикальная глубина (а.о.) изучаемого пласта, которая рассчитывается как А = В*cos (α) (см. рис. 5.1.). 3. За счёт инструментальной погрешности измерения угла инклинометром КИТ (± 30’) суммарный угол отклонения ствола скважины меняется от α+ = α + 30’ до α- = α 30’ и значения вертикальных скважин глубин А изменяются от А∆+ = В*(cos (α + 30’)) до А∆- = В*(cos (α - 30’)). 4. Погрешности определения А рассчитываются по формулам: А+абс = А + А∆+ и А-абс = А - А∆- (5.2) 5. Удлинение ствола оценивается как ∆удл = В-А (5.3) -179- Рисунок 5.1 – Схема расчёта инструментальной погрешности инклинометрии при изменении зенитных углов. 1 – вероятное положение забоя скважины; 2 – область вероятных абсолютных отметок забоя скважины. 6. Для разных углов наклона скважины αi были рассчитаны удлинения ∆удлi и погрешности оценок глубины А - ∆удлi. Результаты расчётов изображены в виде графика (рис. 5.2) для инклиноментра КИТ и гироскопического инклиноментра типа ИГН, имеющего погрешность измерения угла εинк = ±15’. Рисунок 5.2 – Погрешность определения абсолютных отметок инклинометрами ИГН (1) и КИТ (2). -180- 7. Согласно графику рис. 5.2 погрешность εинк не превышает допустимую ± 2,7 м при удлинении скважины менее 35 м. Для гироскопических инклинометров требуемая точность определения А обеспечивается при удлинениях не более 400 м. Согласно изложенной методике для структурных построений используются «вертикальные» скважины, где достоверность инклинометрии достаточно высока. Таким образом, в структурных построениях кровли участвуют лишь вертикальные и условно вертикальные скважины. Следовательно, в условиях «кустового» бурения плотность скважин будет не велика, что естественно отразится на точности построений. Даже при условии, что в построение карт будут заложены истинные значения абсолютных отметок кровли пласта, ошибка в значениях абсолютных отметок ещё больше возрастает для наклонно - направленных скважин, где эту величину рассчитывают по значению длины ствола скважины и отклонения забоя скважины от вертикали; обе эти величины определяются со значительными погрешностями, не позволяя выделять все интересующие нас купольные поднятия. Поэтому значения абсолютных отметок кровли пласта содержат случайные ошибки, определить и устранить которые не удаётся. Если даже считать, что они абсолютно точны, то сам математический аппарат (точность), с помощью которого осуществляется обработка и построение структурных карт, зависит от плотности сетки скважин, их взаиморасположения и экстремальных точек самой кровли продуктивного пласта. Для иллюстрации вышесказанного обратимся к рис. 5.3 - 5.6, где построение карт выполнялось по известным и утверждённым методам интерполяции. На рис. 5.3. представлена гипотетическая структурная карта продуктивного пласта с максимальной плотностью точек. На рис 5.4, 5.5 и 5.6 показан тот же участок пласта, но плотность точек на каждом рисунке уменьшается. Если рис. 5.3 – 5.6 рассматривать в обратном порядке, то это будет соответствовать различным стадиям разбуривания пласта. Из этого простого сопоставления следует вывод, что точность представления о характере залегания кровли продуктивного пласта полностью зависит от плотности сетки скважин. Очевидно, что чем плотнее сетка скважин (рис. 5.3), тем ближе наше представление к истине. Но на заключительной стадии разработки залежи бурение новых скважин уже, как правило, не производится, а значит, материала для уточнения структурной карты нет, и не известна степень приближения наших представлений к -181- Рисунок 5.3 – Гипотетическая структурная карта, построенная с максимальной плотностью сетки скважин Рисунок 5.4 - Гипотетическая структурная карта, построенная по разряженной в два раза сетке скважин -182- Рисунок 5.5 - Гипотетическая структурная карта, построенная по разряженной в четыре раза сетке скважин Рисунок 5.6 - Гипотетическая структурная карта, построенная по разряженной в восемь раз сетке скважин -183- истинному характеру залегания кровли пласта. Все вышеизложенные рассуждения позволяют сделать вывод о том, что представление о характере залегания кровли пласта, отражённое на структурных картах, не является достаточным и не может однозначно выделить купольные поднятия продуктивного пласта заданной высоты. Следовательно, необходимо искать другие методы и способы для выделения интересующих нас куполов на кровле продуктивного пласта. Ещё одним, немаловажным обстоятельством, является пороговая чувствительность геофизических методов исследования, которая оценивается в ± 0,4 м. Но поскольку миграционные процессы в гравитационном поле не зависят от толщины пласта или пропластка, уточнение размеров геологических формаций геофизическими методами имеют особо важное значение. На рис. 5.7 изображён участок гипотетического продуктивного пласта с расположенными на нём скважинами и купольными поднятиями. Структурная карта построена с разрешением 3650 точек, для которых заданы соответствующие значения X, Y и Z. Все представленные на карте скважины условно разделены на три группы: I скважины перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта (микро антиклиналь); II - скважины перфорированы на "крыльях" купола (склон); III скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Z по отношению к ближайшим скважинам, характеризующим купольное поднятие (микро синклиналь). Если в каждой скважине провести промысловые исследования, которые заключаются в измерении скорости накопления нефти за период простоя скважины, то скважины, в которых не происходит накопления нефти за любой период времени, относятся к третьей группе скважин (III) и участия в доразработке залежи принимать не будут. Скважины, в которых будет наблюдаться накопление нефти и скорость накопления во времени будет увеличиваться, относятся к первой группе скважин (I) и являются наиболее перспективными эксплуатационными скважинами для дальнейшей разработки месторождения. Скважины, в которых наблюдается накопление нефти, но скорость накопления остаётся постоянной вне зависимости от времени накопления, относятся ко второй группе скважин (II) и при доразработке залежи будут выполнять вспомогательную роль (режимные скважины) [152]. Ó÷àñòî ê ãèï î òåòè÷åñêî ãî ï ðî äóêòèâí î ãî ï ëàñòà I II II III -184- I I III II II II II III III I II III Рисунок 5.7 - Участок гипотетического продуктивного пласта с расположенными на нём скважинами и купольными поднятиями -185- Скважины, в которых скорость притока будет достаточной для подбора и установки малодебитного насосного оборудования, далее эффективно эксплуатировать в непрерывном режиме. Если скважины III группы расположены по замкнутому периметру вокруг какойто произвольной площади среди скважин I и II, то это значит, что эти скважины III находятся на крыле одного из куполов или внутри этой произвольной площади имеется не выявленное купольное поднятие. Однозначно ответить на этот вопрос можно, пробурив контрольную скважину внутри выделенной области, если внутри области не окажется купола, то это будет бесполезным мероприятием. Другой способ определения купола заключается в установлении форсированного режима эксплуатации в одной из скважин окружения, которая в процессе промысловых исследований имела наибольшую скорость накопления нефти. Одной из причин появления нефти в скважине при форсированном режиме может быть и вовлечение в процесс разработки низкопроницаемых пропластков, которые до этого не вырабатывались. Приблизительно определить причину появления нефти в добываемой продукции можно по времени, которое измерено от момента начала работы скважины на форсированном режиме до появления нефти. Если нефть появилась практически сразу, то вероятнее всего вовлечён новый пропласток, если же нефть появляется по истечении некоторого времени, то, видимо, в этом случае имеет место выработка купольного поднятия [75]. 5.2. Обзор существующих методов исследования местоположения ВНР в скважине Наличие и понимание местоположения водонефтяного раздела (ВНР) в скважине само по себе имеет важное значение. Знание положения статического уровня в скважине и положение ВНР, а так же плотностная характеристика нефти в стволе скважины позволяют с высокой степенью точности определить пластовое давление в районе скважины. Применительно к рассматриваемой теме знание глубины ВНР и фиксация изменения этой величины во времени позволяют точно определять скорость накопления остаточной нефти в стволе остановленной скважины. Соответственно, знание скорости -186- накопления позволяет рекомендовать продолжительность накопления нефти и времени работы скважины при условии её безводной эксплуатации. Существующие методы определения местоположения ВНР не позволяют с достаточной точностью решить поставленную задачу. 1. Отбор проб флюида из ствола скважины. Данный метод основан на поинтервальном отборе пластового флюида из ствола скважины с помощью желонки. Сопоставление состава отобранного флюида с глубиной отбора позволяет оценить местоположение статического уровня и положение ВНР в скважине. Повторные исследования данным методом позволют приблизительно оценить скорость накопления нефти в стволе остановленной скважины. 2. Поинтервальный замер давления по стволу скважины (барометрия). Поинтервальный замер абсолютного давления в стволе скважины позволяет снимать значения давления на заданной глубине. Строится график в координатах «глубина - давление» и по изломам на графике определяется положение статического уровня и ВНР в скважине. Другой способ измерения можно осуществить с помощью дифференциального манометра, определяющего разность гидростатических давлений на расстоянии порядка 1 м. Применяют этот способ для количественного определения плотности флюида в стволе простаивающей скважины. Поскольку измеряемая разность давлений пропорциональна средней плотности смеси флюидов в стволе скважины, то искомые значения плотности усреднены как по сечению потока, так и по интервалу замера. 3. Диэлькометрическая влагометрия (диэлькометрия) [93]. Метод основан на изучении относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины. Метод чувствителен к содержанию в нефти воды любой минерализации. Влагометрия дает возможность определять состав флюида в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости. Известно, что диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 50 до 80 отн. ед., нефти — от 2 до 4 отн. ед., а газа равна 1 отн. ед. Повышение содержания воды в нефти и газе существенно повышает диэлектрическую проницаемости флюидов проницаемость измеряется смесей. Величина диэлектрическими диэлектрической влагомерами. Прибор представляет собой измерительный RC-генератор, в колебательный контур которого включен измерительный проточный конденсатор. Между обкладками конденсатора -187- протекает водонефтяная или водогазовая смесь. Для измерения диэлектрической проницаемости флюидов используются влагомеры типа ВГД. Строится эталонировочный график зависимости частоты измеряемого сигнала f кГц от процентного содержания воды в нефти. Форма зависимости носит экспоненциальный характер, что является одним из недостатков данного метода. При объемных содержаниях воды в продукции свыше 40-60% метод плохо реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны. На влагограмме можно установить границу воды и нефти или их смесей по уменьшению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной. Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды в нефтяной смеси с точностью до ± 10%. 4. Гамма-гамма плотнометрия («плотностеметрия») [93]. Метод основан на изучении плотности флюидов в стволе скважины с помощью гамма-излучения, рассеянного от стационарных (ампульных) источников «мягкого» низкоэнергетического излучения. В конструкцию зонда ГГК-П входит источник и индикатор γ-излучения. В этом случае исследуемая среда располагается между источником и индикатором гамма-излучения. Определение плотности жидкости базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. При ограничении гамма-излучения сверху величиной 1 МэВ, а снизу величиной, при которой комптон-эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта, результаты измерений гамма-гамма-каротажа отражают плотностную характеристику среды. Плотнометрия применяется для определения состава (плотности) жидкости в стволе скважины (на кривых плотностеграммы переход от воды к нефти отмечается повышением интенсивности рассеянного гамма-излучения). Методом ГГК-П определяют среднюю плотность смеси по всему сечению колонны. По эталонировочным графикам плотностемеров измеренные интенсивности рассеянного гамма-излучения переводят в величины плотности ρсм. При известных значениях плотности нефти и воды в изучаемом интервале ствола скважины определяют содержание составляющих в водонефтяной смеси. Плотностные данные можно -188- получить по результатам анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта. 5. Резистивиметрия [93]. Резистивиметрия - основной количественный метод для определения минерализации воды. Метод применяют для определения состава флюидов в стволе скважины, выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды (включая притоки слабой интенсивности), оценки солености скапливаемой на забое воды, установления мест негерметичности колонны, разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий. Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважины используются разистивиметры двух типов — индукционный и одноэлектродный на постоянном токе. Индукционная резистивиметрия. Индукционная резистивиметрия основана на измерении удельной электропроводности жидкостной смеси в стволе скважины методом вихревых токов, что позволяет производить оценки параметров неконтактным, а дистанционным (объемным) способом измерения. Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточнопогружного типа, состоящий из двух (возбуждающей и приемной) тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика. Прибор калибруют с помощью устройства, выполненного в виде цилиндрического сосуда диаметром свыше 150 мм. Измерения выполняют в водных растворах хлористого натрия отличающихся градуировочные проводимостей. зависимости показаний Результатом прибора от калибровки удельной являются электрической проводимости (см/м) или минерализации воды (г/л). Источником погрешностей измерений удельной электропроводности является нелинейность чувствительности резистивиметра к температуре и напряжению питания устройства. Токовая резистивиметрия. Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу токового метода и используется лишь для качественного определения изменения сопротивления смеси в скважине. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к -189- гидрофобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком величины сопротивления. В настоящее время для оценки состава продукции в скважине широко используются современные датчики электрической проводимости (фактически токовые резистивиметры). Такие датчики предназначены для измерения в очень ограниченном объеме пространства скважины удельного электрического сопротивления среды заполнителя ствола, а также оценки истинного объемного содержания компонент потока (разделения воды от углеводородов). Резистивиметрия позволяет по величине электрического удельного сопротивления различать в стволе скважины нефть, воду, газ и их смеси. Смеси бывают гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель) и гидрофобные (в нефти в виде капель содержится вода). Гидрофильная смесь характеризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению чистой воды, гидрофобная — весьма высоким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению нефти. Для получения кривой сопротивления по стволу скважины используется одноэлектродный резистивиметр. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидрофобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком сопротивления. 6. Нейтронный активационный метод по кислороду [93]. Метод основан на активации ядер кислорода в стволе скважины и окружающей среды быстрыми нейтронами (энергии порядка 14 МэВ) с помощью скважинного генератора нейтронов. Продуктом активации кислорода является радиоактивный изотоп азота N16. Затем в результате «бета-распада» из ядер этого изотопа вновь образуются ядра кислорода О16 с выделением γ-квантов энергии 6.13 и 7.12 МэВ. Период полураспада для этой ядерной реакции составляет порядка 7 с. Поскольку энергия фонового гамма-излучения в данном случае не превышает 3 МэВ, по интенсивности вторичного жесткого гамма-излучения можно определить содержание кислорода в окружающей среде. Измерительные установки делятся на однозондовые и двухзондовые. В состав однозондовой измерительной установки включен один детектор гамма-излучения, располагаемый выше (верхний зонд) или ниже (нижний зонд) источника. В двухзондовой установке детекторы расположены по обе стороны от источника. -190- Метод применяется для установления границы подвижной и застойной воды в эксплуатационной внутриколонное скважине, пространство выделения из интервалов перфорационных поступления отверстий и воды во интервалов негерметичности, а также выявления заколонных перетоков воды. Градуировочной зависимостью для метода КНАМ (КАНГК) является зависимость интенсивности регистрируемого излучения от дебита воды в колонне с известным диаметром. Для получения градуировочных зависимостей используются результаты модельных исследований, а также результаты одновременных замеров в нагнетательных скважинах методом КНАМ и расходомером. Граница подвижной и застойной воды в стволе скважины отмечается по увеличению показаний прямого зонда Iпр и уменьшению показаний обращенного Iобр. Положение этой границы ориентировочно устанавливается по непрерывным измерениям, а затем уточняется по результатам точечных замеров. Истинное положение границы подвижной и застойной воды фиксируется по результатам комплексной интерпретации данных КАНГК, расходометрии, термометрии и методов определения состава флюидов. Все известные способы определения положения статического уровня и ВНР обладают по меньшей мере двумя недостатками из перечисленных ниже: 1. Точность замера измеряемых величин. 2. Необходимость привлечения специализированных бригад и техники. 3. Высокая стоимость исследований. 5.3. Предлагаемые способы исследования, позволяющие повысить точность оценки местоположения ВНР Для повышения точности замеров статического уровня и положения ВНР предлагается компоновка скважины (рисунок 5.8), при которой вместо существующего глубинно насосного оборудования спускается компоновка из НКТ ниже подошвы продуктивного пласта, перфорированная ниже интервала перфорации [75]. Количество скопившейся нефти определяется периодическим измерением уровня воды в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве, поскольку вся притекающая на забой остаточная нефть будет скапливаться в затрубном пространстве. Рассмотрим следующие случаи. -191- 1). Затрубное пространство скважины полностью заполнено жидкостью. Зная расстояние между устьем скважины и уровнем воды, количество нефти определится по формуле: HH B H изм. , B H (5.4) 2) Затрубное пространство скважины не полностью заполнено жидкостью: HH B g H изм. H зат. Po g B H (5.5) После проведения нескольких замеров во времени определяется скорость накопления остаточной нефти в стволе скважины. По результатам определения скорости накопления нефти подбирается насосное оборудование для дальнейшей эксплуатации скважины при обязательном отборе безводной нефти. В случаях, когда скорость накопления окажется недостаточной для непрерывной эксплуатации скважины, на ней устанавливается соответствующий периодический режим эксплуатации. Рисунок 5.8 - Распределение жидкости в стволе скважины. -192- где 1 - скопление остаточной нефти в затрубном пространстве; 2 - пластовая вода; 3 - порода, в которой пробурена скважина; 4 - нефтенасыщенный пласт; Hw - уровень пластовой воды в насосно - компрессорных трубах; Hw’ - уровень пластовой воды в межтрубном пространстве; Ho - высота скопившейся остаточной нефти; Hзат - уровень нефти в затрубном пространстве; Hh - глубина скважины; Ро - давление в затрубном пространстве; в - плотность воды (кг/м3); н - плотность нефти (кг/м3). Предлагаемый способ исследования отвечает требованию по точности измерений и прост. Кроме того, внутрискважинная компоновка позволяет осуществлять добычу нефти без спуска глубинных насосов. Для добычи нефти достаточно осуществить, долив воды во внутреннюю полость НКТ или создать избыточное давление в НКТ (например, с помощью компрессора), при этом отбор нефти будет осуществлён через затрубное пространство. Кроме предложенного способа эксплуатации малодебитных скважин может быть предложен к использованию привод маятникового типа на основе биротативного двигателя для ШГН (ЭПМ 12-3). В основу привода заложен принцип крутильного маятника Максвелла, который позволяет накапливать энергию, выделяемую системой при ходе колонны штанг вниз и использовать её при ходе вверх, тем самым, уравновешивая колебательную систему и снижая её энергопотребление. В качестве электродвигателя применён асинхронный электродвигатель биротативного типа. В нём подвижными элементами являются как статор, так и ротор. А за счёт перераспределения угловых скоростей между взаимно вращающимися элементами достигается практически любая угловая скорость вращения вала (0-3000 мин-1), при сохранении постоянной мощности и бесступенчатого изменения скорости [168, 190, 191, 192]. В отличие от традиционно используемых станков качалок балансирного типа, предлагаемый привод – ЭПМ обладает меньшей энергоёмкостью, более технологичен (бесступенчатое -193- изменение скорости и длины хода плунжера). Используется стандартное оборудование (штатное глубинное оборудование). Известно, что для каждого типа механизированной добычи нефти имеется оптимальный режим отбора жидкости (К.П.Д., МРП) [145], поэтому привод маятникового типа на основе биротативного двигателя для ШГН является оптимальным. С целью уточнения скорости накопления в стволе остановленной высокообводнённой скважины нами [75, 134] разработана подробная инструкция по проведению специальных промысловых исследований при существующей внутритрубной компоновке оборудования: I. Порядок проведения исследований в остановленной, длительно простаивающей добывающей скважине, оборудованной “воронкой”. 1. Выравнить давление в затрубном пространстве и в НКТ до атмосферного. 2. Замерить статический уровень в затрубном пространстве и в НКТ. 3. Замерить глубину ВНР в затрубном пространстве и в НКТ. Если в скважине нет скопившейся нефти, исследования прекратить. Если в скважине обнаружена нефть, то проводятся следующие операции. 1. Зафиксировать статический уровень и глубину ВНР в затрубном пространстве и в НКТ, занести показания в журнал исследований. 2. Извлечь нефть из затрубного пространства и НКТ прямой или обратной промывкой. Если глубина ВНР ниже, чем глубина спуска воронки, повторить операцию до полного извлечения нефти. 3. Оставить скважину на выравнивание уровней в затрубом пространстве и НКТ до 5 суток. 4. Замерить статический уровень в затрубном пространстве и в НКТ, если замеры одинаковы – зафиксировать значение, время и дату замера, занести показания в журнал исследования. Если существует разница в статических уровнях, повторить операции по замерам позже после выравнивания уровней, после чего замерить уровень ВНР в затрубном пространстве и в НКТ. 5. Через 10 – 15 суток замерить устьевое и затрубное давления, занести в журнал исследований значения, время и дату исследования. Провести замер статического уровня и уровня ВНР в затрубном пространстве и в НКТ, показания занести в журнал исследований с указанием значений, времени и даты (если нефть не -194- скопилась, провести повторные исследования через 30 суток, если по-прежнему нефть в затрубном пространстве и НКТ отсутствует, исследования в скважине прекратить). 6. В случае обнаружения скопления нефти в стволе скважины: рассчитать среднюю скорость накопления, как отношение соответствующего объёма нефти в затрубном пространстве и НКТ ко времени накопления4. 7. Повторить замер давлений и уровней через время, которое окажется недостаточным для заполнения любого из объёмов (объём затрубного пространства до глубины спуска воронки, внутренний объём НКТ) по скорости накопления. Замеренные значения давлений и значения уровней занести в журнал исследований, с указанием даты и времени замера. 8. Повторить замеры через время, достаточное, чтобы уровень ВНР оказался ниже, чем глубина спуска воронки5. Замерить давление, статический уровень и уровень ВНР. Результаты замеров занести в журнал исследований с указанием даты и времени замеров (схема проведения исследования отображена на рисунке 5.9). II. Порядок исследования работающей высокообводнённой механизированной скважины. 1. Остановить скважину. 2. Выравнить избыточное давление в затрубном пространстве. 3. Оставить скважину на 5 суток для восстановления давления. 4. Замерить давление в затрубном пространстве, статический уровень и уровень ВНР. Значения, время и дату замера занести в журнал исследования. 5. Повторить замеры через 10-15 суток. Значения, время и дату замера, занести в журнал исследования. 6. Произвести третий замер устьевого давления, статического уровня и уровня ВНР через 30 суток после второго замера. Значения, время и дату замера, занести в журнал исследования. Расчёт скорости накопления нефти и дату следующего исследования производит организация, заказавшая исследования. 5 Расчёт скорости накопления нефти и дату следующего исследования производит организация, заказавшая исследования. 4 -195- Пункт 4,5 Статический уровень затруб Г Пункт 7 Статическ. уровень НКТ ВНР затруб Пункт 8 Г Г ВНР НКТ В ВНР НКТ Обсадная колонна Воронка В ВНР затруб Продуктивный пласт Перфорация ВНР В Рисунок 5.9 - Схема проведения исследований для остановленной, длительно простаивающей добывающей скважины, оборудованной “воронкой”. III. Порядок исследования остановленной, длительно простаивающей нагнетательной скважины. Для скважины, оборудованной пакером. 1. Выравнить избыточное давление из НКТ. 2. Замерить статический уровень, уровень ВНР в НКТ. 3. Повторить замеры через 10-15 суток с замером устьевого давления. Значения, время и дату замера занести в журнал исследования. -196- 4. Произвести третий замер устьевого давления, статического уровня и уровня ВНР через 30 суток после второго замера. Значения, время и дату замера занести в журнал исследования. Для скважины, не оборудованной пакером. Исследования проводятся аналогично п.п. I (исследование остановленной, длительно простаивающей добывающей скважины, оборудованной “воронкой”). IV. Порядок исследования работающей нагнетательной скважины. Для скважины, оборудованной пакером. 1. Остановить скважину. 2. Выравнить избыточное устьевое давление. 3. Оставить скважину на 5 суток для падения давления. 4. Замерить устьевое давление, статический уровень и уровень ВНР. Значения, время и дату замера, занести в журнал исследования. 5. Повторить замеры через 30 суток. Значения, время и дату замера занести в журнал исследования. 6. Произвести третий замер устьевого давления, статического уровня и уровня ВНР через 30 суток после второго замера. Значения, время и дату замера занести в журнал исследования. Для скважины, не оборудованной пакером. 1. Остановить скважину. 2. Далее исследования проводятся аналогично п.п. I (исследование остановленной, длительно простаивающей добывающей скважины, оборудованной “воронкой”). Расчёт времени межу исследованиями по п. 5 и п. 7, п. 7 и п. 8 для остановленной, длительно простаивающей добывающей скважины, оборудованной “воронкой” (остановленной, длительно простаивающей) После извлечения скопившейся ранее нефти из скважины и восстановления в ней давления п.3.4. скважина находится в накоплении 10-15 суток (п.5) и в ней, вероятно, скопится столб нефти, по высоте которого проводится предварительная оценка промежутка времени между следующим исследованием: Оценим скорость накопления нефти -197- НКТ Vнак hНКТ d вн2 t5 4 , (5.6) где hНКТ - высота скопившейся нефти в НКТ, определённая как разница между уровнем ВНР после 10-15 суток накопления (п. 5) и тем значением ВНР которое могло быть зафиксировано после восстановления давления в скважине (п. 3.4). dвн – внутренний диаметр НКТ; t5 – время накопления по п.5 от 10 до 15 суток. Аналогично оценивается скорость накопления нефти в затрубном пространстве: hзатруб затруб Vнак 2 Dвн2 d внеш 4 4 t5 , (5.7) где hзатруб - высота скопившейся нефти в затрубном пространстве, определённая как разница между уровнем ВНР после 10-15 суток накопления (п.5) и тем значением ВНР, которое могло быть зафиксировано после восстановления давления в скважине (п.3.4). Dвн – внутренний диаметр обсадной колонны; dвнеш – внеший диаметр НКТ; t5 – время накопления по п.5 от 10 до 15 суток. Находят время накопления нефти в НКТ и затрубном пространстве для проведения исследований по п.7. Время накопления в НКТ должно быть меньше, чем внутренний объем НКТ, отнесённый к скорости накопления в НКТ, оценённой по формуле (5.6): t НКТ 7 VвнНКТ НКТ , Vнак (5.8) где VвнНКТ - внутренний объём НКТ; t7 – время накопления в НКТ по п.7 от 10 до 15 суток. Время накопления в затрубном пространстве должно быть меньше, чем внутренний объем обсадной колонны, за вычетом объёма НКТ по внешнему диаметру, -198- отнесённый к скорости накопления в затрубном пространстве, оценённой по формуле (5.7): t затруб 7 2 H НКТ D 2 d внеш затруб 4 Vнак , (5.9) H НКТ - длинна спущенной НКТ; t7 – время накопления в затрбном пространстве по п.7 от 10 до 15 суток. Для оценки времени накопления по п.7 выбирается меньшая величина времени. Время исследований по п.8 оценивается по тем же формулам (5.8) и (5.9) с той лишь разницей, что расчётное время должно быть не меньше, а больше с учётом времени исследования по п.7, т.е. оно должно отсчитываться от времени по п.4. В ряде случаев, в силу особенностей оборудования устья скважин её исследование можно проводить иным, косвенным способом в процессе эксплуатации. Подбирается оптимальный (безводный) режим путём установления минимально возможного расхода и при выходе скважины на стационарный режим эксплуатации осуществляется постоянный контроль за обводнённостью добываемой продукции. В случае, когда обводнённость во времени остаётся неизменной, увеличивается отбор нефти и контролируется обводнённость до момента роста последней. После этого осуществляется переход на предыдущий (меньший) режим, и эксплуатация скважины продолжается. При этом считается, что приток остаточной нефти на забой скважины согласован с отбором. Однако такой способ исследования следует считать исключительным, поскольку он пригоден только в случае большого объёма поступления нефти на забой скважины и может содержать в конечном итоге ошибку в определении скорости накопления. В случае превышения скорости отбора над скоростью притока произойдёт неминуемый рост обводнённости добываемой продукции. Если же скорость отбора будет меньше скорости притока, то это, в свою очередь, снизит потенциальные возможности скважины по извлечению остаточной нефти из пласта. -199- 5.4. Приблизительная оценка скорости накопления остаточной нефти в стволе остановленной предельно обводнённой скважины. Оговоримся, что теоретической базы для оценки скорости накопления нефти в остановленных высокообводнённых скважинах на сегодняшний день не существует. Основной трудностью в решении данной задачи на уровне создания математической модели процесса является то обстоятельство, что не удается схематизировать условия притока остаточной нефти в микрокупол. Если же принять, что остаточная нефть движется по поровому каналу, перемещаясь внутри структурированных слоёв, то тогда это движение можно описать законом Дарси для плоско-параллельной фильтрации: V k grad P , (5.10) где V - скорость фильтрации остаточной нефти, м/с; k – фазовая проницаемость пласта по нефти, м2; µ - вязкость остаточной нефти, Па * с; grad P - гравитационный градиент давления, обусловленный разницей в дельном весе между пластовой водой и остаточной нефтью, Па/м. Точное решение данной задачи сопряжено с рядом непреодолимых трудностей. Практически невозможно определить значение фазовой проницаемости и вязкости остаточной нефти. Поэтому можно получить лишь приблизительную оценку скорости накопления, приняв определенные допущения в решении задачи. Относительную фазовую проницаемость определим по лабораторным данным для данного нефтенасыщенного пласта. При этом если принять, что остаточная нефть перемещается преимущественно в вертикальном направлении, то абсолютная проницаемость будет в 3 ÷ 10 раз меньше, чем в горизонтальном направлении. Значение вязкости остаточной нефти принимаем по линиям консистентности, построенной в координатах ( V f ( ) ), где V – скорость сдвига, τ – напряжение сдвига. Первая точка на линии консистентности характеризует вязкость остаточной нефти с практически не разрушенной структурой. Точка, характеризующая значение предельно допустимого напряжения сдвига и находящаяся на прямой, выходящей из начала -200- координат, соответствует значению вязкости нефти с полностью разрушенной структурой. Воспользуемся результатами лабораторных исследований, изложенных в п.п. 2.4 настоящей работы. Соотношение вязкостей нефти с разрушенной и неразрушенной структурой составило в среднем 7,09, изменяясь в диапазоне от 6,56 до 8,37. Зависимости между статическим давлением и соотношением вязкостей не наблюдается. Оценку скорости движения остаточной и нативной нефти проведём для условий пашийского горизонта (D3ps1) Белебеевского нефтяного месторождения Башкортостана. Условия и результаты расчёта приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 – Значения входных параметров для оценки скорости движения остаточной и нативной нефти Параметр 1 Абсолютная проницаемость Относительная фазовая проницаемость по нефти Эффективная проницаемость по нефти Вязкость нефти Перепад давления между зоной отбора и зоной закачки Среднее расстояние между скважинами Плотность пластовой нефти Плотность пластовой воды Градиент давления Скорость перемещения Ед-ца изм-ния 2 Нативная нефть Остаточная нефть 3 4 5 6 м2 3.519*10-13 3.519*10-13 3.519*10-13 3.519*10-13 д.ед. 0.913 0.02 0.913 0.913 м2 3.213*10-13 7.096*10-15 1.071*10-13 3.213*10-14 Па*с 5.3*10-3 5.3*10-3 3.76*10-2 3.76*10-2 Па 5.2*106 5.2*106 - - м 533 533 - - кг/м3 841 841 841 841 кг/м3 1177 1177 1177 1177 Па/м м/год 9.756*103 18.65 9.756*103 0.41 3.996*103 0.30 3.996*103 0.09 На рисунке 5.10 представлены результаты экспериментальных исследований по определению фазовых проницаемостей для условий пашийского горизонта. -201- Рисунок 5.10 - Модифицированные кривые относительных фазовых проницаемостей, принятые для пашийского горизонта Белебеевского месторождения, залежи I,II. Для упрощения расчётов интересующих нас величин относительных фазовых проницаемостей аппроксимируем кривые, полученные лабораторным способом, по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций: krв Sв Fв Sвn , (5.11) krн Sв 1 Sв , m где Fв – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»); n – показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»); m – показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»); Sв – текущее значение водонасыщенности в скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения: W 100 где W – обводненность, %. 1 1 krн Sв н в krв Sв , (5.12) -202- По полученным графикам (рис. 5.11, 5.12) найдем значение относительной фазовой проницаемости по нефти для условий безводного периода эксплуатации и для условий обводнённости добываемой продукции 97,5 % (средняя обводнённость продукции скважин пашийского горизонта). Относительные фазовые проницаемости Kв, Кн 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Водонасыщенность, Sw 1 Рисунок 5.11 – Апрокисимированные кривые относительных фазовых проницаемостей пашийского горизонта Белебеевского нефтяного месторождения 100 90 Обводненность, W 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Водонасыщенность, Sw Рисунок 5.12 – Зависимость водонасыщенности от обводнённости для условий пашийского горизонта Белебеевского нефтяного месторождения -203- В таблице 5.1 представлена оценка скорости перемещения нативной и остаточной нефти для различных условий. В столбце 3 представлены результаты расчётов для нативной нефти при её движении в пласте с начальной нефтенасыщенностью. Скорость перемещения нефти в удалённой зоне пласта составила 18,65 м/год, что не противоречит ранее выполненным оценкам данной величины [36, 38]. Однако в процессе обводнения продуктивного пласта и увеличения его водонасыщенности (столбец 4) скорость перемещения нативной нефти заметно снижается и при обводнённости 97,5 % (Sw=0,58) составляет 0,41 м/год. В столбцах 5 и 6 приведена оценка скорости перемещения остаточной нефти для разной проницаемости. В столбце 5 соотношение горизонтальной и вертикальной проницаемости составляет 3, в столбце 6 – 10. При этих условиях скорость перемещения остаточной нефти варьирует в интервале 0,30 ÷ 0,09 м/год [75]. Таким образом, проведённые сопоставительные оценочные расчёты скорости перемещения нативной и остаточной нефти в удаленной зоне пласта в условиях заключительной стадии разработки показывают, что в этих условиях скорости сопоставимы между собой. -204- ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 5. 1. Анализ современной методики построения структурных карт кровли и подошвы продуктивного коллектора показал, что в определении абсолютной глубины закладывается абсолютная ошибка ± 3,3 м, связанная с погрешностями инклинометрии и растяжением геофизического кабеля. На эту ошибку дополнительно накладывается пороговая чувствительность геофизических методов исследования, которая оценивается в ± 0,4 м. Таким образом, «коридор», в котором может находиться искомая величина, составляет 7,4 м, что сопоставимо в ряде случаев с толщиной пласта и ставит под сомнение корректное выделение микрокупольных поднятий кровли продуктивного пласта. 2. Показано, что корректное представление о строении залежи существенно зависит от плотности сетки скважин, взаиморасположения скважин и экстремальных точек. Поэтому при структурных построениях используются вертикальные или условно вертикальные скважины с менее плотной сеткой, представление о характере залегания кровли пласта, отражённое на структурных картах, не является достаточным и не может однозначно выделить купольные поднятия продуктивного пласта заданной высоты. Следовательно, необходимо искать другие методы и способы для выделения интересующих нас куполов на кровле продуктивного пласта. 3. Для уточнения структурных карт предложены: условное разделение всех скважин на три группы: I - скважины перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта (микроантиклиналь), II - скважины перфорированы на "крыльях" купола (склон), III - скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Z по отношению к ближайшим скважинам, характеризующим купольное поднятие (микросинклиналь), проведение в каждой скважине промысловых исследований по измерению скорости накопления нефти за период простоя. Систематизация полученной информации путём отнесения скважин, в которых не происходит накопления нефти за любой период времени к третьей группе (III), скважин, в которых будет наблюдаться накопление нефти и скорость накопления во времени будет увеличиваться - к первой группе (I), скважин, в которых наблюдается накопление нефти, но скорость накопления остаётся постоянной вне зависимости от времени -205- накопления - ко второй группе (II). Систематизация полученной информации поможет для уточнения структурных карт. 4. Анализ существующих методов инструментального контроля положения статического уровня и ВНР в остановленной скважине показал, что ни один из них не может считаться удовлетворительно точным для расчётов по оценке динамики накопления нефти в стволе простаивающей скважины. 5. Предложен простой и надёжный способ контроля скорости накопления нефти в стволе остановленной высокообводнённой скважины путём применения специальной компоновки из НКТ, спущенной в скважину ниже подошвы продуктивного пласта и перфорированной ниже интервала перфорации, и заключающийся в фиксировании изменения статического уровня в НКТ и в затрубном пространстве. Разработана подробная инструкция по проведению исследований. 6. Предложен коственный метод оценки скорости накопления большого объёма поступающей нефти на забой скважины, заключающийся в следующем. В процессе эксплуатации скважины подбирается оптимальный (безводный) режим путём установления минимально возможного расхода и при выходе её на стационарный режим эксплуатации осуществляется постоянный контроль за обводнённостью добываемой продукции. В случае, когда обводнённость во времени не увеличивается, осуществляется переход на больший отбор нефти и контроль обводнённости до выявления её роста. После этого скважину перевести на предыдущий (меньший) режим и эксплуатации. 7. Оценочные расчёты показали, что на заключительной стадии разработки месторождения скорости перемещения нативной и остаточной нефти в удаленной зоне пласта составляют соотвественно 0,41 и 0,09 ÷ 0,30 м/год в зависимости от соотношения горизонтальной и вертикальной проницаемости продуктивного пласта. -206- 6. ПРАКТИЧЕСКИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ УЧЁТА ВЛИЯНИЯ ГРАВИТАЦИОННОГО ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. 6.1. Взаиморасположение добывающих и нагнетательных скважин с учётом характера залегания продуктивного пласта. Анализ промысловых данных показывает, что существует разница в характере обводнения добывающей скважины в зависимости от ее местоположения относительно нагнетательной - выше или ниже по наклону пласта. С теоретической точки зрения, добывающие скважины, находящиеся ниже нагнетательной скважины по наклону пласта, обводняются быстрее, чем находящиеся выше нагнетательной (рис. 6.1), что является следствием проявления гравитационного градиента давления. Следовательно, учёт структуры залегания продуктивного коллектора необходим при взаиморасстановке добывающих и нагнетательных скважин. Проведем анализ характера обводнения пар добывающих скважин, которые находятся вблизи нагнетательной скважины, и при этом имеют различные значения абсолютной глубины кровли коллектора продуктивного пласта. В качестве примера используем эксплуатационные характеристики скважин Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения (пласт АВ21). Для анализа преимущественно выбраны добывающие скважины, находящиеся напротив друг друга относительно нагнетательной. Одна из добывающих скважин находится выше по абсолютному значению кровли коллектора пласта АВ21, а вторая ниже нагнетательной скважины, расположенной между ними. Пропластки, относящиеся к пласту АВ21 имеют большие значения проницаемости, чем пропластки пласта АВ13 и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АВ21 значительно больше нефтенасыщенной толщины пласта АВ13. Следовательно, на обводненность продукции пласта АВ13 + АВ21 большее влияние оказывает поступление пластовой воды из пласта АВ21. Характеристика выбранных пар скважин приводится на рисунках 6.3 – 6.5. На первом рисунке 6.3 представлено местоположение выбранных скважин на карте кровли коллектора продуктивного пласта АВ21 (изолинии нанесены с шагом 2 м) и текущее состояние отборов на 01.09.2011 г. -207- Рисунок 6.1 – Схемы обводнения добывающей скважины в зависимости от ее взаимного расположения с нагнетательной скважиной Рисунок 6.2 – Цветовая палитра для карт кровли коллектора пласта АВ21 -208- Рисунок 6.3 – Карта кровли коллектора пласта АВ21. Окружение скважины № 509 На втором рисунке 6.4 приводится схематический геологический разрез по линии выбранных скважин. Рисунок 6.4 – Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 1440, 508, 509, 510 На рисунке 6.5 приводятся графики, которые отображают текущую обводненность в зависимости от доли добытых геологических запасов, приходящихся на добывающую скважину. Каждая точка на графике соответствует текущей обводненности и доли добытой нефти от геологических запасов скважины на конец определенного года. Вертикальные линии (красная и синяя) на графике соответствуют дате включения нагнетательной скважины относительно времени эксплуатации добывающей. -209- Для синей кривой рисуется синяя вертикальная линия, для красной – красная. Сравнивается часть синей кривой, находящаяся правее синей вертикальной линии и часть красной кривой, находящаяся правее красной вертикальной линии. Данные участки кривых соответствуют работе скважин после вступления в работу добывающей и нагнетательной скважин. Рисунок 6.5 - Характер обводнения скважин №№ 508 и 510 Геологические запасы, приходящиеся на добывающую скважину (Q), рассчитывались следующим образом: - для скважины находится область Вороного - множество точек плоскости, более близких к данной скважине, чем к любой другой (рис. 6.6) [219]; - рассчитывается площадь области Вороного (S); - по карте эффективной нефтенасыщенной толщины рассчитывается её среднее значение внутри области Вороного (h); - по карте пористости рассчитывается её среднее значение внутри области Вороного (Кпор); - по карте нефтенасыщенности рассчитывается её среднее значение внутри области Вороного (Кн); - пересчетный коэффициент берется принятый для пласта, равный 0,93 (Кпер) - плотность нефти (ρ) - 0,876 т/м3. Q = S × h× Кпор × Кн × Кпер × ρ (6.1) -210- Рисунок 6.6 – Области Вороного В ряде случаев коэффициент использования запасов значительно превосходит значение утвержденного КИН. Это объясняется тем, что на момент ввода скважины в работу область Вороного для данной скважины (S) могла быть значительно больше, чем та же самая область Вороного, рассчитанная на текущий момент. Таким образом, скважина отбирала запасы, которые на сегодняшний день относятся к другим позже пробуренным скважинам. В результате были выделены семь нагнетательных скважин и семь соответствующих им пар добывающих скважин, для которых прослеживается зависимость характера их обводнения от значений абсолютной отметки кровли коллектора пласта АВ21. Номера скважин приведены в таблице 6.1. Таблица 6.1 – Номера скважин, показавших зависимость характера обводнения от значений абсолютной отметки кровли коллектора пласта АВ21 № нагнетательной скважины / Абсолютная отметка кровли кол-ра пласта АВ21, м 509 - 1670,1 746 - 1674,5 764 - 1658,0 № добывающей скважины / Абсолютная отметка кровли кол-ра пласта АВ21, м 508 - 1667,5 787 - 1671,4 765 - 1658,2 № добывающей скважины / Абсолютная отметка кровли кол-ра пласта АВ21, м 510 - 1676,0 704 - 1676,9 763 - 1663,6 -211- 891 - 1674,5 1062 - 1666,1 1159 - 1666,7 2421 - 1680,2 856 - 1669,5 548 - 1657,1 1958 - 1661,4 1509 - 1671,4 Продолжение таблицы 6.1 892 - 1678,0 587 - 1669,8 847 - 1670,5 1506 - 1688,5 На рисунках 6.7 – 6.24 изображено местоположение добывающих скважин относительно нагнетательной на структуре и характер выработки скважин (табл. 6.2). Рисунок 6.7 – Карта кровли коллектора пласта АВ21. Окружение скважины № 746 Рисунок 6.8 – Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 704, 746, 787, 1530 -212- Рисунок 6.9 - Характер обводнения скважин №№ 704 и 787 Рисунок 6.10 – Карта кровли коллектора пласта АВ21. Окружение скважины № 764 Рисунок 6.11 – Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 763, 3347, 764, 3348, 765 -213- Рисунок 6.12 - Характер обводнения скважин №№ 765 и 763 Рисунок 6.13 – Карта кровли коллектора пласта АВ21. Окружение скважины № 891 Рисунок 6.14 – Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 892, 891, 856, 3409 -214- Рисунок 6.15 - Характер обводнения скважин №№ 856 и 892 Рисунок 6.16 – Карта кровли коллектора пласта АВ21. Окружение скважины № 1062 Рисунок 6.17 – Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 587, 1062, 548, 1419 -215- Рисунок 6.18 - Характер обводнения скважин №№ 548 и 587 Рисунок 6.19 – Карта кровли коллектора пласта АВ21. Окружение скважины № 1159 Рисунок 6.20 – Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 3416, 847, 1159, 1958, 808 -216- Рисунок 6.21 - Характер обводнения скважин №№ 1958 и 847 Рисунок 6.22 – Карта кровли коллектора пласта АВ21. Окружение скважины № 2421 Рисунок 6.23– Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 1509, 2421, 1506 -217- Рисунок 6.24 - Характер обводнения скважин №№ 1590 и 1506 В таблице 6.2 показано, что вышележащие скважины достигают большего коэффициента использования геологических запасов, чем нижележащие. Таблица 6.2 – Характеристики добычи и местоположения выбранных скважин № скважины Положение относительно нагнетательной скважины Достигнутая обводненность, % Коэффициент использования геологических запасов, % 508 510 787 704 765 763 856 892 548 587 1958 847 1509 1506 выше на 2.6 м ниже на -5.9 м выше на 3.1 м ниже на -2.4 м на одном уровне ниже на -5.6 м выше на 5.1 м ниже на -3.5 м выше на 9 м ниже на -3.7 м выше на 5.2 м ниже на -3.8 м выше на 8.8 м ниже на -8.3 м 90.8 60.6 96.5 98.5 96.5 95.4 92.3 99.2 92.9 91.1 72.8 86.7 95.6 88.6 5.4 0.7 72.5 2.0 57.1 26.2 19.9 0.6 43.1 0.7 55.0 27.5 7.6 3.3 На рис. 6.25 представлен участок пласта БС10 Средне-Балыкского нефтяного месторождения Западной Сибири, на котором отображена карта накопленных отборов (01.01.2007 г.), нанесённая на карту кровли продуктивного пласта. -218- Рисунок 6.25 – Карта накопленных отборов Проанализируем характер выработки скважин, находящихся по кровле ниже и выше нагнетательных скважин. На геологическом профиле, проходящем по линии скважин (№№ 3008 – 2018 – 3009 – 2023 – 2263 – 2028), рассмотрим пару скважин 2018, 2023 (рис. 6.26, 6.27). Рисунок 6.26 – Геологический профиль -219- Характеристика выработки запасов нефти 100 90 Обводнённость, % 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Коэффициент использования запасов, % 2018 2023 Рисунок 6.27 – Характер обводнения скважин №№ 2018, 2023 Скважина № 2018 находится ниже нагнетательной скважины № 3009 относительно кровли коллектора, поэтому нагнетаемая вода значительно быстрее достигает забоя скважины и процесс обводнения носит лавинообразный характер, что отражено на рис. 6.27. При этом в скважине № 2023, находящейся выше на 21 м по абсолютной отметке, процесс обводнения начинается значительно позже и имеет постепенный характер. Второй фактор – накопленная нефть. Для скважины № 2018 – 62,266 тыс.т., для скв. № 2023 – 248,641, т.е. в 4 раза больше. Для скважин №№ 2027 и 2071, примыкающих к нагнетательной скважине № 3014 (рис. 6.28), процесс обводнения менее показателен, но коэффициент использования запасов у «верхней» скважины достигает большего значения при более пологом характере обводнённости (рис. 6.29). Таким образом, при организации системы разработки и расстановке скважин необходимо учитывать структуру кровли коллектора, добиваясь взаиморасположения скважин таким образом, что бы исключить варианты когда: - ряды нагнетательных скважин пересекают пласт как наклонную плоскость и создают искусственные барьеры для миграции нефти, тем самым образуют в пласте «застойные» зоны; - добывающие скважины не должны находиться ниже нагнетательных по структуре. -220- Рисунок 6.28 – Геологический профиль Характеристика выработки запасов нефти 100 Обводнённость, % 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 20 40 60 80 Коэффициент использования запасов, % 2027 100 2071 2028 Рисунок 6.29 – Характер обводнения скважин №№ 2027, 2071 Таким образом, проведённый анализ показал, что характер работы скважин при их расстановке внутри запроектированной сетки должен быть взаимоувязан со структурной поверхностью продуктивного коллектора. -221- 6.2. Критерии применимости форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки. В случае, когда на куполе нет скважины, для эффективной доразработки купольных поднятий не обязательно бурить новую скважину. В этом случае предлагается использовать существующий фонд скважин и выработку нефти из купола проводить через окружающие скважины, устанавливая на них форсированный режим отбора жидкости. Критерии оптимальности форсированного режима рассмотрены ниже [17, 51, 52, 60, 61, 85, 86, 87, 132, 151, 187, 197, 198]. На современном этапе развития нефтепромыслового дела считается, что форсированный режим эксплуатации скважины позволяет подключить к разработке низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, а также изменить линии тока в пласте, что позволяет увеличить отбор нефти и снизить её себестоимость. Надеяться на то, что форсированный режим эксплуатации позволит создать градиенты давления в пластовых условиях, способные сорвать плёночную нефть с поверхности поровых каналов, оснований нет, поскольку силы, воздействующие на плёночную нефть при установлении форсированного режима эксплуатации, на порядок меньше тех, которые действуют между плёночной нефтью и поверхностью породы. Следует учитывать, что форсированный режим эксплуатации скважин, применяемый на заключительных стадиях разработки, позволяет отбирать только водонефтяную смесь и он достаточно распространён на промыслах [37, 91, 92, 123, 195]. Следовательно, на остаточную нефть в пласте наиболее мощное воздействие оказывают два градиента давления: гидродинамический и гравитационный. Направление действия первого градиента совпадает по направлению с линиями тока жидкости в поровом канале, а значит, не является величиной постоянной, в отличие от направления действия гравитационного градиента давления, который действует строго в вертикальном направлении. По абсолютной величине гравитационный градиент давления может значительно превышать гидродинамический, величина последнего меняется незначительно при увеличении отбора жидкости по сравнению с разницей между градиентами. Для образования и срыва капли нефти с поверхности порового канала необходима затрата дополнительной энергии, которой гидродинамический градиент давления не обладает. Но с другой стороны, возможно, что установление -222- форсированного режима эксплуатации в некоторых скважинах, находящихся в около купольной зоне, позволит создать условия для гидродинамической подвижки нефти в купольных образованиях и её движения к забоям этих эксплуатационных скважин (за счёт движения остаточной нефти, которая перешла в свободное состояние и аккумулировалась в купольных поднятиях). 6.3. Теоретические и лабораторные исследования влияния форсированного отбора жидкости на эффективность выработки купольных поднятий кровли продуктивного пласта Форсированный устанавливается режим индивидуально. эксплуатации Принцип в каждой установления выбранной оптимального скважине режима эксплуатации заключается в обосновании дебита жидкости, который позволит создать достаточный градиент давления для выноса нефтяного скопления из купола, расположенного на заданном расстоянии от скважины. Рассмотрим следующий пример. На рис. 6.30 изображены две параллельные трубки длиной L, соединённые между собой набором параллельных друг другу трубок диаметром d и высотой Н. Верхняя горизонтальная и соединительные трубки заполнены нефтью, а по нижней горизонтальной трубке протекает вода, расход и градиент давления в которой регулируются. Верхняя трубка, заполненная нефтью с удельным весом н, с одной стороны запаяна, а с другой соединена с нижней горизонтальной трубкой, которая заполнена водой с удельным весом в. Давление воды на входе в трубку Р1, а на выходе из трубки Р2. Расход воды на рис. 6.30 обозначен символом Q. Давление, при котором находится нефть в горизонтальной трубке, обозначено символом Рн, потери давления при движении жидкости Р*, разница удельного веса между нефтью и вытесняющим агентом (вода) . Символами I, II, III и IV обозначена линия контакта между нефтью и водой при разных расходах и соответствующем градиенте давления воды. -223- Рисунок 6.30 – Теоретическая схема эксперимента по моделированию ФОЖ Для рассмотрения процессов, протекающих в системе при изменении расхода и соответствующем градиенте давления, воспользуемся методом, при котором полностью устанавливается равновесие, а периоды, в течение которых происходит установление равновесных состояний, пропускаются. Этот метод назван методом смены стационарных состояний. Давление в жидкости передаётся в любую точку объёма, кроме того, будем иметь ввиду аддитивность давления в системе. Под аддитивностью давлений понимается независимое действие каждого из градиентов на одну и ту же точку в рассматриваемом объёме пласта. Аддитивность действующих градиентов давления обусловлена тем, что причины, вызывающие каждый из градиентов, разные и не зависят одна от другой, поэтому каждый градиент давления оказывает своё воздействие. Рассмотрим статическое положение системы. Тогда давление на входе Р1 и выходе Р2 равны между собой, тогда абсолютное значение давления будет определено: P1 P2 H H PH , (6.2) а граница раздела между нефтью и водой будет проходить по образующей соединительных трубок. Следовательно, в любой секущей плоскости в горизонтальном направлении, проходящей через систему, давление в каждой точке будет одинаковым, градиент давления равен нулю. В любой вертикальной секущей плоскости давление в системе будет меняться одинаково, пропорционально величине Н, а значение градиента давления будет величиной постоянной. -224- Предположим, что в установке, приведённой на рис. 6.30, устанавливаются различные расходы воды Q1, Q2, Q3 и т.д. (Q1 Q2 Q3 ... Qn). Для прокачки по нижней трубе воды с расходом Q1 необходимо повысить величину давления на Р1, что, в свою очередь, приведёт к появлению градиента давления в нижней трубе согласно: V k gradP, (6.3) где V - скорость фильтрации, k - проницаемость среды. Следовательно, у каждого торца вертикальной трубки произойдёт повышение давления соответственно на Р1, Р2, Р3, ... , Р8, в связи с этим возникнет неравновесное состояние в системе по вертикали в каждой соединительной трубке. Это неравновесное состояние в системе может быть ликвидировано за счёт замены части высоты вертикальной трубки столбиком жидкости большей плотности, иными словами, приращение давления в первой вертикальной трубке на величину Р1 должно быть скомпенсировано величиной: P1 P1 P, (6.4) P1 hB H hH H PH , (6.5) P1 hB H hB hH H PH , P1 hB H H PH , P hB . (6.6) (6.7) (6.8) Поскольку существование gradP в нижней трубе приведёт к увеличению давления у торца каждой последующей трубки, равновесное состояние можно получить по точно такой же схеме, как для случая первой трубки. Таким образом, расположение границы “нефть-вода” в соединительных трубках в режиме устойчивой работы представлено на рис. 6.30 линией I. При увеличении расхода Q2, Q3 и т.д., соответственно, получим границы раздела II, III, IV и совершенно очевидно, что при каком-то расходе Qn вся нефть будет вытеснена из верхней трубы за счёт заполнения её водой. Отсюда следует, что существует аналогия между приведённой схемой установки (рис. 6.30) и ловушкой нефти, представленной антиклинальной складкой (рис. 6.31). -225- На рис. 6.31 приняты следующие обозначения: L - длина пласта, на которой действует градиент давления, Рн - избыточное давление, при котором находится нефть в куполе, Р1 - давление, создаваемое водой, Р2 - давление, которое оказывает весь "столб" нефти, Р - потери давления при движении жидкости по пласту, причём гидростатическое и динамическое давление в системе аддитивны, H - высота купола, равная разнице между условной границей "нефть -вода" при существующем градиенте давления в системе и наивысшей точкой купола; Qн- количество нефти, которое может быть вытеснено при увеличении градиента давления. Рисунок 6.31 – Схема вытеснения нефти Общим принципом в этих двух случаях (рис. 6.31 и 6.32) являются связи между расходом жидкости и градиентом давления, удельными весами нефти и воды, разницей отметок или высотой купольной структуры, отсчитываемой от границы раздела "воданефть" в начальном состоянии. Средний градиент давления в ловушке равен: gradP P1 P2 / L, (6.9) где P1 - давление на входе в антиклиналь, P2 - давление на выходе из антиклинали, L - расстояние между входом в антиклиналь выходом из неё. Следовательно, для полного вытеснения нефти из купола необходимо превысить существующий (начальный) градиент давления на величину не меньшую, чем произведение разницы удельного веса между нефтью и вытесняющим агентом (вода), на высоту купольного поднятия, делённую на длину купольного поднятия: -226- dP H / L dL (6.10) Условие (6.10) является необходимым и достаточным условием для выноса нефтяных скоплений, находящихся в купольных поднятиях. Довыработка купольного поднятия осуществляется через эксплуатационные скважины, на которых установлен дебит по жидкости, достаточный для создания в пласте градиента давления, превышающего по величине произведение разности плотностей нефти и воды на высоту купольного поднятия. Действие градиента давления должно быть на расстоянии не меньшем, чем половина среднего расстояния до других скважин с постоянным количеством накопленной нефти внутри выделенной фигуры. Кроме рассмотренного выше примера, аналогичные процессы вытеснения будут иметь место и в микро куполах, которыми в изобилии представлена система поровых каналов нефтенасыщенной породы. В результате подключения этих микро куполов к процессу выработки форсированный отбор жидкости станет ещё более оправданным мероприятием как с технологической, так и с экономической точек зрения [27]. С целью проверки теоретических выводов была смонтирована специальная установка, которая позволяет моделировать купольное поднятие различной высоты и протяжённости (рис. 6.32) и измерять изменение давления при различных расходах жидкости через установку. В точки 1, 2, 3, 4 и 5 подсоединены пьезометры, позволяющие осуществлять контроль за изменением давления в данных сечениях установки в зависимости от меняющегося расхода жидкости. Плотность прокачиваемой воды ρв=1000 кг/м3, плотность керосина ρк=783,75 кг/м3. Расстояние между точками замера: 1-2 – 0,069 м, 2-3 – 0,1165 м, 3-4 – 0,1600 м, 4-5 – 0,2340м. Опыт состоит из двух этапов. Первый этап: получение фоновой характеристики установки для данного купола. Определялась зависимость изменения давления Р от расхода жидкости Q, когда установка полностью заполнена водой. Второй этап: купольное поднятие заполнялось углеводородной жидкостью (керосин) и определялась та же зависимость. -227- Замеры давления проводились при установившихся расходах жидкости по формуле гидростатического давления ( P g h ). Замеры расхода проводили объёмным методом. Режим считался установившимся, когда три последовательно измеренных расхода совпадали между собой. Контроль за изменением границы раздела жидкостей вёлся визуально. Опыт прекращался после полного выноса керосина из установки. Рисунок 6.32 – Схема установки 1 - вход в установку; 2 - точка замера (выход на второй пьезометр); 3 - точка замера (выход на третий пьезометр); 4 - точка замера (выход на четвёртый пьезометр); 5 - выход из установки; 6 - съёмный профиль купола; 7 - напорная ёмкость; 8 - болты крепления; I, II, III, IV - условная граница раздела жидкостей при увеличении расхода жидкости через установку. Обработка результатов эксперимента сводилась к определению разницы между градиентами давления, которые соответствовали точке полного выноса керосина из установки и соответствующей точке на фоновой кривой. Результаты экспериментов приведены табл. 6.3 – 6.5. и на рис. 6.33. -228- По данным теоретических выводов вынос керосина должен произойти при градиенте давления 2122,4 Па/м, по результатам опыта критический градиент давления составил 2400-2600 Па/м. Результаты расчётов и сопоставление критических градиентов показывает, что между теоретическими и лабораторными данными имеется сходимость в пределах точности экспериментальной установки. Обобщим всё выше сказанное. На заключительной стадии разработки нефтяного месторождения остаточная нефть в заводнённой части, под действием градиента давления, обусловленного разницей удельного веса нефти и воды в гравитационном поле, начинает мигрировать к кровле и там образует вторичные скопления. На основании этого процесса даются рекомендации по использованию фонда скважин и его ранжировка. Для этого проводят промысловые исследования для определения скорости накопления нефти в остановленных скважинах. Скважины, в которых не происходит накопления нефти за любой период времени, относятся ко второй группе скважин и участия в доразработке залежи не принимают (исключая целесообразность форсированного отбора жидкости). Скважины, в которых будет наблюдаться накопление нефти, причём, скорость накопления нефти в скважине увеличивается с увеличением времени простоя, относятся к первой группе скважин и являются основными эксплуатационными скважинами в дальнейшей доразработке месторождения в рассматриваемый период времени. Те скважины, в которых наблюдается постоянство скорости накопления нефти вне зависимости от времени накопления, относятся к третьей группе скважин и при доразработке залежи будут выполнять вспомогательную роль. Исследования могут проводиться и на специально выделенных участках пласта. Другой задачей исследований является установление и подбор насосного оборудования, режима его работы. В случае, если скважины третьей группы расположены по замкнутому периметру вокруг какой-то произвольной площади среди других скважин, то это значит, что эти скважины находятся на крыле одного из куполов или внутри этой произвольной площади имеется не выявленное купольное поднятие. Однозначно ответить на этот вопрос можно, пробурив контрольную скважину внутри выделенной области или -229- Таблица 6.3 - Тестировочная кривая (высота купола H=7.1 см, толщина пласта h=1.1 см) п/п Q,л/с Р1, Па Р2, Па Р3, Па Р4, Па Р5, Па grad 1-2 grad 1-3 grad 1-4 grad 1-5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0.000000 0.002381 0.004110 0.005128 0.006316 0.007143 0.008000 0.008759 0.009836 0.010714 0.00 559.23 1157.70 1618.81 2182.94 2693.11 3110.08 3669.31 4493.43 4944.73 0.00 259.99 515.08 735.82 976.19 1187.13 1368.63 1589.38 1864.09 2025.97 0.00 255.09 524.89 740.73 986.00 1192.03 1378.44 1599.19 1868.99 2035.78 0.00 245.27 505.27 711.30 936.95 1142.98 1329.39 1555.04 1819.94 1986.72 0.00 175.00 349.99 454.99 568.74 656.23 752.48 866.23 962.48 1032.47 0.00 4336.74 9313.32 12796.93 17489.14 21825.88 25238.39 30143.88 38106.42 42300.97 0.00 2610.65 5431.83 7537.19 10274.16 12884.81 14863.85 17769.24 22527.36 24969.58 0.00 1962.20 4077.69 5671.97 7787.47 9688.34 11129.33 13214.17 16709.33 18487.57 0.00 1642.01 3451.73 4973.60 6898.32 8704.62 10075.21 11978.97 15089.54 16719.06 Таблица 6.4 - Эксперимент с керосином (высота купола H=7.1 см, толщина пласта h=1.1 см) п/п Q,л/с Р1, Па Р2, Па Р3, Па Р4, Па Р5, Па 1 2 3 4 5 6 7 8 0.000000 0.000708 0.002158 0.003448 0.005128 0.006630 0.008451 0.010000 0.00 264.90 539.60 990.91 1707.11 2491.99 3934.20 4934.92 0.00 132.45 323.76 416.97 721.11 1044.87 1672.77 2153.51 0.00 201.13 294.33 495.45 804.50 1128.26 1765.98 2251.62 0.00 196.22 279.61 475.83 770.16 1093.92 1731.64 2202.57 0.00 117.59 115.33 222.45 376.76 493.55 851.23 1226.41 grad 1-2 grad 1-3 grad 1-4 grad 1-5 0.00 0.00 0.00 0.00 1919.54 547.39 429.23 629.51 3128.14 2105.36 1624.94 1813.14 8318.01 4252.83 3219.23 3284.02 14289.91 7747.73 5855.93 5685.25 20972.75 11705.81 8737.90 8540.33 32774.36 18611.39 13766.03 13175.09 40310.33 23032.65 17077.24 15848.34 Таблица 6.5 - Эксперимент с керосином (высота купола H=7.1 см, толщина пласта h=1.1 см) п/п Q,л/с Р1, Па Р2, Па Р3, Па Р4, Па Р5, Па grad 1-2 1 2 3 4 5 6 7 8 0.000000 0.000622 0.002715 0.004444 0.005634 0.007101 0.008000 0.009756 0.00 348.29 623.00 1358.82 1927.86 2835.37 3546.67 4498.33 0.00 259.99 318.86 662.24 912.42 1314.67 1589.38 2011.25 0.00 264.90 313.95 652.43 897.70 1290.14 1579.57 1991.63 0.00 264.90 299.23 627.90 873.18 1260.71 1540.32 1942.57 0.00 167.97 34.06 221.65 326.65 506.55 615.39 772.88 0.00 0.00 0.00 0.00 1279.69 715.82 521.21 770.61 4407.83 2652.75 2023.51 2516.84 10095.36 6063.44 4568.24 4859.71 14716.47 8842.52 6591.75 6842.79 22039.16 13263.77 9841.64 9952.25 28366.53 16884.99 12539.66 12526.84 36044.69 21516.79 15973.50 15920.73 grad 1-3 grad 1-4 grad 1-5 Установка с поднятием купола Н=7,1 см, положение горизонтальное. 18000.00 16000.00 14000.00 -230- gradP, Па/м 12000.00 10000.00 8000.00 6000.00 4000.00 2000.00 0.00 0 0.002 0.004 0.006 0.008 Q, л/с Рисунок 6.33 – Результаты экспериментов 0.01 0.012 -231- установив форсированный режим эксплуатации в скважине, которая в процессе промысловых исследований имела наибольшую скорость накопления нефти. После этого необходимо установить в выбранной скважине форсированный отбор, который позволит создать градиент давления, превышающий по своему значению существующий на величину, равную произведению разности в удельном весе между вытесняющим агентом и нефтью на высоту купольного поднятия, делённому на его длину. -232- ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 6 1. На основе промысловых наблюдений доказано, что характер обводнения скважин и коэффициент использования запасов напрямую взаимоувязаны со структурой кровли продуктивного коллектора: если добывающая скважина расположена выше нагнетательной по абсолютным отметкам, то характер обводнения носит монотонно растущий характер и коэффициент использования запасов существенно выше, чем у скважины, которая расположена ниже нагнетательной скважины по структуре, а темп обводнения такой скважины значительно больше. 2. По результатам анализа фактических промысловых данных, лабораторных и теоретических исследований научно обоснованы и предложены для практического применения следующие рекомендации. 2.1. Для наклонно залегающего пласта при рядном расположении скважин нагнетательные ряды должны располагаться по наклону падения пласта, а не поперёк, что позволит избежать искусственно создаваемых застойных зон нефти вблизи разрезающих поперечных нагнетательных рядов скважин. 2.2. Для обобщённо круговых или овальных залежей нагнетательные ряды необходимо располагать по направлению лучей, выходящих из центра к нижним частям купола, а не по конгруэнтным окружностям купола. 2.3. Процесс заводнения нефтяной достаточно однородной залежи желательно организовывать таким образом, чтобы вытесняющий агент поступал в подошвенную часть залежи, что обеспечит создание условий сохранения горизонтального положения ВНК в процессе его вертикального подъёма и позволит поддерживать высокие уровни добычи нефти и достижение высоких значений КИН. 2.4. Нагнетательные скважины не должны располагаться в зонах с наиболее высокими отметками структуры для предотвращения ухода вытесняющего агента преимущественно вдоль ВНК параллельно подошве и образования застойных зон в кровельной части (это подтверждается фактами перелива нефтис устья остановленных нагнетательных скважин или их фонтанированием). 2.5. Для выработки нефти из купола, образованного на кровле продуктивного коллектора, предпочтительно применение форсированнго отбора жидкости. Для этого на выбранной паре скважин, расположенной по разные стороны купола, необходимо установить форсированный режим эксплуатации в одной и максимально увеличить -233- приёмистость в другой скважине, с целью создания в межскважинном пространстве градиента давления, превышающего существующий на величину, равную произведению разницы в удельном весе нефти и вытесняющего агента (воды) на высоту купольного поднятия, делённую на его длину ( H / L ). В этом случае, будет обеспечено не только подключение к процессу разработки низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков в разрезе и вовлечение нефти из млодренируемых зон внутри продуктивного пласта по площади за счёт изменения линий тока, но и создаст необходимые условия для гидродинамической подвижки нефти в купольных поднятиях и движение этой нефти к забою эксплуатационной скважины, тем самым за счёт неразрывности потока будут созданы условия для вовлечения в процесс фильтрации плёночной нефти. -234- 7. КОНЦЕПЦИЯ ДОРАЗРАБОТКИ ИСТОЩЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ КИН Учитывая тот факт, что на заключительной стадии разработки эксплуатационный объект находится в принципиально ином энергетическом состоянии относительно первоначального своего состояния, необходим подобр соответствующей системы воздействия. Процесс регенерации нефтяной залежи, который начинается сразу после прохождения фронта вытеснения в заводнённой части коллектора, обусловлен превалирующим влиянием гравитационного градиента на остаточную нефть. Следовательно, учитывая, что привнесённая извне вода в поровое пространство и её контакт с остаточной нефтью по сути своей не что иное, как избыточная потенциальная энергия, необходимо создание условий для её реализации. Для этого необходимы перевод истощённой нефтяной залежи на иной - щадящий режим эксплуатации и использование системы ППД только с целью компенсирования добываемой нефти. При этом местоположение нагнетательных скважин должно быть увязано со структурой кровли продуктивного коллектора таким образом, чтобы восполнение объёмов отбираемой нефти осуществлялось в подошвенную часть коллектора для создания условий по постепенному вертикальному поднятию ВНК. Дополнительное бурение нагнетательных скважин и установление режима эксплуатации каждой скважины фонда ППД должны быть заданы в строгом соответствии с результатами исследований по предложенным в настоящей работе методикам [64, 65, 66, 67, 68, 69, 74, 78, 122, 150]. Общие принципы доразработки нефтяной залежи Доразработка истощённой нефтяной залежи предусматривает осуществление ряда крупных мероприятий или этапов по переводу системы разработки на иной режим эксплуатации. Первый этап – максимально возможное улучшение состояние призабойной зоны скважин [62, 81, 105, 108, 125, 154, 155]. Для ЧНЗ по эксплуатационному фонду скважин необходимо определение степени и характера загрязнения с целью подтвержденияфакта приближения коэффициентов вскрытия и работающей толщины пласта к единице. Для ВНЗ, в отличие от скважин, приуроченных к ЧНЗ, необходима доперфорация части водонасыщенной толщины и снятие эффекта конусообразования воды. -235- Второй этап - необходимо снижение энергетической нагрузки на пласт. Для этого необходимо сокращение объёма добываемой высокообводнённой продукции путём снижения дебита жидкости по фонду высокообводнённых скважин, а не их остановки. Одновременно необходимо снижение приёмистости нагнетательных скважин таким образом, чтобы обеспечить сохранение текущей компенсации на уровне 100 %. Нежелательность остановок высокообводнённых скважин может быть объяснена следующими причинами. В промысловой практике известны многочисленные случаи, когда снижение дебита в высокообводнённых скважинах приводило к существенному снижению обводнённости добываемой продукции. Это может происходить за счёт снижения поступления подошвенных вод, либо за счёт изменения режима работы скважины произошли перераспределения фильтрационных потоков и подключение к фильтрации участков пласта, ранее не охваченных фильтрацией. В любом случае перевод скважин на другой режим эксплуатации должен сопровождаться постоянным контролем ее эксплуатационных характеристик. Для удобства планирования оптимизации системы разработки можно воспользоваться следующим подходом. Для всех действующих эксплуатационных скважин строится график в координатах, предложенных Вогелем [218]: q q q max ; Р Рс Рпл , (7.1) где q, Рс – соответственно дебит скважины и забойное давление, qmax, Рпл – соответственно дебит скважины при снижении забойного давления до нуля и пластовое давление. Приведение параметров Р – q по фонду скважин к безразмерному виду позволяет представить весь массив скважин в виде единой корреляционной зависимости. С точки зрения теории подобия (А.А. Гухман, 1963 г.) это «обобщённый индивидуальный случай», в котором представлены отдельные явления (скважины). Общим для всех скважин является подчинённость единой зависимости P f (q) , отличием каждой скважины от другой – их безразмерные координаты. Подобное обобщение – основная функция, которую выполняют координаты Вогеля. Более того, приведённые зависимости представляют некоторую «индикаторную диаграмму», но в обобщённом виде (рис. 7.1). На этом рисунке красным цветом отмечены скважины, обводнённость которых ниже некоторой пороговой величины, которая задаётся (низкообводнённые). -236- Синим цветом отмечены высокобводнённые скважины, обводнённость которых превосходит среднюю обводнённость по залежи. Изменив режим работы в скважинах путем увеличения потенциала в низкообводнённых скважинах и снижения потенциала по высокообводнённым, можно осуществить планирование дебитов по всем скважинам и подобр соответствующей величины приёмистости в нагнетательных скважинах. В этом сдкчае, потери нефти от ограничения добычи высокообводнённой продукции будут частично или полностью скомпенсированы увеличением потенциала в низвообводнённых скважинах. 1.000 0.900 0.800 0.700 Pc/Рпл 0.600 0.500 0.400 0.300 0.200 0.100 0.000 0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 0.900 1.000 q/qm ax Рисунок 7.1 - Распределение добывающих скважин по реализованному потенциалу Третий этап по оптимизации существующей системы разработки, который рекомендуется проводить одновременно со вторым, заключается в следующем. Используя структурные карты, построенные по кровле продуктивного коллектора, определяются скважины, которые вскрыли миниантиклинальные поднятия кровли коллектора, сопоставимые с его средней толщиной. Из этого списка формируется перечень скважин, находящихся в простое (бездействующие по причине высокой обводнённости, пьезометрические, в консервации), и в них проводятся специальные промысловые исследования. Целью этих исследований является установление факта -237- накопления нефти в стволе скважины и определение скорости накопления. Для этого необходимо определение местоположения водонефтяного раздела в скважине (ВНР) и статического уровеня. Повторное исследование, проведённое в скважине через известный временной промежуток (5-30 суток), позволит определить скорость накопления нефти в стволе скважины. Зная скорость накопления, скважина переводится в эксплуатацию, при этом отбор жидкости из скважины не должен превышать скорости накопления нефти в стволе скважины. Соблюдение этого условия эксплуатации позволит в дальнейшем отбирать безводную продукцию [78]. Перед проведением специальных промысловых исследований в скважине необходимо убедиться, что скважина перфорирована до кровли продуктивного коллектора и после установления факта существования столба нефти в скважине желательно проведение ОПЗ (нефтяной растворитель, возможно в сочетании с кислотой в зависимости от литологии коллектора) для обеспечения беспрепятственного движения нефти на забой скважины. Четвёртый этап – снижение обводненности на действующем фонде скважин проводится после окончания первого и второго этапов. Предлагается внедрение технологии ограничения водопритока в скважину с помощью «хвостовика». Данная технология снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин базируется на не описанном ранее процессе, имеющем место на границе раздела фаз «нефть – вода» в капиллярах коллектора. В результате ее применения минимизируется накопление воды в интервале продуктивного горизонта, увеличивается дебит жидкости при снижении обводненности добываемой продукции. Существующая компоновка внутрискважинного оборудования при механизированном способе эксплуатации (УШГН, УЭЦН), как правило, предполагает установку насоса выше интервала перфорации. Поэтому при достижении обводненности добываемой продукции в 60-70 % происходит инверсия фаз и внешней фазой становится вода. Таким образом, продуктивная часть пласта оказывается в условиях непосредственного контакта воды в стволе скважины и нефти в непромытых пропластках продуктивного пласта, а на границе раздела «вода – нефть» образуются аномальные слои, обладающие структурно-механическими свойствами. В результате этого процесс фильтрации нефти из пористой среды на забой затрудняется. -238- Перепад давлений, необходимый для разрушения аномального структурированного слоя зависит не только от времени контакта нефти с водой, но и от физико-химических свойств нефти. Необходимый перепад давления ΔР для страгивания упорядоченно структурированного слоя может составить 0,35 ÷1,36 атм., т.е. один факт существования структурированных пробок значительно снизит продуктивность скважин, а в отдельных случаях приведет к прекращению притока нефти. Знание механизм процессов, приводящих к снижению продуктивности скважин, позволит обосновонное применение технологий снижения обводненности добываемой продукции. Для снижения обводненности необходимо изменение внутрискважинной компановки на противоположную. Если насос оборудовать «хвостовиком», который будет осуществлять отбор скважинной продукции ниже интервала перфорации, то обводнившийся продуктивный пласт окажется при любой обводненности в контакте с нефтью. Следовательно, нефтеносные пропластки в создавшихся условиях будут контактировать с нефтяной средой, что исключает образование упорядоченноструктурированных слоев и противодействие фильтрации нефти со стороны сил поверхностного натяжения. Фильтрация же воды из водоносных пропластков в нефтяную фазу будет затруднена, так как именно на границе раздела «нефть в стволе скважины – вода в промытых пропластках» будут сформированы граничные слои, обладающие структурно-механическими свойствами. В этом случае приведенные выше расчеты для конкретных условияй будут справедливы для фильтрации воды в нефтяную среду [74, 78]. Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритока эффективен, несложен, дешев и промышленно применим, так как может быть приурочен к плановым текущим ремонтам. Пятый этап – изменение взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от структуры кровли продуктивного пласта. Анализ промысловых данных показывает, что характер обводнения добывающей скважины зависит от ее местоположения относительно нагнетательной (выше или ниже по наклону пласта). С теоретической точки зрения, добывающие скважины, находящиеся ниже нагнетательной скважины по наклону пласта, обводняются быстрее, чем добывающие -239- скважины, находящиеся выше нагнетательной (см рис. 6.1), что является следствием проявления гравитационного градиента давления. Следовательно, учет структуры залегания продуктивного коллектора необходим при расстановке добывающих и нагнетательных скважин друг относительно друга. Проведенный анализ эксплуатационных характеристик скважин показал, что теоретические предпосылки полностью подтверждаются промысловыми данными. Таким образом, все нагнетательные скважины должны находиться ниже добывающих относительно кровли коллектора. Соответственно, добывающие скважины находятся на купольных поднятиях кровли пласта, где локализуются или будут локализоваться остаточные запасы нефти, а нагнетательные скважины образуют приконтурное заводнение для этих участков пласта [74, 78]. Шестой этап – локальное применение форсированного отбора жидкости (ФОЖ). Рекомендуется к применению на локальных участках пласта, который характеризуется миниантиклинальным поднятием кровли, но не вскрыт скважиной. Для выработки этого участка пласта предлагается перевод ближайших скважин перевести ФОЖ. Установление форсированного режима эксплуатации производится в каждой выбранной скважине индивидуально. Принцип установления оптимального режима эксплуатации заключается в установлении дебита по жидкости, который позволит создать достаточный градиент давления для выноса нефтяного скопления из купола, расположенного на заданном расстоянии от скважины. Для полного вытеснения нефти из купола необходимо обеспечить превышение существующего (начального) градиента давления на величину не меньшую, чем произведение разницы удельного веса между нефтью и вытесняющим агентом (вода) на высоту купольного поднятия, деленную на длину купольного поднятия: dP H / L dL (7.2) Выражение (7.2) является необходимым и достаточным условием для выноса нефтяных скоплений, находящихся в купольных поднятиях. Довыработка купольного поднятия осуществляется через эксплуатационные скважины, в которых установлен дебит по жидкости, достаточный для создания в пласте градиента давления по формуле 7.2. -240- Кроме рассмотренного выше примера аналогичные процессы вытеснения будут иметь место и в микрокуполах, которыми в изобилии представлена система поровых каналов нефтенасыщенной породы. В результате подключения этих микрокуполов к процессу выработки форсированный отбор жидкости станет еще более оправданным мероприятием как с технологической, так и с экономической точек зрения [74]. Таким образом, предлагаемые научно-практические решения по оптимизации существующей системы разработки и воздействия на продуктивные пласты на её заключительной стадии позволят повысить технико-экономические показатели процесса добычи нефти, увеличат срок рентабельной разработки истощённых нефтяных залежей и, несомненно, приведут к увеличению КИН относительно тех величин, которые могут быть достигнуты при применяемых ныне принципах разработки. -241- 8. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ЗАДАЧ ДЛЯ ДАЛЬНЕЙШИХ ИССЛЕДОВАНИЙ Продолжение данного направления работ по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки напрямую зависит от решения ряда задач, сформулированных ниже. 1. Учёт при проектировании разработки нефтяных месторождений качественно и количественно изменения физических и физико-химических свойств пластовых флюидов в процессе заводнения и разработки нефтяного месторождения (изменения вязкости нефти, микро компонентного состава пластовой воды, газового фактора, плотности нефти и воды). 2. Изучение влияния целенаправленного снижения средневзвешенного пластового давления на завершающей стадии разработки с целью определения характера обводнения добываемой продукции. 3. Разработка надёжной и простой технологии добычи остаточной нефти при периодическом способе эксплуатации скважин на основе имеющейся материально-технической базы. 4. Разработка алгоритмов расчёта градиентов пластового давления для совмещения их со структурными картами кровли коллектора с целью выявления локальных зон, рекомендуемых для применению на них ФОЖ. 5. Разработка алгоритма учёта гравитационного градиента давления в зависимости от изменения водонасыщенности продуктивной части коллектора с целью усовершенствования существующих гидродинамических симуляторов. 6. Изучение в промысловых условиях влияния увеличения минерализации закачиваемого агента на величину КИН. 7. Изучение влияния волнового, вибро-волнового, электрического и электромагнитного воздействия на подвижность остаточной нефти. -242- ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Анализ экспериментальных данных по фильтрации и вытеснению нефти водой с энергетической точки зрения показал, что в промытой зоне пласта остаточная нефть в основном представлена в виде плёнки на поверхности порового пространства. Плёночная нефть состоит из первичного и вторичного слоев на границе раздела фаз «поверхность породы коллектора - нефть» и «нефть - вытесняющий агент» соответственно. Природа возникновения этих слоёв обусловлена проявлением хромотографических эффектов. Прочностные, гидродинамические и физико-химические свойства граничных слоёв отличны от нефти, из которой они образованы и обладают структурно-механическими свойствами. 2. На завершающей стадии разработки остаточная нефть в объемах пласта с предельным значением водонасыщенности, будет мигрировать преимущественно в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления, который возникает на границе раздела фаз «остаточная нефть – вытесняющий агент» и обусловлен разностью в удельном весе между ними. Скапливаясь в прикровельной части коллектора, остаточная нефть начнёт частично переходить в «свободный объем» и менять свои гидродинамические свойства (ослабляются структурные свойства, что приводит к снижению вязкости и увеличению её подвижности). Скопившаяся нефть начнёт перемещаться вдоль кровли в направлении естественного восстания пласта, заполняя все микрокупольные поднятия кровли продуктивного пласта и за счёт условия неразрывности потока, образует новую «компактную залежь». Сопоставление гидродинамического и гравитационного градиентов давления для условий промытой зоны пласта показало, что величина последнего (981 ÷ 5886 Па/м) за пределами призабойной зоны существенно превышает величину гидродинамического и является преобладающей причиной миграции и аккумуляции остаточной нефти в локальных антиклиналях кровли продуктивного пласта. 3. Снижение пластового давления приводит к подавлению структурномеханических свойств нефти и её слоев на межфазных границах «жидкость - жидкость» и «жидкость – твердая поверхность» (снижение значения ПДНС в 1,5 раза). 4. Анализ временной консервации ряда нефтяных месторождений и пластов в различных нефтедобывающих регионах показал, что в период консервации происходит восстановление пластового давления до первоначального. Возобновление эксплуатации -243- объектов характеризуется гораздо меньшей обводнённостью добываемой продукции по сравнению с той, которая зафиксирована на момент консервации. В период консервации эксплуатационных объектов в стволах остановленных скважин наблюдается замещение столба воды на нефть. Обобщение временных остановок добывающих скважин показало, что в скважинах расположенных в мини антиклинальных поднятиях или вблизи них зафиксировано снижение обводнённости добываемой продукции (10 ÷ 84,2 %), что позволяет утверждать, что в промытых зонах пласта идет процесс регенерации залежи и аккумуляции нефти в купольных поднятиях коллектора. 5. Для повышения степени выработки запасов нефти обширных ВНЗ с контактными запасами, с начала разработки в добывающих скважинах должны быть перфорирована вся нефтенасыщенная толщина со вскрытием водонасыщенных пропластков. На заключительной стадии разработки доперфорация добывающих скважин позволит повысить степень выработки остаточных запасов нефти. 6. Общепринятая методика построения структурных карт кровли и подошвы продуктивного коллектора не позволяет надежно выделять микрокупольные структуры, высота которых сопоставима со средней толщиной продуктивного пласта. Для устранения этого недостатка предлагается использовать результаты специальных промысловых исследований, которые позволяют установить факт накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высоко-обводнённых скважин и оценить скорость и характер накопления. Структура кровли продуктивного коллектора контролирует фильтрационные потоки остаточной нефти, поэтому необходимо местоположение добывающих и нагнетательных скважин увязывать с ней. В случаях, когда скважины расположены по нерегулярной сетке внутри контура нефтеносности и образуют локальные группы, добывающие скважины в этих группах должны находиться выше нагнетательных по гипсометрическим отметкам по структуре. Для наклонно залегающего пласта при рядном расположении скважин нагнетательные ряды следует располагать вдоль наклона падения пласта, что по-зволит избежать образования искусственно создаваемых застойных зон вблизи поперечных разрезающих нагнетательных рядов. -244- Для обобщённо круговых или овальных залежей нагнетательные ряды необходимо располагать по направлению лучей, выходящих из центра к нижним частям купола, а не по конгруэнтным окружностям купола. Процесс заводнения однородной нефтяной залежи следует организовывать таким образом, чтобы вытесняющий агент поступал в подошвенную часть для создания условия сохранения горизонтального положения ВНК в процессе его вертикального подъёма. 7. Для обеспечения безводной эксплуатации скважины на заключительной стадии разработки необходимо обеспечить баланс между притоком нефти на забой скважины и отбором. Таким образом, исключается как увеличение обводнённости, так и снижение темпа отбора нефти из пласта. Для уменьшения неоправданной энергетической нагрузки на пласт следует сократить объём добываемой высокообводнённой продукции. Не рекомендуется останавливать скважины для сохранения системы разработки и наземной инфраструктуры. Одновременное снижение приёмистости нагнетательных скважин обеспечит текущую компенсацию на уровне 100 %. Для поддержания уровня добычи нефти необходимо увеличить потенциал в низкообводнённых скважинах. 8. Для снижения обводнённости (более 60 ÷ 70%) в добывающих скважинах, в которых обводнение обусловлено неоднородностью разреза по проницаемости, предлагается изменить внутрискважинную компоновку путём оборудования насоса «хвостовиком», который осуществит отбор скважинной продукции ниже интервала перфорации в условиях заполнения затрубного пространства нефтью. В этих условиях обводнившиеся пропластки окажутся в контакте с нефтью, а нефтеносные будут контактировать с нефтяной средой, что исключит образование упорядоченноструктурированных слоев на границе «нефть-нефть» и улучшит условия фильтрации нефти. Одновременно, фильтрация воды из водоносных пропластков в нефтяную фазу будет затруднена, что приведет к снижению обводненности (на 50% и более). 9. Для выработки нефти из мини-антиклинальной структуры кровли продуктивного коллектора предлагается применение ФОЖ. В выбранной паре скважин, расположенных по разные стороны купола, устанавливают форсированный режим эксплуатации. В одной из них максимально увеличивают приёмистость, в другой - с -245- целью создания в межскважинном пространстве градиент давления, превышающего существующий на заданную величину. 10. На заключительной стадии разработки с целью увеличения КИН при одновременном поэтапного снижениии перевода операционных системы разработки затрат необходимо осуществление на предлагаемый оптимальный энергетический режим. Первый этап – вскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной толщины пласта и очистка ПЗП. Для скважин, расположенных в ВНЗ, дополнительно необходимо перфорировать часть водонасыщенной толщины. Второй этап – сокращение объема попутно добываемой воды путём снижения дебита жидкости по фонду высокообводнённых скважин и увеличения потенциала скважин, обводненность которых ниже средней. При этом, необходимо сохранение компенсации отбора закачкой на уровне 100%, посредством снижения приемистости. Третий этап проведение - специальных промысловых исследований и определение скорости накопления нефти в стволе скважины. Перевод скважин на отбор, не превышающий притока остаточной нефти, что обеспечит безводный режим эксплуатации. Четвёртый этап – снижение обводнённости в добывающем фонде скважин применением технологии «хвостовик» (для скважин, где обводнение обусловлено неоднородностью разреза по проницаемости). Пятый этап – изменение взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от структуры кровли продуктивного пласта. Шестой этап – локальное применение ФОЖ на участках характеризующиеся мини-антиклиналью кровли, но не вскрытой скважиной. пласта, -246- СПИСОК СОКРАШЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ АН РТ - Академия наук републики Татарстан; АНК - акционерная нефтяная компания; ВАК - высшая атестационная комиссия; ВНЗ - водо-нефтяная зона; ВНК - водо-нефтяной контакт; ВНР - водо-нефтяной раздел; ВНФ - водо-нефтяной фактор; ГДПРС - градиент давления предельного разрушения структуры; ГИС - геофизическое исследование скважин; ГТМ - геолого-техническое мероприятие; д.т.н. - доктор технических наук; ЗАО - закрытое акционерное общество; ИАВ - индекс аномалии вязкости; ИГН - инклинометр гироскопический непрерывный; ИДН - интенсификация добычи нефти; КАНГК - кислородный активационный нейтронный гамма-каротаж; КИЗ - коэффициент использования запасов нефти; КИН - коэффициент извлечения нефти; КИТ - каротажный инклинометр точечный; КН - проводимость пласта (произведение проницаемости на толщину пласта); КНАМ - кислородно нейтронно-активационный метод каротажа; КПД - коэффициент полезного действия; МРП - межремонтный период; МУН - метод увеличения нефтеотдачи; НГДУ - нефтегазодобывающее управление; НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти; НКТ – насосно-компрессорные трубы; НТС - научно-технический совет; ООО - открытое акционерное общество; ОПЗ - обработка призабойной зоны пласта; ПАВ - поверхностно активное вещество; ПДНС - предельное динамическое напряжение сдвига; ПЗП - призабойная зона пласта; -247- ППД - поддержание пластового давления; РД - руководящий документ; РФ - Российская Федерация; СНГ - Союз Независимых Государств; СТЭМ - Системные Технологии Эксплуатации Месторождений; США - Соединенные Штаты Америки; ТИЗ - текущие извлекаемые запасы нефти; ТО ЦКР "Роснедр" по РТ - территориальное отделение центральной комиссии по разработке по республике Татарстан; УВС - углеводородное сырье; УИПК - установка для исследования проницаемости кернов; УШГН - установка штангового глубинного насоса; УЭЦН - установка электроцентробежного насоса; ФГБОУ ВПО УГНТУ - Федеральное госсударственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский Госсударственный Нефтяной Технический Университет; ФОЖ - форсированный отбор жидкости; ХМАО - Ханты-Мансийский автономный округ; ЧНЗ - чисто нефтяная зона; ШГН - штанговый глубинный насос; ЭПМ - электропривод маятниковый; -248- СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Ализаде, А.А. Повышение нефтеотдачи на длительно разрабатываемых площадях Азейбарджана [Текст] / А.А. Ализаде, А.Д. Амиров, А.М. Пирвердян // Нефтяное Хозяйство. -1974. - № 9. 2. Алишаев, М.Г. Особенности фильтрации пластовой девонской нефти при пониженных температурах [Текст]: монография / М.Г.Алишаев, Г.Г. Вахитов // Теория и практика добычи нефти. - М.: Недра - 1966. - с.214 - 226. 3. Арье, А.Г. Особенности движения подземных вод нефтегазоносных бассейнов в свете геофлюдодинамики медленных потоков [Текст] / А.Г. Арье // Геология нефти и газа. 1995. - № 11. -с. 33 - 39. 4. Арье, А.Г. Роль межфазовых взаимодействий в процессе вторичной миграции нефти и газа [Текст] / А.Г. Арье // Геология нефти и газа. - 1996. - № 2.- с. 9 - 13. 5. Аюпов, Ш.М. Определение динамических характеристик нефти в узких зазорах резонансным методом [Текст] / Ш.М. Аюпов, О.Ф. Кондрашов, И.Л. Мархасин// Материалы республ. научн-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности. - Уфа, 1973. - с. 51. 6. Аюпов, Ш.М. Установка для определения реологических свойств тонких нефтяных слоев [Текст] / Ш.М. Аюпов, О.Ф. Кондрашов, И.Л. Мархасин // Материалы Всесоюзного симпозиума по применению неньютоновских систем в нефтедобыче. Ташкент, 1974. - с. 56 - 59. 7. Аюпов, Ш.М. Анализ энергетических параметров активации вязкого течения нефти в условиях узкого зазора [Текст] / Ш.М. Аюпов, О.Ф. Богданов В.С., И.Л. Мархасин // Научные основы получения и применения промывочных жидкостей и тампонажных растворов. - Киев, 1974. - с.141 - 144. 8. Большая Советская Энциклопедия, Т. 28, - М.: Советская энциклопедия, 1978. - с. 391 - 392. 9. Брод, И.О. Основы геологии нефти и газа [Текст]: монография / И.О. Брод, Н.А. Ерёменко - М.: Гостоптехиздат, 1957. 10. Вант-Гофф, Г.Я. Избранные труды [Текст]: монография / Г.Я.Вант-Гофф. - М.: Наука, 1984. -с. 114 - 118. 11. Вейнберг, Б.П. // ЖРФ, 1912, № 4, 44, 201. -249- 12. Великовский, Д.С. Текучесть консистентных смазок [Текст] / Д.С. Великовский // Коллоидный журнал. - 1954, - Т. ХVI, № 6. - с. 406 - 411. 13. Возный, П.А. Термоосматическое течение воды в пористых стеклах [Текст ] / П.А. Возный, Н.В. Чураев // Коллоидный журнал. - 1977, - Т. ХХХIХ, № 2. - с. 264 - 269. 14. Воларович, М.П. [Текст] / М.П. Воларович, Д.М. Толстой // Журнал физической химии. - 1933. - №6. - с. 815. 15. Воларович, М.П. [Текст] / М.П. Воларович, А.М. Гуткин // ЖТФ. - 1946. - № 3. - с. 321. 16. Габдрафиков, Ф.Р. Проблема расчёта забойных давлений для нагнетательных и добывающих скважин [Текст] / Ф.Р. Габдрафиков, И.А. Дьячук // материалы 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа, 2012. – Кн.1. –С. 358. 17. Галимов, А.Н. Совершенствование технологии форсированного отбора жидкости на завершающей стадии разработки [Текст] / А.Н. Галимов, И.А. Дьячук // Актуальные проблемы науки и техники : сб. тр. III науч. конф. мол. ученых / УГНТУ. - Уфа, 2011. - Т.1. - С. 19-20. 18. Галямов, А.Х. О зависимости предельного напряжения сдвига тонких (граничных) слоев нефти от контактного напряжения и содержания асфальтенов [Текст] / А.Х. Галямов, Э.А. Галямов, И.Л. Мархасин // Нефтяное хозяйство. - 1974. №12. - с. 52 - 54. 19. Гафаров, Ш.А. Теоретические и экспериментальные исследования особенностей фильтрации и вытеснения аномально-вязких нефтей и разработка практических рекомендаций по увеличению нефтеотдачи в карбонатных коллекторах [Текст] / Ш.А. Гафаров, И.А. Дьячук, М.А. Токарев и др.// Отчёт НИР (часть I) ГР 01920012421. Уфа: изд-во УНИ, 1992. - 45 с. 20. Гафаров, Ш.А. Теоретические и экспериментальные исследования особенностей фильтрации и вытеснения аномально-вязких нефтей и разработка практических рекомендаций по увеличению нефтеотдачи в карбонатных коллекторах [Текст] / Ш.А. Гафаров, И.А. Дьячук, М.А. Токарев и др. // Отчёт НИР (заключительный) ГР 01950012421. - Уфа: изд-во УГНТУ, 1995. - 98 с. 21. Гафаров, Ш.А. Исследование тиксотропных свойств аномально-вязких неф-тей при фильтрации в карбонатных пористых средах [Текст] / Ш.А. Гафаров, И.А. -250- Дьячук; Уфимский нефтяной институт – Уфа, 1993. – 45 с. – Библиогр.: с. 45. – Деп. ВИНИТИ 1993, № 1291-В93. 22. Гафаров, Ш.А. Влияние удельной поверхности пор на процесс фильтрации аномально-вязких нефтей в поровых структурах [Текст] / Ш.А. Гафаров, И.А. Дьячук // Тезисы XXXXVI научно-технической конференции. – Уфа: изд-во «УГНТУ», 1995. 23. Гафаров, Ш.А. Особенности фильтрации и вытеснения аномально-вязких нефтей в карбонатных коллекторах [Текст] / Ш.А. Гафаров, И.А. Дьячук, Г.А. Шамаев // материалы научно-технической конференции. - Тюмень, 1996. 24. Гафаров, Ш.А. Особенности фильтрации и вытеснения аномально-вязких нефтей в карбонатных коллекторах [Текст] / Ш.А. Гафаров, И.А. Дьячук, Г.А. Шамаев // материалы научно-технической конференции. - Тюмень, 1996. 25. Гейман, М.А. Влияние структурно-механических свойств нефти на остаточную нефтенасыщенность [Текст] / М.А. Гейман, Р.А. Фридман // Нефтяное хозяйство. 1956. - №9. - с. 29 - 34. 26. Гиматудинов, Ш.К. Справочная книга по добыче нефти [Текст]: монография / Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1974. - 456 с. 27. Гиматудинов, Ш.К. Нефтеотдача коллекторов [Текст]: монография / Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1970. - с.120. 28. Гудок, Н.С. Изучение физических свойств пористых сред [Текст]: монография / Н.С. Гудок. - М.: Недра, 1970. - с.208. 29. Глумов, И.Ф. Нефтеотдача при вытеснении пластовой нефти водой при температурах ниже температуры выпадения парафина [Текст] / И.Ф. Глумов // Татарская нефть - 1961. - №11. 30. Губин, В.Е. Cтруктурно-механические свойства Мангышлакской нефти [Текст] / В.Е. Губин, В.И. Степанюгин, Ю.А. Скрипников // Применение неньютоновских нефтей в добыче нефти. - М.: ВИИОЭНГ, 1970. - с. 110-116. 31. Губин, В.Е. Количественная оценка тиксотропного разрушения структуры нефти [Текст] / В.Е. Губин, М.Н. Пиядин, Ю.А. Сковородников // Нефтяное хозяйство. 1972. - № 11. - с. 61 - 62. 32. Гурбанов, Р.С. К выбору реологической модели для неньютоновских нефтей [Текст] / Р.С. Гурбанов // Применение неньютоновских нефтей в добыче нефти.- М.: ВИИОЭНГ, 1970. - с. 34 - 38. -251- 33. Девликамов, В.В. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии [Текст] / В.В. Девликамов, З.А. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство. - 1968. - №10. - с. 37 - 41. 34. Девликамов, В.В. О структурной вязкости нефтей [Текст] / В.В. Девликамов // Изв. ВУЗов сер. "Нефть и газ". - 1967. - №11. - С. 97-99. 35. Девликамов, В.В. Метод определения "Застойных зон" при фильтрации неньютоновских нефтей в пористой среде [Текст] / В.В. Девликамов, М.М. Кабиров, З.А. Хабибуллин // Материалы научно-техн. конференции Уфим. нефт. ин-та. - Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1973. - с. 68 - 69. 36. Девликамов, В.В. Аномальные нефти [Текст]: монография / В.В. Девликамов, З.А. Хабибуллин, М.М. Кабиров. - М.: Недра, 1975. - 168 с. 37. Девликамов, В.В. Подземная гидрогазодинамика [Текст]: Учебное пособие / В.В. Девликамов, З.А. Хабибуллин, В.Г. Зюрин. - Уфа, изд-во УНИ, 1987. - с. 86. 38. Девликамов, В.В. Методическое руководство «Аппаратура и методика исследований реологических свойств аномально-вязких пластовых нефтей» РД 39-1102-77 [Текст] / В.В. Девликамов, З.А. Хабибуллин, М.К. Рогачёв. - Уфа, изд-во УНИ, 1977. - 51 с. 39. Дерягин, Б.В. Свойства тонких жидких слоев и их роль в дисперстных системах [Текст] / Дерягин Б.В. - М: Изд-во Всесоюзного Совета научно-ижнерного технического общества, 1937. 40. Дерягин, Б.В. [Текст] / Б.В. Дерягин, И.И. Абрикосова. - ДАН СССР, 90, 1955, 1953, 108, 214, 1956. 41. Дерягин, Б.В. [Текст] / Б.В. Дерягин, И.И. Абрикосова, Е.Н. Лифшиц. // Успехи физических наук, 64, 493, 1958. 42. Дерягин, Б.В. [Текст] / Б.В. Дерягин, З.М. Зорин.- ЖФХ, 1955, т. 29. - № 10. - с. 1755 - 1770. 43. Дерягин, Б.В. Аномальные явления при течении жидкостей через жесткие узкопористые фильтры [Текст] / Б.В. Дерягин, Н.А. Крылов // Совещание по вязкости жидкостей и коллоид. растворов. - Докл. АН СССР-М.-Л.:-1944.-с. 52 - 54. 44. Дерягин, Б.В. [Текст] / Б.В. Дерягин, Н.Н. Федякин. - ДАН СССР, 1968, т. 182. - № 4. - с. 1300 - 1302. -252- 45. Дерягин, Б.В. Поверхностные силы [Текст]: монография / Б.В. Дерягин, Н.В. Чураев, В.М. Муллер. - М.: Наука, 1987. - 400 с. 46. Дёмин, Н.В. Особенности проницаемости пористых среды от градиента давления [Текст] / Н.В. Дёмин, Ю.П. Кисляков, В.Т. Морозова // Нефтяное Хозяйство. - 1964. №2. - с. 23 - 26. 47. Дзялошинский, И.Е.[Текст] / И.Е. Дзялошинский, Е.Н. Лифшиц, Л.П. Питаевский. // Успехи физических наук, 73, 381, 1961. 48. Дьячук, И.А. Особенности фильтрации аномально-вязкой нефти в карбо-натных коллекторах [Текст] / И.А. Дьячук, Ш.А. Гафаров/ Тезисы XXXXIV научнотехнической конференции «Вклад молодежи Башкирии в решение ком-плексных проблем нефти и газа». – Уфа: УНИ, 1993. – С. 18. 49. Дьячук, И.А. Влияние гравитационного поля на процесс эксплуатации нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии разработки [Текст] / И.А. Дьячук // Тезисы XX школы - семинара по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа. – Уфа: Транстэк, 1997. С. 25 - 26. 50. Дьячук, И.А. Влияние статического давления на процесс фильтрации ано-мально- вязкой нефти [Текст] / И.А. Дьячук; Уфимский нефтяной институт – Уфа, 1997. – 16 с. – Библиогр.: с. 16. – Деп. ВИНИТИ 1997, № 1991-В97. 51. Дьячук И.А. О применимости форсированного режима эксплуатации скважин на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения с учётом характера залегания кровли продуктивного пласта [Текст] / И.А. Дьячук // Тезисы XX школы семинара по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа. – Уфа: Транстэк, 1997. С. 21 - 23. 52. Дьячук, И.А. Пути совершенствования форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки [Текст] / И.А. Дьячук, Ш.А. Гафаров // материалы международной научно-технической конференции «проблемы нефтегазового комплекса России». - Уфа, 1998. С. 139-140. 53. Дьячук, И.А.. Оценка эффективности остановок высокообводнённого фонда добывающих скважин на Северо-Салымском месторождении НГДУ «Правдинскнефть» [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Е. Кардаш, А.А. Маланченко // Тр. ВНИИЦ «Нефтегазтехнология». - Уфа, - 1997. - 81 с. -253- 54. Дьячук, И.А.. Оценка эффективности остановок высокообводнённого фонда добывающих скважин пласта БС06 на Правдинском месторождении НГДУ «Правдинскнефть» [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Е. Кардаш, А.А. Маланченко // Тр. ВНИИЦ «Нефтегазтехнология». - Уфа, - 1997. - 55 с. 55. Дьячук, И.А. Анализ остановок высокообводнённого фонда добывающих скважин [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Е. Кардаш, А.А. Маланченко // материалы научнотехнической конференции. - Уфа, БашНИПИнефть, 1997. 56. Дьячук, И.А. К проблеме повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на заключительной стадии разработки [Текст] / И.А. Дьячук; Уфимский нефтяной институт – Уфа, 1997. – 23 с. – Библиогр.: с. 23. – Деп. ВИНИТИ 1997, № 1993-В97. 57. Дьячук, И.А. Изучение процессов, происходящих при переформировании нефтяной залежи на заключительной стадии разработки [Текст]: дис…канд.техн.наук: 25.00.: защищена 29.12.1997: утв. 13.03.1998 / Дьячук Иван Алексеевич. - Уфа, 1997. 160 с. - Библиогр. с. 150 - 160. 58. Дьячук, И.А. Особенности заключительной стадии разработки при приме-нении жёстко-водонапорнрго режима [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Е. Кардаш, А.А. Маланченко // Нефтепромысловое дело. – 1998. - № 4-5. – С. 17 – 23. 59. Дьячук, И.А. Повышение рентабельности добычи нефти на заключительной стадии разработки месторождений [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Е. Кардаш, А.А. Маланченко // материалы школы - семинара «Современные методы проек-тирования процессов разработки нефтяных месторождений». - Уфа, ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», 1998. 60. Дьячук, И.А. Установление оптимальных параметров форсированного режима эксплуатации скважин на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения с учётом геологического строения залежи [Текст] / И.А. Дьячук; Уфимский нефтяной институт – Уфа, 1997. – 22 с. – Библиогр.: с. 22. – Деп. ВИНИТИ 1997, № 1992-В97. 61. Дьячук, И.А. Применение форсированного режима эксплуатации на заклю- чительной стадии разработки [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Е. Кардаш, А.А. Малан-ченко // Нефтепромысловое дело. – 1998. - № 4-5. – С. 23 – 29. 62. Дьячук, И.А. Экологический мониторинг нефтяных месторождений [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Н. Репин, К.А. Баграмов // материалы научно-практической конференции -254- «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». - Тюмень, ООО «СибНИИНП», 2000. – С. 63 – 66. 63. Дьячук, И.А. Способ снижения обводнённости продукции нефтяных добывающих скважин [Текст] / И.А. Дьячук, Д.Н. Репин, К.А. Баграмов // материалы научнопрактической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». - Тюмень, ООО «СибНИИНП», 2000. – С. 69 – 75. 64. Дьячук, И.А. Адаптационные подходы к разработке нефтяных месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки в условиях искусственного заводнения [Текст] / Дьячук, И.А. / материалы совместного заседания ТО ЦКР "Роснедр" по РТ и научного совета по геологии и разработке АН РТ «Совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений». – Казань, 2007. 65. Дьячук, И.А. Узловые точки проектирования нефтяных месторождений [Текст] / Дьячук, И.А. / материалы совместного заседания ТО ЦКР "Роснедр" по РТ и научного совета по геологии и разработке АН РТ «Совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений». – Казань, 2007. 66. Дьячук, И.А. Адаптационные подходы к разработке нефтяных месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки в условиях искусственного заводнения [Текст] / И.А. Дьячук // материалы расширенного заседания ЦКР «Роснедр» по УВС РФ "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии". – М.: изд-во «НП НАЭН», 2007. – С. 224-247. 67. Дьячук, И.А. Стратегия разработки нефтяных месторождений на заключи-тельной стадии в условиях заводнения [Текст] / И.А. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков, М.А. Романчев, В.В. Сильянов, Д.Г. Черных / материалы международной научнопрактической конференции «Увеличение нефтеотдачи – приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья», посвященная 100-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука. – Казань: изд-во «ФЭН», 2011. - С. 189 - 197. 68. Дьячук, И.А. Необходимость учёта влияния гравитационного градиента давления при разработке нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения [Текст] / И.А. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков, М.А. Романчев, В.В. -255- Сильянов, Д.Г. Черных // материалы 1-й Научно практической конференции посвящённой памяти Н.Н. Лисовского «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений». - М: изд-во «НИИЦ "Недра - XXI", 2011 г. с. 178-209. 69. Дьячук, И.А. Общие принципы разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения на заключительной стадии разработки [Текст] / И.А. Дьячук // Нефть. Газ. Новации. – 2012. - № 6. - С.63-70. 70. Дьячук, И.А. Анализ временной остановки эксплуатационных скважин на завершающей стадии разработки [Текст] / И.А. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков // материалы международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». – Казань: изд-во «ФЭН», 2013. - С. 186 - 191. 71. Дьячук, И.А. Анализ временной остановки эксплуатационных скважин на завершающей стадии разработки и приблизительная оценка скорости накопления остаточной нефти [Текст] / И.А. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков // Георесурсы. – 2013. - № 4. С. 72-78. 72. Дьячук, И.А. Совершенствование системы разработки нефтяных месторо-ждений в условиях заводнения на заключительной стадии [Текст] / И.А. Дьячук, / материалы Приволжской нефтяной секции ЦКР «Роснедр» по УВС. - Ижевск, протокол от 21.11.2013г. 73. Дьячук, И.А. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения на заключительной стадии [Текст]/И.А.Дьячук,/материалы НТС ООО «СамараНИПИнефть».-Самара, протокол № НТС-ГиР-01-14 от 21.02.2014 г. 74. Дьячук И.А. К вопросу о формировании иных условий разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения на завершающей стадии // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2015. - №1. С. 93-140. URL: http://ogbus.ru/issues/1_2015/ogbus_1_2015_p93-140_DyachukIA_ru.pdf 75. Дьячук, И.А. К вопросу о необходимости повышения точности построения структурных карт для условий заключительной стадии разработки нефтяного месторождения [Текст]/Дьячук И.А.//Нефтегазовое дело. – 2015, т. 13. - № 1. С. 63-75. 76. Дьячук, И.А. К вопросу о переформирования нефтяных месторождений и пластов [Текст] / Дьячук И.А. // Георесурсы. – 2015. - № 1. С. 39-45. -256- 77. Дьячук, И.А. Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин [Текст] / Дьячук И.А. // Георесурсы. – 2015. - № 1. С. 66-74. 78. Дьячук, И.А. Разработка заводненных нефтяных пластов на завершающих стадиях [Текст]: монография / И.А. Дьячук, Ю.В. Зейгман // г. Казань: изд-во «Плутон», серия «Механизмы и физика нефтеизвлечения», 2015. – 300 с: ил. 79. Дытюк, Л.Т. Исследование реологических свойств нефтей и эмульсий некоторых месторождений Пермской области [Текст] / Л.Т. Дытюк // Применение неньютоновских нефтей в добыче нефти.- М.: ВИИОЭНГ, 1970. - с. 1-62. 80. Ерёменко, Н.А. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования [Текст] / Н.А Ерёменко, Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик, В.Н. Мартос, Б.Е. Кисиленко, З.М. Сабанеева // - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 59 с. 81. Забойный генератор виброакустических колебаний и способ восстановления коллекторских свойств ПЗ скважины с его применением [Текст]: пат.2176726 Рос.Федерация: МПК E 21 B 43/25 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Пестрецов Н.В., Репин Д.Н., Репин Н.Н., Хасанов М.М., Янкин Б.Д.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 2000109185/03; заявл. 12.04.2000; опубл. 10.12.2001 г., Бюл. № 35. – 10с: ил. 82. Иванова, М. М. Динамика добычи нефти из залежей [Текст]: монография / М.М. Иванова. - М.: Недра, 1976. - с. 83. Ивачёв, Л.М., Кипко Э.Я., Полозов Ю.А. К вопросу определения перепада давления при плоско-параллельном течении вязкопластичной жидкости [Текст] / Л.М. Ивачёв, Э.Я. Кипко, Ю.А. Полозов // Изв. ВУЗов сер. "Нефть и газ". - 1975. -№ 2. - с. 79-81. 84. Ильясов, Б.Г. Системный подход к построению модели организации процесса разработки и эксплуатации нефтяного месторождения. [Текст] / Б.Г. Ильясов, Е.С. Шаньгин, И.А. Дьячук // Нефтепромысловое дело. – 2003. - № 5. С. 16-22. 85. Казаков, А.А. Пути повышения эффективности форсированного отбора жидкости [Текст] / А.А. Казаков // Обзорная информация. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. — 1988. -257- 86. Казаков, А.А. Обоснование эффективности форсированного отбора жидкости [Текст] / А.А. Казаков // автореферат дис. ... доктора технических наук: 05.15.06 / Гос. акад. нефти и газа им. И. М. Губкина - М.: - 1992 - 34 с. 87. Казаков, А.А. Эффективность форсированного отбора жидкости и выявление условий, благоприятствующих его внедрению [Текст] / А.А. Казаков // Обзорная информация. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. — 1993. - № 8. - с. 38 - 45. 88. Казубов, А.И. Экспериментальное определение реологических свойств вязко- пластичных нефтей [Текст] / А.И. Казубов // Тюменский индустриальный институт. 1968. - вып. № 2. - с. 207-211. 89. Каротажный подъемник [Текст]: пат.2179636 Рос. Федерация: МПК E 21 B 47/01 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин Н.Н., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 2001102219/03; заявл. 24.01.2001; опубл. 20.02.2002 г., Бюл. № 5. – 10с: ил. 90. Кондрашов, О.Ф. О морфологии граничного слоя некоторых индивидуальных жидкостей [Текст] / О.Ф. Кондрашов, И.Л. Мархасин // Журнал физ. химии. - М.: 1978. - № 4. - с. 1052 - 1054. 91. Коробов, К.Я. О нарушении линейного з-на фильтрации при низких градиентах давления [Текст] / К.Я. Коробов, Ю.В. Антипин // Нефтяное хозяйство. - 1968.- № 8. с. 26-28. 92. Коробов, К.Я. Особенности фильтрации при низких градиентах давления [Текст] / К.Я. Коробов, Ю.В. Антипин // Тр. Уфимский нефтяной институт - 1974. - вып. 17. с. 105-111. 93. Косарев, В.Е. «Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений: пособие для самостоятельного изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности «Геофизика» [Текст] / В.Е. Косарев. – Казань: Казанский Государственный Университет, 2009. – 145 с. 94. Котен, В.Г. Реологические свойства туркменских нефтей [Текст] /В.Г. Котен // НТС. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1963. - № 12. - с. 10-15. -258- 95. Краснов, В.В. Исследование структурных свойств высокопарафинистых нефтей [Текст] / В.В. Краснов, В.М. Светлицкий, И.Н. Мищук, О.В. Фещук, Е.А. Малицкий, Е.И. Лискевич // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 8. - с. 39 - 41. 96. Краснова, Т.Л. Особенности притока нефти к несовершенным скважинам в нефтегазовых залежах с подошвенной водой [Текст] / Т.Л. Краснова // Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Сб.науч.тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. 97. Краснова, Т.Л. Уточненная методика расчета предельных одновременно безводных и безгазовых дебитов и депрессий [Текст] / Т.Л. Краснова // Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Сб.науч.тр. - Тюмень. ТюмГНГУ, 1997. 98. Краснова, Т.Л. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой [Текст] / Т.Л. Краснова, А.П. Телков //Нефтепромысловое дело - 1997. - № 4-5. - С.2. 99. Крейг, В.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении [Текст]: монография / В.Ф. Крейг. - М.: Недра, 1974. — 479 с. 100. Крылов, А.П. О некоторых вопросах проблемы нефтеотдачи в связи с её обсуждением [Текст] / А.П. Крылов.- Нефтяное Хозяйство, 1974. - № 8. - С. 33. 101. Курбанов, A.K.. Расчет положения интервала вскрытия в нефтяном пласте с подошвенной водой и газовой шапкой [Текст] / А.К. Курбанов, П.Б. Садчиков // Тр.ВНИИ, 1962. - Вып.37. - С.29 - 40. 102. Кусаков, М.М., Ребиндер П.А., Зинченко К.Е. Поверхностные явления в процессах фильтрации нефти [Текст] / М.М. Кусаков, П.А. Ребиндер, К.Е. Зинченко // Докл. АН СССР, 1940, - Т. 28, № 5. 103. Кусаков, М.М. Толщина тонких слоёв "связной" воды [Текст] /М.М. Кусаков, Л.И. Мекеницкая // материалы IV международного нефтяного конгресса. - М.: Гостоптехиздат, 1956. - Т3. - С. 261 - 171. 104. Кусаков, М.М., Кошелева Н.М., Мекеницкая Л.И. О методике изучения фильтрации сквозь несцементированные пористые среды [Текст] / М.М. Кусаков, Н.М. Кошелева, Л.И. Мекеницкая // Тр. МНИ, 1955. - вып. 14. - с. 41 - 45. 105. Лаптев, А.Б. Использование нового метода определения количественного и качественного состава механических примесей в сточной воде нефтяных про-мыслов -259- [Текст] / А.Б. Лаптев, И.А. Дьячук, И.А. Емельянов, Д.Н. Репин // Мировое сообщество: проблемы и пути решения. - 2006. - № 19. - С. 50-55. 106. Липатов, В.И. К исследованию реологических свойств неньютоновских жидкостей, в частности, буровых растворов [Текст] / В.И. Липатов, Б.И. Мительман, Г.Д. Розенберг // Тр. ВНИИ БТ, 1965. - вып. ХV. - с. 3 - 19. 107. Липатов, В.И. Вискозиметрическая установка капиллярного типа для исследования реологических свойств глинистых растворов [Текст] / В.И. Липатов // Тр. ВНИИ БТ, 1965, вып. ХV, - с. 30-38. 108. Луценко, А.А. Экологический мониторинг нефтяных месторождений [Текст] / А.А. Луценко, А.Г. Сергеев, К.А. Баграмов, И.А. Дьячук, Д.Н. Репин // материалы III научно-практической конференции «Пути реализации нефтега-зового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск, 2000. – С. 382 – 388. 109. Малицкий, Е.А. Особенности фильтрации парафинистых нефтей [Текст] / Е.А. Малицкий, В.М. Светлицкий, О.В. Фещук // Нефтяное хозяйство, 1983. - № 6.- с. 44 47. 110. Мамедова, М.А. О реологических свойствах жидкостей в микрощелях [Текст] / М.А. Мамедова // Изв. ВУЗов сер. "Нефть и газ" - 1986. - № 8. - с. 59 - 62. 111. Манк, В.В. [Текст] / В.В. Манк, В.Э. Суюнова, Ю.И. Тарасевич, Ф.Д. Овчаренко. ДАН СССР, 202, 117, 1972. 112. Мартынцив, О.Ф. Экспериментальные исследования вопросов разработки заводнённых пластов на режиме истощения [Текст] / О.Ф. Мартынцив, Б.Г. Парахин // Нефтепромысловое дело. - 1982. - № 8. - с. 12 - 13. 113. Мархасин, И.Л. Влияние высокомолекулярных компонентов нефти на толщину и реологические свойства граничного слоя [Текст] / И.Л. Мархасин [и др.] // Изв. ВУЗов сер. "Нефть и газ". - 1976. - № 9. - с. 68 - 71. 114. Мархасин, И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта [Текст]: монография / И.Л. Мархасин. - М.: Недра, 1977. - 214с. 115. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Пер. с англ. М.А. Геймана [Текст]: монография / М. Маскет - М.-Л.: - Гостоптехиздат. - 1949. - 628 с. 116. Мецик, М.С.[Текст] / М.С. Мецик, Т.И. Шишелова, Г.Т. Тимошенко // Сб. Поверхностные силы в тонких пленках и дисперстных системах. - М: Наука, 1972. - с. 196. -260- 117. Милещина, А.Г. Изменение нефтей при фильтрации через породы [Текст]: монография / А.Г. Милещина, М.К. Калинко, Г.И. Сафонова. - М.: Недра. - 1983. - С. 175. 118. Мирзаджанзаде, А.Х. Вопросы гидродинамики вязко - пластичных жидкостей в нефтедобыче [Текст]: монография / А.Х. Мирзаджанзаде. - Баку: Азернефтнешр, 1959. - 409 с. 119. Мирзаджанзаде, А.Х. Особенности разработки месторождений неньютоновских нефтей [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде, З.М. Ахмедов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - с. 115. 120. Мирзаджанзаде, А.Х. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей [Текст]: монография / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Г. Ковалев, Ю.В. Зайцев. - М.: Недра, 1972. - с. 115. 121. Мительман, Б.И.К вопросу о структурном режиме течения вязко-пластичной жидкости по трубам [Текст] / Б.И. Мительман, Г.Д. Розенберг // Тр. ВНИИ БТ, 1965. вып. ХV. - с. 39 - 48. 122. Муслимов, Р.Х. «Многообещающий» мир трудной нефти [Текст] / Р.Х. Муслимов, Л.К. Алтунина, Ю.А. Волков, Н.А. Лебедев, И.А. Дьячук, А.В. Шипулин // Нефть. Газ. Новации. - 2014. - № 4. С. 6-15. 123. Муравьёв, И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений [Текст]: монография / И.М. Муравьёв [и др.] - М: Гостоптехиздат, 1958/ -494с. 124. Неживенко, В.Ф. Характер реологических кривых парафинистых нефтей с различным содержанием смол В.Ф.[Текст] / В.Ф.Неживенко // Коллоидный журнал, 1954. - Т. ХVI. - с. 196 - 200. 125. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIнж Белебеевского нефтяного месторождения) [Текст] / Дьячук И.А. и др. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. № 4. С. 81-89. 126. Оруджев, В.Л. Результаты исследования вязко-пластичных свойств аномальных нефтей Узбекистана [Текст] / В.Л.Оруджев, Н.Р.Рахимов // Нефтяное хозяйство. 1968 - № 10. - с. 41-45. -261- 127. Пантелеев, В.Г. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от скорости движение жидкостей в поровом пространстве [Текст] / В.Г. Пантелеев, В.П. Родионов // Нефтяное хозяйство. – 2001. - №11. – С. 22. 128. Пантелеев, В.Г. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от темпа заводнения песчаных коллекторов [Текст] / В.Г. Пантелеев, Е.В. Лозин, В.С. Асмоловский // Нефтяное хозяйство. – 1993. - №11. – С. 16-19. 129. Петерсилье, Н.И. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объемным методом [Текст]: монография / Н.И. Петерсилье, В.И Пороскуна, Г.Г. Яценко. – Москва – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 130 с. 130. Повжик, П.П. Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации обводненных скважин [Текст] : автореф. дис...канд. техн. наук :25.00.17 / Повжик Петр Петрович. - М., 2010. - 34 с. : ил. - Библиогр.: с. 32-33 (11 назв.). 131. Позднышев, Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий [Текст]: монография / Г.Н. Позднышев - М.: Недра, 1982. - 223 с. 132. Попова, Е.В. К вопросу о форсированном отборе жидкости (ФОЖ) [Текст] / Е.В. Попова, И.А. Дьячук // материалы 61-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа, 2010. – Кн.1. –С. 283. 133. Поушев, А.В. Методы повышения эффективности разработки водоплавыющих нефтяных залежей [Текст] / А.В. Поушев, Б.Б. Квеско, Е.Г. Карпова, А.Р. Квеско // Известия Томского политехнического университета. - Томск, 2011. Т. 319. № 1 - С. 156 - 161. 134. Проектно-технологический документ «Дополнение к проекту разработки Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения» [Текст] / рук. работы Дьячук И.А. - М: протокол ЦКР "Роснедр" по УВС РФ № 5551 от 20.12.2012 г. 135. Проектно-технологический документ «Дополнение к проекту разработки Гордеевского нефтяного месторождения» [Текст] / рук. работы Дьячук И.А. -Ижевск: протокол ТО ЦКР "Роснедр" по УР РФ № 614 от 02.12.2011 г. 136. Технологический проект разработки Белебеевского нефтяного месторождения [Текст] / рук. работы И.А. Дьячук. - Уфа (выездное заседание): протокол ЦКР "Роснедр" по УВС РФ № 5695 от 23.10.2013 г. -262- 137. Ребиндер, П.А. [Текст] / П.А. Ребиндер, Е.Е. Сегалова // Коллоидный журнал. 1950. - Т. 71. - с. 85. 138. Рейнер, М. Деформация и течение. Введение в реологию [Текст]: монография / М. Рейнер - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 382 с. 139. Репин, Н.Н.(мл.) Исследование течения аномальной нефти [Текст] / Н.Н. Репин (мл.) // Тр. ТатНИПИнефть. - 1977. - вып. 36. - с. 115. 140. Репин, Н.Н. О предельном напряжении сдвига структурированных жидкостей [Текст] / Н.Н. Репин, А.М. Соцков // НТС ВНИИСПТнефть "Нефтепромысловые проблемы основных нефтегазодобывающих районов". - Уфа, 1983. - с. 4 - 11. 141. Репин, Н.Н.(мл.) Оценка гидродинамических условий отрыва нефти от породы [Текст] / Н.Н. Репин (мл.) // Докл. шестой республ. отраслевой научно-практич. конф. - 1981. - с. 101 -102. 142. Репин, Н.Н. О закономерностях движения структуропроявляющих жидкостей в трубах [Текст] / Н.Н. Репин, А.М. Соцков // НТС "Проблемы нефти и газа Тюмени". 1979. - вып. 44. - с. 64 - 67. 143. Репин, Н.Н.(мл.) Экспериментальные исследования особенностей структурообразования в нефти и чистых жидкостях [Текст] / Н.Н. Репин (мл.) // Тез. докл. ХIХ научн.-техн. конф. молодых ученых и специалистов. - 1985. - с. 128. 144. Репин, Н.Н. О природе проявления сил поверхностного натяжения [Текст] / Н.Н. Репин // НТС ВНИИСПТнефть "Сбор и подготовка газонасыщенной нефти и воды и борьба с корозией нефтепроводов". - Уфа, 1982. - с. 3 - 41. 145. Репин, Н.Н. Технология механизированной добычи нефти [Текст]: монография / Н.Н. Репин, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов, А.И. Дьячук. - М.: Недра, 1976. - 128 с. 146. Розенберг, Г.Д. Об определении бингамовских констант по методу наименьших квадратов из уравнения Букингема [Текст] / Г.Д. Розенберг // Тр. /ВНИИБТ. - 1965. вып. 15. - с. 30 - 38. 147. Сегалова, Е.Е. [Текст] / Е.Е. Сегалова, П.А. Ребиндер // Коллоидный журнал. 1948. - Т. 10. - № 3. - с. 223. 148. Анализ эффективности эксплуатации совместных скважин по пласту БС 10 Мамонтовского месторождения [Текст] / А.И. Сержанов [и др.] //Нефтепромы-словое дело. – 1995. – № 11-12. – С. 5-10. -263- 149. Стклянин, Ю.И. Расчет предельных безводных дебитов в однородно- анизотропных пластах с осевой симметрией [Текст] / Ю.И. Стклянин, А.П. Телков // Изв. АН СССР. - 1961. - № 5. 150. Способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации [Текст]: пат.2116436 Рос. Федерация: МПК Е 21 В 49/18, 43/20 / Дьячук И.А.; заявитель и патентообладатель И.А. Дьячук. № 96117806; заявл. 06.09.96; опубл. 27.07.1998 г., Бюл. № 21. – 19с: ил. 151. Способ разработки нефтяного месторождения на заключительной стадии с помощью установления форсированного режима отбора жидкости [Текст]: пат.2120543 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 43/18 / Дьячук И.А.; заявитель и патентообладатель И.А. Дьячук. - № 96122362; заявл. 21.11.96; опубл. 20.10.1998 г., Бюл. № 29. – 18с: ил. 152. Способ исследования структурного строения кровли продуктивного нефтя-ного пласта [Текст]: пат.2123592 Рос.Федерация: МПК Е 21 В 49/00 / Дьячук И.А.; заявитель и патентообладатель И.А. Дьячук. - 96122225; заявл. 21.11.96; опубл. 20.10.1998 г., Бюл. № 35. – 14с: ил. 153. Способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих сква-жин [Текст]: пат.2161246 Рос.Федерация: МПК E 21 B 43/00 / Баграмов К.А., Дьячук И.А., Луценко А.А., Репин Д.Н., Тян. Н.С., Хасанов М.М.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 99111569/03; заявл. 01.06.1999; опубл. 27.12.2000 г., Бюл. № 35. – 12с: ил. 154. Способ обработки призабойных зон нефтяных скважин [Текст]: пат.2197609 Рос.Федерация: МПК E 21 B 43/25 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Н.Н., Репин Д.Н., Рязанцев В.М., Шадымухаметов С.А., Шаньгин Е.С.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладатель Ин-терсино Инвестментс Лимитед (SC). - № 2001106832/03; заявл. 12.03.2001; опубл. 27.01.2003г., Бюл. № 32. – 12с: ил. 155. Система и способ восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения [Текст]: пат.2238400 Рос.Федерация: МПК E 21 B 43/25 / Баграмов К.А., Буторин О.О., Дьячук И.А., Ерилин С.А., Репин Д.Н.; заявитель и патентообладатель Буторин О.О., Репин Д.Н.-№ 2003103260/03; заявл.03.02.2003; опубл.20.10.2004., Бюл. № 33.–14с: ил. -264- 156. Соцков, А.М. К вопросу изучения движения структуропроявляющихся жидкостей в трубах [Текст] / А.М. Соцков, В.В. Пудиков // НТС ВНИИСПТнефть - "Сбор, подготовка нефти, воды и защита от коррозии нефтеромыслового оборудования." Уфа - 1980. - с. 19 - 21. 157. Соцков, А.М. Результаты экспериментальных исследований реологических свойств структуро-проявляющихся жидкостей [Текс] / А.М. Соцков // НТС ВНИИСПТнефть - "Сбор и подготовка газонасыщенной нефти и воды и борьба с коррозией нефтепроводов." - Уфа, 1982. - с. 45 - 50. 158. Влияние пластических форм течения на извлечение остаточной нефти [Текст] /А.М. Соцков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 10. - С. 26 - 27. 159. Сургучёв, М.Л. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах [Текст] / М.Л. Сургучёв, Э.М. Симкин // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 9. - с. 31 - 36. 160. Сургучев, М.Л. Результаты реконсервации пласта Б2 месторождений Яблоневый овраг [Текст] / М.Л. Сургучёв // Нефтепромысловое дело. - 1962. - № 2. 161. Сургучев, М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст]: монография / М.Л. Сургучев. - М.: Недра, – 1985. - 308 с. 162. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа [Текст] / А.П. Телков, Ю.И. Стклянин. - М.: Недра, 1965. - 163 с. 163. Телков, А.П. Некоторые особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой [Текст] / А.П. Телков. - НТО М: ВНИИОЭНГ, 1972. - 136 с. 164. Телков, А.П. Расчет предельных безводных и безгазовых дебитов в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой [Текст] / А.П. Телков, Ю.И. Стклянин. // Тр.МИНГиГП, 1963. -Вып. 42. 165. Телков, А.П. Приток к несовершенной скважине и выбор плотности перфорации [Текст] / А.П. Телков, В.К. Федорцов // Управление гидродинамическими процессами при разведке и эксплуатации месторождений нефти. Тр.ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1986. - С. 61 - 68. 166. Султанов, Б.И. О фильтрации вязкопластичных жидкостей в пористой среде [Текст] / Б.И. Султанов // Изв. АН АзССР сер. физико-матем. Наук. -1960. - № 5. - с. 125 - 130. -265- 167. Султанов Б.И., Тагиев Ш.М. О фильтрации вязко-пластичной жидкости в пористой среде. // Азербайджанское нефтяное хозяйство, - 1962, - № 1, - с. 18-25. 168. Терегулова, Г.Р. Перспективы использования приводов ШГН на основе биротативного двигателя в добыче нефти [Текст] / Г.Р. Терегулова, И.А. Дьячук, Н.Ю. Коробейников, Е.С. Шаньгин // материалы второго международного симпозиума углеводородных дисперстных систем. / науч. тр. Т.2. - Уфа, 2000, С. 142 144. 169. Технико-экономическое обоснование развития добычи нефти в АО "Ишимбайнефть" [Текст] // РМНТК "НЕФТЕОТДАЧА", ВНИИнефть. - М.: 1994. - Т.I. - 120 с.. 170. Технико-экономические расчёты показателей добычи нефти по месторождениям АНК «Башнефть», вводимым в разработку в 1996 – 2000 годы. [Текст] / Е.В. Лозин, И.Д. Кизина, А.В. Макаров, Э.М. Тимашев // Отчёт НИР по договору 3287 (этап 1, книга 1). -Уфа, БашНИПИнефть,1997. - 125 с. 171. Тиссо, Б. Образование и распространение нефти [Текст]: монография / Б. Тиссо, Д. Вельте. - М.: Мир, 1978 - 504 с. 172. Требин, Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов [Текст]: монография / Ф.А. Требин. - М.: Гостоптехиздат - 1945. - 141 с. 173. Толстой Д.М. [Текст] / Д.М. Толстой // Журнал физической химии. - 1934. - № 5. с. 28. 174. Укладчик каротажного кабеля [Текст]: пат.2179634 Рос.Федерация: МПК E 21 B 47/01 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин Н.Н., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С.; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», па-тентообладатель Ковентри Лимитед (WS). - № 2001102217/03; заявл. 24.01.2001; опубл. 20.02.2002 г., Бюл. № 5. – 8с: ил. 175. Устройство для спуска и подъема скважинных приборов [Текст]: пат.2179635 Рос.Федерация: МПК E 21 B 47/01 / Атнабаев З.М., Баграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин «ЮганскНИПИнефть», Н.Н., Хасанов М.М., патентообладатель Шаньгин Ковентри Е.С.; заявитель Лимитед (WS). 2001102218/03; заявл. 24.01.2001; опубл. 20.02.2002 г., Бюл. № 5. – 9с: ил. ООО - № -266- 176. Федякин, Н.Н.[текст] / Н.Н. Федякин // сб. "Современные представления о связной воде в горных породах". Коллоидный журнал 24, 497 (196). - М.: Изд-во АН СССР, 1963. - с. 82. 177. Федякин, Н.Н. [Текст] / Н.Н. Федякин // Сб. "Исследования в области поверхностных сил". М.: Наука, 1964. - С. 136; Research in Surface Forces, v. 2. New York, Plenum Press, 1966. 178. Фенгер, Д. Физические испытания пород нефтяных и газовых пластов и их свойства [Текст] / Д. Фенгер, Д. Льюис, К. Бернс. - Инотехника, - вып. 105. - Баку М., 1935. 179. Филатов, Б.С. Течение суспензий глины в трубах [Текст] / Б.С. Филатов // Коллоидный журнал. - Т. ХVI. - № 1. с. 65 - 71. 180. Фоменко, И.Е. Фильтрация жидкости при малых градиентах давления [Текст]: автореф.дис...канд.техн.наук / И.Е. Фоменко - Уфимский нефт. научн.-исслед. ин-т (УфНИИ) - Бугульма, 1970. - 28 с. 181. Фоменко, И.Е. Исследование Фильтрации нефти Ромашкинского месторождения в пористых средах [Текст] / И.Е. Фоменко // - М.: ВНИИОЭНГ. - 1970. - с. 110 - 116. 182. Фролов, А.И. Изучение характера фильтрации высокопарафинистых нефтей на участке УКМ-2 [Текст] / А.И. Фролов [и др.] // Нефтепромысловой дело. - 1967. - № 10. - с. 29 - 32. 183. Хабибуллин, З.А. Особенности фильтрации аномальных пластовых нефтей месторождения Узень [Текст] / З.А. Хабибуллин, В.Г. Приданников, В.Ф. Велихова // Тр. Тюменский индустр. ин-т. Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений в условиях Западной Сибири. - Тюмень, 1978. - с. 127 - 134. 184. Хабибуллин, З.А. Основные направления совершенствования разработки залежей с аномально-вязкой нефтью [Текст] / З.А. Хабибуллин // Вопросы интенсификации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Межвуз. сб. научн.тр. - Уфа: УГНТУ, 1994. - с. 3 - 14. 185. Вторичная разработка нефтяных месторождений [Текст]: монография / Э.М. Халимов [и др.]. - СПб: Недра, 2006 г. - с 361. 186. Халимов, Э.М. Вторичная разработка нефтяных месторождений Башкортостана [Текст]: монография / Э.М. Халимов, Е.В. Лозин. — СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2013. — 182 с.: ил. -267- 187. Хисамов, Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений [Текст] : монография /Р.С. Хисамов. Казань, АО Татнефть, 1996. - с. 245-253. 188. Чарный, И.А. Подземная газогидродинамика [Текст] / И.А. Чарный. -М: Гостоптехиздат, 1963. - 397 с. 189. Шадрин, Л.Н. К вопросу определения реологических параметров глинистых и цементных растворов [Текст] / Л.Н. Шадрин, Е.М. Соловьёв // Нефть и газ. - 1964. - № 12. - с. 13 - 16. 190. Шаньгин Е. С. Автоматизация управления добычей нефти из малодебитных скважин на основе биротативного привода : дис. ... д-ра техн. наук : 05.13.06 : Уфа, 2003. - 377 c. РГБ ОД, 71:05-5/33 191. Шаньгин, Е.С. Добыча высоковязкой нефти с использованием наземного привода штанговых глубинных насосов маятникового типа [Текст] / Е.С. Шаньгин, И.А. Дьячук / Проблемы нефтедобычи: Тем. сб. науч. трудов - М: ЮКОС, 2000. - С. 123 129. 192. Шаньгин, Е.С. Электропривод штанговых глубинных насосов маятникового типа [Текст] / Е.С. Шаньгин, И.А. Дьячук // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Тем. сб. науч. трудов Третьей научно-практической конференции. - ХантыМансийск: ХМАО, 2000. - С. 88 - 92. 193. Ширджанов, Н. Зависимость вязкости нефти от скорости перекачки и температуры [Текст] / Н. Ширджанов // Тр. Туркменский филиал ВНИИ. - 1962. - вып. 5. - с. 215 - 221. 194. Щипанов, П.К. [Текст] / П.К. Щипанов // ЖТФ, 1949. - № 10. с. 1211. 195. Щелкачёв, В.Н. Анализ, выводы и предложения, связанные с современным состоянием и перспективами внедрения новейших методов увеличения нефтеотдачи и мероприятий по улучшению разработки нефтяных месторождений [Текст] / В.Н. Щелкачёв // М: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1985. -с. 57. 196. Щелкачев, В.Н. Анализ длительной массовой остановки скважин и обоснование рациональности форсированного отбора жидкости из сильно обводнившихся скважин [Текст] / В.Н. Щелкачёв // Тр. ГрозНИИ. - 1945. - Вып 3. 197. Щелкачев, В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти [Текст] / В.Н. Щелкачёв // М.: Гостоптехиздат. — 1946. -268- 198. Шелкачев, В.Н. Нефтеотдача, форсирование отбора жидкости и экономика [Текст] / В.Н. Щелкачев//Нефтяное Хозяйство. - 1976. - № 6 199. Юлдушев, Э.Т. О характере перемещения водо-нефтяного контакта в двухслойном пласте [Текст] /Э.Т. Юлдушев, В.В. Осипов, И.И. Абызбаев //Тр.БашНИПИнефть. - Уфа, 1975. - Вып.42. - С. 152 - 157. 200. Adzumi H. Bull. Chem. Soc. Japan, 12, 304, 1937. 201. Bingam E.C. Fluidity and Plasticity. New York, 1922. 202. Botset "The flow of gas-liquid mixtures through unconsolidated sands. Trans. AIME, N 136, 1940. 203. Buckingham E. Proc. Am. Soc. Test. Mat. 21, 1921, 1154. 204. Griffits J.C. (1952). Bull. Amer. Ass. Petrol. Yed., 26, 205. 205. Grunberg F., Nissan A.H. (1943). J. Inst. Petrol., 29, 193. 206. Johnston N. and Berson C.M. AJME, Frans., 1960, 41, 1945. 207. King F.H. U.S.Yed. Surny 19th Ann. Rept., 2, 59 9(1898). 208. 134. Mc Haffic J.R., Lerner Z.J. Chem. Soc. 127, 1559, 1925. 209. Mc Millen E.L. Chem. Engns. Progr., 1948, 44,537. 210. Moore E.W., Lowe C.W., Hedrickson A.R. J. of Petroleum tehnology, Sept., 1965, № 9, 17. 211. Reiner M., Riwlin R., Kool. - Z, 1921, 1, 41. 212. W.Drost - Mansen. Jnd. Engnd Chem. 61.10.1969. 213. Witherspoon P.A. - Trans. Acad Sci., p. 962, V.24, № 4. 214. Wycoff, and H.G. Botset "The flow of gas-liquid mixtures through unconsolidated sands Physics", vol. 7, September, 1936. 215. Schvedoff F.N. R.J.Phys. 1889, 8(2), 341. 216. Schvedoff F.N. R.J.Phys. 1890, 9(2), 34. 217. Schvedoff F.N. R.J.Phys. 1900, 1, 478. 218. Vogel J.V. Inflow Perfomance Relationships for Solution-Gas Drive Wells//PTJ. – 1968. January. P. 83 – 92. 219. Voronoi, G. Nouvelles applications des parametres continus a la theorie des formes quadratiques. Deuxieme Memorie: Recherches sur les parallepoedres primitifs, J. reine angew. Math, 134, 198 - 287 (1908). -269- ПРИЛОЖЕНИЯ (Графические, табличные, текстовые) -270- -271- -272- -273- -274- -275-
