1 - Институт проблем транспорта энергоресурсов

Государственное унитарное предприятие
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)
Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых
технологий и новых материалов» Академии наук Республики Башкортостан
(ГАНУ «ИНТНМ» АН РБ)
УДК 622.276.2
На правах рукописи
КУЗИЛОВ ОЛЕГ ИГОРЕВИЧ
МЕТОДОЛОГИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
РАЗРАБОТКИ МЕЛКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ
НА ЕСТЕСТВЕННОМ АКТИВНОМ ВОДОНАПОРНОМ
РЕЖИМЕ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание учёной степени
кандидата технических наук
Научный руководитель –
Котенев Юрий Алексеевич,
доктор технических наук, профессор
Уфа 2014
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ……….
1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений района
исследований……………………………………………………………….
1.2. Опыт и история проектирования разработки месторождений…………
1.3. Основные особенности разработки нефтяных месторождений………..
1.4. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи
и интенсификации добычи нефти…………………………………………
Выводы по главе 1…………………………………………………………….
2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ
В УСЛОВИЯХ АКТИВНОГО ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА…….
2.1. Моделирование влияния геолого-технологических параметров залежи
на нефтеотдачу……………………………………………………………..
2.2. Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими
от насыщенности коллектора……………………………………………..
2.3. Методология проектирования разработки с использованием
геолого-гидродинамического моделирования……………………………
Выводы по главе 2…………………………………………………………….
3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ
НЕФТИ………………………………………………………………………
3.1. Анализ выработки запасов нефти………………………………………..
3.2. Оценка влияния геолого-технологических параметров месторождения
на эффективность разработки……………………………………………..
3.3. Анализ влияния геолого-технологических параметров на изменение
пластового давления……………………………………………………….
Выводы по главе 3…………………………………………………………….
4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ
ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ…………………………………………………
4.1. Актуальность экспресс-методик прогнозирования выработки
запасов………………………………………………………………………
4.2. Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти
при недостатке информации………………………………………………
4.3. Адаптация и апробация методики экспресс-оценки коэффициента
извлечения нефти применительно к геолого-технологическим
условиям месторождений Калининградской области……………………
Выводы по главе 4…………………………………………………………….
Основные выводы и рекомендации………………………………………...
Библиографический список использованной литературы………………
3
7
7
17
24
43
47
48
48
53
63
72
74
74
77
84
90
92
92
93
100
102
103
104
3
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Разработка мелких нефтяных месторождений имеет определенные
особенности. Для корректного прогноза технологических показателей необходим
ретроспективный геолого-технологический анализ разработки залежи нефти с
оценкой энергетического потенциала. Как правило, расчет технологических
показателей разработки в настоящее время проводится алгоритмами
гидродинамического симулятора, адаптированного в границах месторождения, и
не учитывает влияния «внешней» геолого-технологической обстановки, важной
при разработке залежей без поддержания пластового давления. При этом
недостаточная геолого-технологическая обоснованность показателей разработки
даже в пределах одной-трех скважин может привести к существенным
отклонениям динамики фактических показателей от проектных.
Исследования проводились на месторождениях Калининградской
области. Расчетные значения технологического коэффициента извлечения
нефти (КИН) по общеизвестной в отрасли методике с использованием
характеристик вытеснения и с применением геолого-технологической модели
могут отличаться на десять и более процентов. Очевидно, что точность
прогнозирования определяется достоверностью и количеством исходной
информации. Расхождение фактических показателей разработки и проектных,
полученных в результате фильтрационного моделирования для мелких
месторождений, требует использования контрольных методик расчета
эксплуатационных показателей. Следует отметить, что использование
коэффициентных методик и характеристик вытеснения позволяет оперативно
оценить перспективы выработки запасов и определяет необходимость развития
методологии использования последних.
Таким образом, методология расчетов технологических показателей для
проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на
естественном режиме является актуальной.
Цель работы  обоснование методологии технологического
проектирования и регулирования разработки для повышения эффективности
выработки запасов нефти мелких месторождений на естественном активном
водонапорном режиме.
Основные задачи исследований:
1. Анализ механизма выработки запасов нефти месторождений,
разрабатываемых на естественном режиме;
4
2. Поиск закономерностей, определяющих эффективность выработки
запасов нефти;
3. Ранжирование объектов разработки по геологическим критериям и
эффективности выработки запасов;
4. Оценка значимости геолого-технологических мероприятий (ГТМ) и их
влияния на величину коэффициента извлечения нефти;
5. Разработка методики оценки коэффициента извлечения нефти для
проектирования
и
оперативного
регулирования
освоения
мелких
месторождений нефти.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач
проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области.
Методы исследования: геолого-промысловый анализ разработки, методы
трехмерного геологического и гидродинамического моделирования (ГДМ),
многомерный статистический анализ, оценка и анализ геолого-промысловой
информации.
Достоверность результатов исследований подтверждается сходимостью
фактических и расчетных показателей разработки эксплуатационных объектов
месторождений Калининградской области. Решение задач осуществлялось на
базе фактических данных ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».
Научная новизна результатов работы
1. Для среднекембрийских отложений установлено, что при разработке
месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме
плотность сетки скважин и депрессия на пласт в краевых зонах залежей
оказывают незначительное влияние на выработку запасов нефти.
2. По данным разработки однопластовых объектов на естественном
режиме исследованы и обоснованы численные значения относительных
фазовых проницаемостей (ОФП) без их лабораторного определения с
использованием статистических данных добычи.
3. Разработана методика, позволяющая при минимуме геологофизической информации выполнить экспресс-оценку технологического КИН
без использования геолого-гидродинамического моделирования (ГГМ).
Основные защищаемые положения:
 методология
геолого-гидродинамического
моделирования
и
оперативного регулирования разработки мелких месторождений на
естественном активном водонапорном режиме, основанная на уточнении
5
данных фазового поведения флюидов и ранговой оценке влияния геологотехнологических параметров на выработку запасов;
 методика построения кривых ОФП по кривым относительных отборов
нефти и воды; модифицированные кривые ОФП для среднекембрийских
залежей нефти месторождений Калининградской области, позволяющие
адаптировать фильтрационные модели по истории разработки с высокой
точностью;
 методика экспресс-оценки технологического КИН в условиях
недостаточной геолого-физической информации;
 зависимости влияния геолого-технологических параметров на
выработку запасов нефти месторождений Калининградского вала по
результатам математического и гидродинамического моделирования
нефтеизвлечения и изменения пластового давления.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Указанная область исследований соответствует паспорту специальности
25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а
именно п. 5: Научные основы компьютерных технологий проектирования,
исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными
системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их
хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств
информационных технологий, включая имитационное моделирование
геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геологотехнологических процессов.
Практическая ценность результатов работы
Разработанные методики построения кривых ОФП по кривым
относительных отборов нефти и воды, а также методика экспресс-оценки
технологического КИН используются при технологическом проектировании и
мониторинге разработки нефтяных месторождений Калининградской области.
Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении;
выработке методических подходов с целью точного прогнозирования темпов
разработки месторождений нефти Калининградского региона; в проведении
аналитических и математических исследований, обобщении их результатов,
внедрении разработанных методик.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы реализованы
при проектировании разработки нефтяных месторождений Калининградской
области, докладывались на научно-технических совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-
6
Калининградморнефть» (Калининград, 2006 г.) и ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва,
2005, 2007, 2011 гг.), научно-практической конференции «Проблемы изучения
и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России»
(Санкт-Петербург, 2007 г.)
7
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ
1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений
района исследований
Расположенные
на
территории
Калининградской
области
и
Калининградского участка российского сектора шельфа Балтийского моря
промышленно разрабатываемые месторождения нефти, так же как и
перспективные структуры (рисунок 1.1), относятся к мелким и мельчайшим по
извлекаемым запасам нефти (от 0,030 до 17 млн т). Единственным
промышленно-нефтеносным региональным комплексом являются терригенные
отложения среднего кембрия, представленные кварцевыми песчаниками и
алевролитами с подчинёнными прослоями аргиллитов и глин.
Суммарные начальные извлекаемые ресурсы нефти региона оцениваются
в 109 млн т, из них на сушу приходится 67 млн т и на шельф – 42 млн т.
Разведанность ресурсов на суше составляет около 58,0 %, на шельфе – 17,7 %.
Характерно, что разведанность ресурсов шельфа Балтики выше, чем по
остальным шельфовым зонам России, где она на порядок ниже, чем по
сопредельной суше.
По территории суши Калининградской области глубина залегания
среднекембрийского продуктивного горизонта изменяется в направлении с
востока на запад от 1550 м (Ново-Искринское месторождение) до 2480 м
(Ладушкинское месторождение), в этом же направлении увеличивается
толщина отложений и ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС).
В пределах Калининградского участка российского сектора шельфа
среднекембрийский горизонт залегает на глубине от 2100 м на северо-востоке
до 3000 м на юге. Мощность его изменяется от 71 (скв. D6-2) до 94 м (скв.
С8-1). В составе горизонта практически повсеместно выделяются 57 пластов
мелко- и среднезернистых песчаников мощностью от 5 до 35 м. Они разделены
прослоями алевролитов и глин мощностью от 2 до 10 м. Суммарная мощность
песчаников в разрезе продуктивного горизонта составляет 40…80 м. С северовостока на юго-запад возрастает глинистость разреза, повышается содержание
глинистого и кварцевого цемента в песчаниках. В этом же направлении
снижаются ФЕС коллекторов. В акватории Балтийского моря их открытая
пористость колеблется от 20 % на северо-востоке до 4…7 % на юге.
Проницаемость кварцевых песчаников на Кравцовском месторождении
изменяется от единиц до 7450 мД [1].
8
9
В тектоническом плане территория Калининградской области и
прилегающая к ней акватория Балтийского моря приурочены к Балтийской
синеклизе Восточно-Европейской платформы [2 – 5]. Нефтегеологические
перспективы региона, как и всей синеклизы, связаны с каледонским
комплексом пород.
На севере Балтийская синеклиза обрамлена Балтийским щитом, на востоке
ограничена Латвийской седловиной, по которой отделяется от Московской
синеклизы, на юго-востоке-Белорусско-Мазурской антеклизой. Её юго-западная
граница совпадает с краевым швом Восточно-Европейской платформы, вдоль
которого она граничит с эпикаледонской Западно-Европейской платформой. В
посткаледонский этап развития Балтийская синеклиза формировалась в тесной
связи с Западно-Европейской платформой и открывается на юго-западе в сторону
внутриплатформенного Датско-Польского прогиба.
В административном отношении Балтийская синеклиза расположена в
Калининградской области Российской Федерации, Литве, Латвии, Эстонии,
Польше.
В соответствии со схемой тектонического районирования в пределах
Калининградского участка выделяются Куршская впадина (А), Балтийская
моноклиналь (А1), Балтийский вал (А2), Северо-Самбийская депрессия (А3),
Западно-Куршский вал (А4), Зеленоградская депрессия (А5), Самбийская ступень
(А6), Калининградский вал (А7), Прегольская депрессия (А8), Багратионовская
ступень (А9), Мамоновская депрессия (А10), Большаковская моноклиналь (А11),
Гусевская ступень (А12), Дружбинский выступ (А14), Восточный борт Балтийской
синеклизы (Б), Курземская структурная зона (В) (рисунок 1.2) [6].
Основные
месторождения
суши
приурочены
к
структурам,
объединенным в линейную тектоническую дислокацию и составляющим
Калининградский вал (А7) широтного простирания размерами 4×40 км
(Красноборское,
Ушаковское,
Малиновское,
Западно-Красноборское,
Исаковское, Дейминское, Ладушкинское, Славинское, Веселовское, СевероКрасноборское, Славское, Гаевское и другие месторождения) [2].
В пределах Северо-Западной моноклинали и Северо-Самбийской
депрессии на шельфе выявлены локальные поднятия D2, D9, D18, D19, D33,
D44. Локальные поднятия С7, С9, С11, С14, С32, С41, С42, С43 приурочены к
акваториальной части Самбийской и Калининградской ступеней. На структуре
С9 открыто небольшое нефтяное месторождение.
Наибольшей плотностью суммарных начальных ресурсов углеводородов
характеризуется Западно-Куршский вал. Он имеет субмеридиональное простирание
и в тектоническом отношении граничит на западе с Северо-Самбийской депрессией,
на востоке – с Зеленоградской депрессией, на юге – с Самбийской ступенью.
Восточное крыло вала осложнено системой сбросов субмеридионально-северовосточного простирания с амплитудами от 20…30 до 80 м.
Рисунок 1.2. Схема тектонического районирования территории Калининградской области [6].
10
11
К поднятому (западному) крылу Западно-Куршского вала приурочена
цепочка структур D35, D5, D27 (в Литве) и D6, D29, D41 (в российском секторе
шельфа). Наиболее крупная и наиболее изученная из них – структура D6, на
которой в 1983 г. открыто Кравцовское месторождение нефти – одно из самых
крупных в Калининградской области и соседней Прибалтике.
В геологическом строении месторождений региона принимают участие
кристаллические породы фундамента архейско-протерозойского возраста и
осадочного чехла. Разрез осадочного чехла представлен отложениями кембрия,
ордовика, силура, перми, триаса, юры, мела и четвертичной системы. Толщина
осадочных пород составляет от 1500 до 3000 м, в том числе кембрия,
единственного промышленно-нефтеносного комплекса, – до 250 м. Разрез
преимущественно сложен терригенными песчано-глинистыми породами
(рисунок 1.3).
Промышленная нефтеносность связана с песчаниками среднего кембрия.
По кровле продуктивного горизонта структуры представляют собой, как
правило, брахиантиклинальные поднятия с различными направлениями
простирания, часто осложненные разрывными нарушениями (не являющимися
гидродинамическими экранами). Залежи пластовые сводовые (массивные), ряд
залежей тектонически экранированные (рисунки 1.4, 1.5). По всей площади
нефтеносности залежи подстилаются подошвенной водой. Водонефтяной
контакт (ВНК) трактуется горизонтальной плоскостью.
В составе продуктивного среднекембрийского горизонта, по материалам
геофизических исследований скважин (ГИС) и исследований кернов, выделяют,
как правило, три литологические пачки. Все они сложены преимущественно
крупно- и среднезернистым песчаниками, причем наилучшие коллекторские
свойства характерны для верхней первой пачки, содержащей значительную
(основную) долю запасов месторождений.
В таблице 1.1 приведена характеристика неоднородности объектов
разработки с начальными геологическими запасами нефти более 1 млн т.
Таблица 1.1 – Характеристика неоднородности разрабатываемых месторождений
Месторождения, залежь
Красноборское
Западно-Красноборское
Ушаковское, северная залежь
Ушаковское, южная залежь
Малиновское, северная залежь
Малиновское, южная залежь
Дейминское
Ладушкинское
Алёшкинское
Восточно-Горинское, центральный купол
Зайцевское
Кравцовское (D6)
Коэффициент
песчанистости,
доли ед.
0,97
0,80
0,87
0,84
0,81
0,86
0,70
0,39
0,86
0,84
0,93
0,92
Коэффициент
расчлененности,
ед.
2,0
3,3
1,9
2,7
1,3
1,5
7,1
6,2
1,8
2,5
2,6
3,6
Kz P+Q
Толщина, м
Отдел
Систем а
Группа
Ст ратиграфия
Глубина, м
12
46- 59
С углинки, суп еси, глины с вал унами , прослои п есков, гравийно -галеч ного материала
М ергели с пр ослоями м ела, и звест няков, алевролит ов и г лин
100
K2
K
200
K1
J3
J
168-223
ф
300
152 -202
J2
400
T
T1
ф
П ески зеленовато-серые с пр ослоя ми ал евритов с к онкрециями фос форитов
К варце во-гла укони товы е песк и с прослоями ал евролитов
П есчаники из вестк овист ые, сл абос цемен тированны е, с пр осло ями песков
Алевролиты с про слоям и глин ы, глины ч ерные , тем но-серые, к арбон атные, алеврито вые
П ески, песча ники, мерге ли, алевро литы
П ески, песча ники, алевролиты
Глины, перес лаивание г лин с алевролитами
500
Mz
Состав пород
Литология
М ергели, глины, прослои изве стняк ов оолитов ых, ал еврол итов
600 302 -332
Аргилл иты, г лины с про слоям и изв естняк ов
700
Ангидриты, огипсованные дол омит ы
800
P
P2
D
D1
900
1000
246 -268
67- 98
1100
К аменн ая соль
Д оломи ты серые, темно -серы е, трещиноватые . Аргиллит ы, алевролиты, п есчаники
П есчаники пе строц ветны е с прослоями г лин и алевролито в
Гл ина а леври тистая, ме ргели с про слоям и пес чаников. Ал евролиты и арги ллиты
Гл ины, аргил литы с редкими просло ями м ергел ей
1200
1300
S2
S
Аргилл иты с прослоями известняков глинисты х и мергелей
1400
1500
731-939
1600
1700
1800
O+O
O3
1
2+
1900
58- 81
И звест няки пестроцветные, мелкоз ернис тые, нерав номер но гли нисты е
Аргилл иты, известняки п лотн ые гли нисты е, мергели
И звест няки глинис тые д оломи тизирован ные, д олом иты, г лауко нитовый песчаник
Э
2
2000
83-1 05
П есчаники светло- серые , квар цевы е, неф тена сыщенные, алев ролит ы,
пр ослои глин зеле новато-серы х, песчани ки вод онас ыщен ные
Э
O
Аргилл иты с просл оями извес тняков и м ергеле й
S1
1
2100
78- 95
П есчаник кварцевы й, од нород ный, алевролиты темно-серые гл инист ые
Э
Ar+Pr
2200 20*-148*
Гранит равномерно крист аллический, темно-серого цвета (* - вскрытая толщина)
Фосфориты
Ангидриты
Мергели
Ал евролиты
Каменная сол ь
Песчаники
Гл ины, аргиллиты
Валуны, граве литы
Нефтенасыщенность
Из вестняки
Супеси, суглинки
Кристаллический фундамент
Доломиты
Пески
Известняк оолитовый
ф
Рисунок
1.32.1
 -Сводный
разрез
Рисунок
Сводныйлитолого-стратиграфический
литолого-стратиграфический разрез
13
Рисунок 1.4- Структурная карта по кровле продуктивного пласта
среднего кембрия Славского месторождения
14
Рисунок 1.5 - Геологический профиль продуктивного горизонта
среднего кембрия Зайцевского месторождения
по линии скважин 7-1-12
15
Расчленение продуктивного горизонта непроницаемыми включениями
существенно повышает анизотропность пласта, что благоприятно отражается
на процессе вытеснения нефти подошвенной водой.
Площадь нефтеносности – от 327 тыс. до 25 млн м2, этаж нефтеносности –
от 3 до 56 м, начальные геологические запасы нефти  от 29 тыс. до 16,5 млн т.
Тип коллектора – поровый, средняя пористость от 8,0 % до 16,2 %,
средневзвешенная начальная нефтенасыщенность – от 67 % до 94 %. Следует
отметить, что для подавляющего большинства месторождений наиболее
пористой является прикровельная часть среднекембрийских отложений.
Расчлененность, в зависимости от этажа нефтеносности, колеблется от 1-3
до 4-7, песчанистость  от 0,22 до 1,00. Средняя проницаемость от 0,03 до
0,93 мкм2; анизотропия проницаемости, по промысловым данным (по
безводной добыче), колеблется в широких пределах  от 1 до 16 и более.
Коэффициент аномальности пластового давления – на уровне 1,1;
пластовая температура – от 54 C до 94 C. Режим залежей – естественный
активный водонапорный с падением пластового давления не более 10 %
(преимущественно 5…6 %) от первоначального (по данным 30-летней
эксплуатации). Пластовое давление имеет тенденцию к восстановлению до
начального по мере выработки запасов нефти. Механизм вытеснения нефти –
преимущественный подъем ВНК, близок к поршневому характеру. Отмечается
хорошая гидродинамическая связь с законтурной областью. Коэффициент
пьезопроводности, по данным гидродинамических исследований скважин,
составляет несколько десятков тысяч см2/с.
Пластовая
нефть
легкая
(0,700…0,854 т/м3),
маловязкая
(0,72…10,97 мПа·с),
малосернистая
(0,05…0,37 %),
парафиновая
(2,75…9,44 %), недонасыщена газом (давление насыщения нефти газом от 0,70
до 8,31 МПа). Газосодержание пластовой нефти  от 0,8 до 76,0 м3/т, объемный
коэффициент пластовой нефти – от 1,015 до 1,283.
Пластовая вода хлоркальциевого типа, общая минерализация до 250 кг/м3,
плотность от 1,084 до 1,144 т/м3, вязкость в пластовых условиях от 0,52 до
0,78 мПа·с.
Отношение вязкостей нефти и воды находится в диапазоне от 1,7 до 14,2
и предопределяет существенную разницу в подвижностях флюидов при
изменении фазовых состояний.
В таблице 1.2 приведены диапазоны изменения основных геологофизических характеристик для месторождений, разрабатываемых на
естественном активном водонапорном режиме.
Коэффициент вытеснения, характеризующий максимальную величину
КИН, составляет 0,56 при проницаемости 0,001 мкм2 и 0,67  при
проницаемости 1 мкм2 (обработано 174 определения по 25-ти месторождениям)
(рисунок 1.6).
16
Таблица 1.2 – Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов
Наименование
Диапазон
изменения
Средняя глубина залегания, м
1550… 2500
Пластовые
сводовые
Тип залежей
Тип коллектора
Поровый
Площадь нефтеносности,
тыс. м2
Средняя общая толщина, м
Средневзвешенная
нефтенасыщенная толщина, м
327…25201
2,6…56,0
1,4…17,3
Средняя пористость, %
8,0…16,2
Средняя нефтенасыщенность,
%
67,0…94,0
Проницаемость, мкм2
0,030…0,930
Коэффициент песчанистости,
0.22…1,00
доли ед.
Коэффициент расчлененности,
1,0…7,1
доли ед.
Начальное пластовое давление,
16,5…27.2
МПа
Вязкость нефти в пластовых
0,72…10,97
условиях, мПа×с
Начальная пластовая
54,0…94,0
температура, °С
Диапазон
изменения
Наименование
Плотность пластовой нефти,
т/м3
Плотность поверхностной
нефти, т/м3
Средняя продуктивность,
х10 м3/(сут×МПа)
Абсолютная отметка ВНК, м
0,700…0,854
0,805…0,871
0,1…60,0
1591… 2442
Объемный коэффициент нефти 1,015…1,283
Содержание серы в нефти,
0,05…0,37
% масс.
Содержание парафина в нефти,
2,75…9,44
% масс.
Давление насыщения нефти
0,70…8,31
газом, МПа
Газосодержание пластовой
0,8…76,0
нефти, м3/т
Вязкость воды в пластовых
0,52…0,78
условиях, мПа×с
Плотность воды в пластовых
1,084…1,144
условиях, т/м3
Начальные геологические
29…16473
запасы нефти, тыс. т
Начальные извлекаемые
10…9776
запасы нефти, тыс. т
Коэффициент извлечения
0,323…0,692
нефти, доли ед.
Коэффициент вытеснения, %
100
10
0.00001
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
2
Проницаемость, мкм
Рисунок 1.6 – График обобщенной зависимости коэффициента
вытеснения от проницаемости
10
17
Таким образом, к геолого-физическим особенностям месторождений
региона можно отнести малую вязкость и небольшое газосодержание пластовой
нефти, низкое давление насыщения нефти газом, высокую пластовую
температуру, высокую активность минерализованных пластовых вод
хлоркальциевого типа, а также высокую анизотропию по проницаемости.
Для залежей нефти экспериментально получены зависимости фазового
поведения проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности, которые
свидетельствуют о благоприятных условиях фильтрации нефти в пористой
среде. Увеличение подвижности воды наступает при водонасыщенности пласта
более 60 %, и к этому моменту значительная часть нефти будет уже вытеснена.
Такое соотношение фазовых проницаемостей, как будет показано в
дальнейшем, способствует высокой эффективности вытеснения нефти водой
при естественном режиме работы пласта.
1.2. Опыт и история проектирования разработки месторождений
Хронологически период составления проектных технологических
документов на разработку месторождений можно подразделить на три этапа.
Первый этап охватывает годы с 1973 по 1981, когда проектные
технологические документы составлялись УкрНИИПНД (г. Киев) и его
филиалом (г. Гомель). В этот период были составлены технологические схемы
разработки
Красноборского,
Западно-Красноборского,
Ушаковского,
Малиновского, Исаковского и Ладушкинского месторождений нефти,
открытых трестом «Ярославнефтегазразведка».
Эксплуатация месторождений Калининградской области осуществлялась
НГДУ «Калининграднефть», организационно входившим в объединение
«Белоруснефть» Министерства нефтяной промышленности СССР.
Основные принципы проектирования разработки открытых залежей
нефти с подошвенной водой были обоснованы под руководством В.А. Киселя в
УкрНИИПНД.
E
R
, или RE–1 = M + NR,
M  NR
(1.1)
где M и N – параметры, учитывающие совокупное влияние на нефтеизвлечение
различных физических и геолого-промысловых факторов.
Эту зависимость можно рассматривать как аналог характеристики
вытеснения (обводнения), широко использующейся в практике проектирования
для статистического моделирования процесса разработки.
Величина RE–1 в функции R изображается на графике прямой линией,
угловой коэффициент которой равен N, а отрезок, отсекаемый ею на оси RE–1,
равен M.
18
Подробно примеры использования эмпирической зависимости (1) и
определение связей между технологическими показателями разработки
приведены в работе [7].
Проектная технология разработки месторождений не предусматривала
поддержания пластового давления, так как допускалось, что естественный
напор подошвенных и контурных вод обеспечит энергией процесс разработки
каждого месторождения. Применялись сгущающиеся к своду залежей сетки
скважин с расстояниями между скважинами от 300 до 500 м. Для обеспечения
равномерного подъема плоскости ВНК, недопущения конусообразования и
неконтролируемого прорыва подошвенных и контурных вод депрессия на пласт
при эксплуатации скважин не превышала 1 МПа.
Второй этап проектирования связан с организацией в составе
Министерства газовой промышленности СССР Главного управления по добыче
нефти и газа в морских акваториях (Морнефть). В связи с этим в подчинение
Морнефти были переданы все предприятия по добыче нефти и газа
сопредельной суши, и в 1979 году организованы территориальные
производственные объединения (ПО).
Научное обеспечение работ в акваториях Чёрного, Азовского и
Балтийского морей и сопредельной суши для ПО «Черноморнефтегазпром» (в
настоящее время Государственное акционерное общество «Черноморнефтегаз»)
и ПО «Калининградморнефтегазпром» (в настоящее время ООО «ЛУКОЙЛКМН») осуществлялось подразделениями, организованными в г. Симферополе:
с 1981 г. – лабораторией ВНИИгаза, с 1982 г. – комплексным научноисследовательским отделом ВНИПИморнефтегаза, с 1986 г. – ВНИПИшельф и
с 1993 г. – Малым внедренческим предприятием (МВП) «Нефтегаз».
В течение второго этапа (1982 – 1998 гг.) проектирование разработки
нефтяных месторождений осуществлялось с использованием статистических
моделей, базирующихся на использовании характеристик вытеснения,
позволяющих интегрально оценить эффективность процесса разработки.
Существует целый ряд характеристик вытеснения [8 – 10]. В 1984 году
при составлении проекта разработки Красноборского месторождения была
использована зависимость обводненности (доли нефти) от начальных
извлекаемых запасов, так как к моменту проектирования на месторождении уже
были получены данные по выработке дренируемых скважинами запасов нефти
в различных частях залежи.
Получение характеристики вытеснения в целом для залежи было
выполнено последовательно, начиная от построения характеристик по
отдельным скважинам, обводненным на 95…98 %, затем по эксплуатационным
участкам залежи и заканчивая осреднением характеристик эксплуатационных
участков. В качестве начальных извлекаемых запасов для скважин была
принята накопленная добыча нефти.
19
На рисунке 1.7 приведены осредненные по скважинам характеристики
вытеснения на выделенных эксплуатационных участках залежи: южном
(рисунок 1.7, а), центральном (рисунок 1.7, б) и северном (рисунок 1.7, в).
Границы участков были выбраны так, чтобы свести к минимуму возможность
перетока флюидов между ними. Осредненная по эксплуатационным участкам
характеристика вытеснения в сравнении с характеристиками таких хорошо
известных месторождений, как Бавлинское и Октябрьское, приведена на
рисунке 1.7, г.
1.0
0.5
0.5
0.0
0.0
0.0
е
ф
т
и
1.0
1.0
0.0
0.5
н
а)
1.0
б)
1.0
1.0
л
я
0.5
2
3
Д
о
1
0.5
0.5
0.0
0.0
0.0
0.5
1.0
0.0
0.5
1.0
Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов, доли ед.
в)
г)
а) южный участок; б) центральный участок; в) северный участок;
г) залежь в целом. Шифр кривых на рисунке г): 1 – Красноборское
месторождение; 2 – Бавлинское месторождение; 3 – XXII пласт
Октябрьского месторождения
Рисунок 1.7 – Графики зависимости доли нефти от степени истощения
запасов Красноборского месторождения
20
В дальнейшем в качестве характеристики вытеснения была принята
зависимость нефтеотдачи от объема жидкости, прошедшей через поровый
объем пласта:
η = f( 
QЖ
QГ
),
(2)
где: η
– нефтеотдача;
ΣQЖ – накопленная добыча жидкости;
QГ – геологические запасы нефти.
Расчетная нефтеотдача определялась с учетом неоднородности пласта по
проницаемости и соотношения подвижностей нефти и воды с использованием
коэффициентов вытеснения, охвата заводнением и охвата вытеснением
[11  13]. Для месторождений, имеющих достаточную историю разработки,
фактическая характеристика вытеснения (рисунок 1.8) экстраполировалась до
достижения расчетной (технологической) величины нефтеотдачи.
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
0.7
0.6
0.5
0.4
Красноборское
0.3
Западно-Красноборское
Ушаковское
0.2
Малиновское
Исаковское
0.1
Дейминское
Гаевское
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Безразмерное время
Рисунок 1.8 – Графики зависимости КИН от безразмерного времени
В технологических документах, составленных в этот период, проектная
технология также предусматривала разработку нефтяных месторождений
области на естественном режиме.
Оценка масштабов снижения пластового давления при проектных отборах
жидкости и полном возврате в продуктивный пласт объемов попутно
добываемой воды показала возможность разработки месторождений на всех
стадиях на естественном режиме [14, 15]. В процессе длительной эксплуатации
месторождений к настоящему времени снижение пластового давления по
отношению к первоначальному не превышает 10 %.
21
По залежам с небольшими этажами нефтеносности и весьма
ограниченными геологическими запасами нефти, не превышающими 500 тыс. т
и реже 1,5 млн т, применялись в основном равномерные треугольные сетки
скважин с шагом от 200 до 350 м. При этом оптимальная депрессия в условиях
анизотропного (расчлененного) пласта задавалась на уровне 1 МПа, для
изотропного – снижалась до 0,5 МПа.
Выполненный анализ разработки месторождений показал, что
соблюдение проектных технологий обеспечивает равномерный подъем ВНК,
достижение высоких коэффициентов извлечения нефти, близких к
коэффициенту вытеснения, и благоприятную характеристику обводнения как
отдельных скважин, так и залежей в целом (таблица 1.3).
При статистическом моделировании процесса разработки необходимо
знание величины КИН и поведения характеристики обводнения, которые на
начальной стадии проектирования не всегда рассчитываются с достаточной
точностью и поэтому, как правило, принимаются по аналогии. Бесспорно, что
повышение точности прогноза технологических показателей разработки
обеспечивается при использовании компьютерных геолого-технологических
моделей.
Первый проектный документ с созданием геолого-технологической
модели был выполнен по Красноборскому нефтяному месторождению в 1999
году на основе последнего пересчета запасов нефти. Фильтрационная модель
месторождения реализована в программном комплексе «LAURA»
(ОАО «ВНИИнефть»). С этого момента начинается и продолжается до
настоящего времени третий этап проектирования разработки нефтяных
месторождений региона – этап моделирования.
В период 1999 – 2002 гг. с использованием моделей комплекса «LAURA»
составлены
проектные
технологические
документы
по
ЗападноКрасноборскому, Малиновскому и Дейминскому нефтяным месторождениям.
При этом мониторинг разработки на основе имеющихся фильтрационных
моделей осуществлялся эпизодически.
В конце 2001 г. ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» приобрело пакет лицензионных
программных продуктов Landmark, и с 2003 года все новые проектные
технологические документы содержали гидродинамические модели залежей в
формате VIP Landmark.
За прошедшее время развивалась и совершенствовалась методология
компьютерного моделирования залежей нефти с подошвенной водой. Основные
наработанные методические приемы и подходы к моделированию отражены в
публикации [16, 17]. Главной особенностью созданных моделей являлось то,
что для фильтрационного моделирования использовались геологические
модели без какого-либо укрупнения (то есть искажения). При этом достигалось
практически полное соответствие фактических и смоделированных показателей
22
по отбору флюидов как текущих, так и накопленных. Пример «идеальной»
адаптации фильтрационной модели Семёновского нефтяного месторождения по
истории разработки приведен на рисунке 1.9. Последние фильтрационные
модели VIP, кроме того, учитывали фактическое (по данным геофизических
исследований скважин) распределение флюидонасыщенности, что в итоге
многократно повышало адекватность моделей и точность прогнозных расчетов.
Таблица 1.3 – Показатели разработки нефтяных месторождений
№
пп
Месторождение
Год
ввода
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
Алёшкинское
Восточно-Горинское
Гаевское
Дейминское
Домновское
Дружбинское
Зайцевское
Западно-Красноборское
Западно-Ушаковское
Исаковское
Красноборское
Ладушкинское
Малиновское
Ново-Искринское
Олимпийское
Северо-Красноборское
Северо-Озёрское
Северо-Славинское
Семёновское
Славинское
Славское
Ушаковское
Чеховское
Южно-Октябрьское
Южно-Олимпийское
ИТОГО суша
Кравцовское (Д6)
ИТОГО шельф
1996
1992
1990
1980
2007
2004
2003
1975
1996
1977
1975
1982
1976
1996
1998
1993
2004
1997
2000
1984
1993
1976
1998
2004
1995
26
ВСЕГО
2004
КИН, доли ед.
утвержден- текущий
ный
0,649
0,649
0,489
0,430
0,445
0,511
0,605
0,588
0,621
0,560
0,689
0,434
0,614
0,629
0,643
0,631
0,620
0,628
0,573
0,645
0,623
0,667
0,622
0,604
0,692
0,611
0,556
0,556
0,551
0,576
0,370
0,381
0,135
0,193
0,268
0,542
0,554
0,442
0,657
0,337
0,558
0,574
0,500
0,574
0,265
0,502
0,488
0,433
0,404
0,608
0,503
0,279
0,634
0,534
0,313
0,313
Накопленный
водонефтяной фактор
(ВНФ) на 01.01.2013,
т/т
1,1
1,3
2,3
2,6
3,1
0,6
0,8
1,1
1,9
1,6
2,0
0,3
1,5
3,3
2,8
2,7
0,5
1,7
2,0
1,4
2,1
1,6
1,3
0,7
2,2
1,6
0,5
0,5
0,599
0,485
1,4
Впоследствии в связи с приобретением ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» пакета
программ моделирования компании Schlumberger (2004 г.), а также
ОАО «ЛУКОЙЛ» корпоративной лицензии на программные продукты
23
300
125
250
75
60
компании Roxar (2007 г.) геологическое и фильтрационное моделирование
осуществлялось с использованием обновленных программных средств.
Дебит нефти
Дебит воды
Накопленная добыча нефти
Накопленная добыча воды
3
Де бит н ефти, м /сут
0
0
На копленна я добы ча не фти, т ыс.м
0
3
На к оплен ная до быча в оды, тыс.м
0
Дебит вод ы, м /с ут
3
Обводненно сть, % об.
0
3
Обводненность
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Годы
Рисунок 1.9 – Пример адаптации фильтрационной модели Семеновского
нефтяного месторождения по истории разработки (маркеры
– фактические значения, линии – расчетные значения)
Исследования, проведенные при помощи построенных моделей,
позволяют оптимизировать процесс выработки запасов пробуренным фондом
скважин. Точки заложения новых проектных скважин выбираются в зонах с
максимальной остаточной нефтенасыщенностью 18 – 20.
Анализ фактических данных и вариантный прогноз процессов разработки
месторождения на основе постоянно действующих геолого-технологических
моделей (ПДГТМ) позволяет планировать адресные геолого-технологические
мероприятия с целью обеспечения выработки остаточных запасов нефти с
максимальной эффективностью [21, 22].
24
1.3. Основные особенности разработки нефтяных месторождений
Разработка мелких месторождений, эксплуатирующихся на естественном
водонапорном режиме, включает ряд вопросов, связанных с изучением
активности законтурных вод, геологическим обоснованием выбора системы
размещения скважин, способа добычи, интенсивности отбора жидкости во
времени, изучением особенностей, заключающихся в выборе способа
эксплуатации.
Месторождения Калининградской области находятся на различных
стадиях разработки. Это связано с широким временным диапазоном ввода
месторождений в разработку  с 1975 по 2007 годы. Начальная стадия
разработки
месторождений
характеризуется
фонтанным
способом
эксплуатации, что обусловлено высоким начальным пластовым давлением.
Причиной относительно продолжительного периода фонтанной эксплуатации и
последующего механизированного способа разработки без поддержания
пластового давления является особенность геологического строения
исследуемого региона, который приурочен к единому Прибалтийскому
артезианскому бассейну, являющемуся гидрогеологической системой первого
порядка, и характеризуется типичными гидрогеологическими условиями для
месторождений Калининградской области. В осадочной толще Прибалтийского
артезианского
бассейна
выделяется
ряд
водоносных
комплексов.
Водовмещающими являются все проницаемые терригенные и карбонатные
отложения. Водоупором вышезалегающих продуктивных пластов служат
глинисто-карбонатные ордовикско-силурийские отложения.
Региональным гидрогеологическим комплексом, оказывающим основное
влияние на восполнение пластовой энергией разрабатываемых залежей,
является нижнепалеозойско-верхнепротерозойский этаж. Нижнепалеозойсковерхнепротерозойский гидрогеологический этаж распространен на всей
территории Прибалтийского артезианского бассейна. В его разрезе выделяется
ордовикско-кембрийский водоносный комплекс, охватывающий терригенные
отложения нижнего ордовика (пакерортский горизонт), среднего и верхнего
кембрия,
который
имеет
повсеместное
распространение
и
по
гидродинамическим особенностям находится в зоне весьма замедленного
водообмена, характеризующейся наилучшей гидрогеологической закрытостью.
Воды высоконапорные, что обеспечивает водонапорный режим залежей.
Тем не менее, при наличии благоприятных геологических и
гидрогеологических условий рассматриваемый регион осложнен наличием
частых субширотных и субмеридиональных разломов, имеющих значительную
величину заложения и узлы пересечения кольцевыми и дуговыми структурами
25
определенных размеров. На наш взгляд, приразломная тектоника и
приуроченность месторождений в Калининградской области оказывают
влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов. В этой
связи разработка каждого отдельного месторождения имеет свои особенности.
Наиболее показательными и характерными нефтяными месторождениями
Куршского нефтегазоносного района Балтийской нефтегазоносной области
являются:
- Зайцевское, расположенное в южной части района и приуроченное к
зоне сочленения Багратионовской ступени и Дружбинского выступа;
- Дружбинское, расположенное в юго-восточной части района и
приуроченное к Дружбинскому выступу;
- Славское, расположенное в северной части района и приуроченное к
Большаковской моноклинали;
- Гаевское, расположенное в северо-западной части района и
приуроченное к зоне сочленения Самбийской ступени и Зеленоградской
депрессии.
На примере этих месторождений предлагается рассмотреть особенности
их разработки.
Зайцевское нефтяное месторождение
Разработка Зайцевского месторождения четко разделяется на два этапа:
период фонтанной эксплуатации с 2003 г. по 2008 г. и последующий период
насосной эксплуатации. В период насосной эксплуатации были введены две
новые скважины, которые в течение первых 2…3лет также эксплуатировались
как фонтанные, затем были переведены на механизированную добычу.
В период фонтанной эксплуатации Зайцевское месторождение
разрабатывалось очень эффективно: отбор от начальных извлекаемых запасов
(НИЗ) существенно опережал обводненность. Массовый перевод на
механизированную добычу, завершившийся в 2008 году, существенно снизил
эффективность выработки месторождения. Последующий ввод новых скважин
улучшил показатели разработки, но в целом эффективность осталась
неудовлетворительной (рисунок 1.10).
Снижению эффективности разработки способствовало то, что перевод
скважин на механизированный способ добычи привел к резкому увеличению
обводненности продукции. Увеличение обводненности скважин после перевода
с фонтанной на механизированную добычу является распространенным
случаем, характерным для всех месторождений Калининградской области. Для
утилизации увеличившихся объемов попутно добываемой воды в 2009 г. была
пробурена поглощающая скважина. Проведенные позднее трассерные
26
исследования показали, что влияние поглощающей скважины на работу
добывающих пренебрежительно мало [22].
Рисунок 1.10 – Характеристика вытеснения Зайцевского месторождения
Рисунок 1.11 – Темп выработки запасов Зайцевского месторождения
27
Максимальная добыча нефти на месторождении была достигнута в 2009
г. после ввода двух новых скважин и составила 76,8 тыс. т.
Месторождение разрабатывается на естественном активном водонапорном
режиме без поддержания пластового давления. Текущий темп выработки
запасов составляет 3,8 % (рисунки 1.11, 1.12).
Рисунок 1.12 – Графики разработки Зайцевского месторождения
Анализ энергетического состояния залежи, проведенный на основе
замеров пластового давления и отбивки динамических уровней в действующих
скважинах, показал, что с начала разработки месторождения существенного
понижения не произошло. Напротив, в скважинах с наиболее проницаемыми
пропластками за последний год произошел рост динамических уровней
(рисунок 1.13).
Равномерность распределения накопленной добычи по добывающим
скважинам показывает, что на Зайцевском месторождении успешно
применяется используемая на всех месторождениях Калининградской области
технология регулирования отборов (рисунок 1.14). Данная технология
позволяет осуществлять наиболее полную выработку запасов месторождений,
разрабатываемых при активном водонапорном режиме, за счет сохранения
естественного природного механизма вытеснения.
7 80
28
1
1981.3
8
197
19
10 180
1977.6
1984
1982
1980
6 140
1985.4
5 6000
8
198
0
199
2
199
2
86
19
1994
1980.1
1
3 760
1987.2
11 1500
1984
12
12 - Номер скважины
1950
1950 - абс. отметка кровли, м
кембрия
12 - нагнетательная скважина
6000 - максимальная концентрация трассера (частиц/л)
- зона повышенной проницаемости резервуара
Рисунок 1.13 – Сопоставление результатов трассерных исследований
и годового изменения динамических уровней по скважинам
Зайцевского месторождения
29
Рисунок 1.14 – Распределение накопленной добычи нефти
по скважинам Зайцевского месторождения
Основными (по информативности) данными для анализа выработки
запасов применительно к условиям разработки Зайцевского месторождения
являются:
 данные электрометрии (БКЗ, БК, БМК) совместно с результатами
радиометрии (ГК и НГК) разведочных и уплотняющих эксплуатационных
скважин, пробуренных в различное время после начала разработки;
 данные построения модели продуктивной части среднекембрийского
горизонта, позволяющие оценить распределение остаточных запасов по
площади объекта и во времени;
 динамика
технологических
показателей
по
скважинам
и
распределение зон дренирования с выявлением причин, обусловивших
распределение фильтрационных потоков;
 данные о фактическом вскрытии перфорацией продуктивных пачек в
скважинах.
Для управления и регулирования выработки запасов месторождения по
каждой скважине проводились геофизические исследования. Исследования
проводились как с целью контроля над продвижением ВНК, так и для оценки
технического состояния скважин. Слежение за продвижением линии ВНК
30
осуществлялось импульсным нейтрон-нейтронным каротажем (ИННК), а
качество и состояние цементного кольца определялись методами акустического
контроля (АКЦ).
Скважина № 1. Находится в приконтурной зоне северной части
месторождения. В разрезе скважины отмечаются как высокоемкие пласты с
пористостью от 10 % до 16 %, так и тонкие прослои с пористостью 2…6 %.
Исследования ИННК проводились впервые перед вводом скважины
в
эксплуатацию и два года спустя (рисунок 1.15).
Проведенные исследования показали, что снижение нефтенасыщенности
происходило преимущественно в интервале перфорации. Такой характер
изменения нефтенасыщенности может указывать на то, что обводнение
продукции на тот период было связано
в основном с послойным
проникновением приконтурной воды к забою скважины, что в дальнейшем
было подтверждено трассерными исследованиями, которые выявили 8
проницаемых слоев, гидродинамически связанных с расположенной на
расстоянии 225 м поглощающей скважиной № 12.
н/насыщенность, д. ед.
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
-1970
-1975
абс. отметка, м
-1980
-1985
-1990
-1995
-2000
н/насыщенность (Асабина)
н/насыщенность (ПЗ 2012)
интервал перфорации (2002 г.)
пористость (Асабина)
пористость
Рисунок 1.15 – Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 1
31
Скважина № 2. Была введена в эксплуатацию в 2004 г. После перевода
на механизированную добычу штанговым глубинным насосом (ШГН) в 2007 г.
произошел резкий рост обводненности. Исследования ИННК показали, что
снижение нефтенасыщенности имеет тенденцию, указывающую на подъем
ВНК (рисунок 1.16). Поэтому текущее положение ВНК по этой скважине на 2
метра выше значения, определенного на дату бурения.
н/насыщенность, д. ед.
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
-1970
-1972
-1974
-1976
-1978
абс. отметка, м
-1980
-1982
-1984
-1986
-1988
-1990
-1992
-1994
-1996
-1998
-2000
начальная н/насыщенность
пористость
интервал перфорации (2002 г.)
дострел (2003 г.)
н/насыщенность (04.08.2005)
н/насыщенность (02.12.2005)
н/насыщенность (18.05.2007)
н/насыщенность (23.09.2012)
Рисунок 1.16 – Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 2
Скважина № 3. Была введена в эксплуатацию в июле 2003 г.
Расположена в купольной части месторождения. Исследования ИННК
проводились в декабре 2005 г. Интерпретация результатов исследований
приведена на рисунке 1.17. Из результатов ИННК видно, что за срок между
измерениями существенных изменений нефтенасыщенности не произошло.
Данные измерения обводненности за тот же период подтверждают результаты
ИННК: обводненность продукции не возрастала. Рост обводненности начал
происходить с 2007 г. По характеру ее роста можно предположить о
32
подтягивании конуса воды. Однако для более точной оценки причин
обводнения необходимы исследования ИННК на текущую дату.
н/насыщенность, д. ед.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-1975
абс. отметка, м
-1980
-1985
-1990
-1995
-2000
начальная н/насыщенность
н/насыщенность (26.12.2005)
интервал перфорации
пористость
Рисунок 1.17  Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 3
Скважина № 5 введена в эксплуатацию в 2003 г. Измерения ИННК
проводились дважды: первый раз перед сдачей в эксплуатацию из бурения и
второй раз в декабре 2006
г. (рисунок
1.18). Характер изменения
нефтенасыщенности с уменьшением глубины указывает на внедрение
подошвенной воды в зону депрессии. Текущая информация по исследованиям
ИННК отсутствует, однако из анализа основных технологических показателей
работы скважины следует, что наметившаяся тенденция сохраняется.
Скважина № 6 введена в эксплуатацию в апреле 2004 г. Исследования
ИННК после проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в 2006 г. не
выявили однозначного снижения нефтенасыщенности (рисунок 1.19). Из
характера обводнения скважины (рисунок 1.20) следует, что происходит
постепенное поднятие линии ВНК. Более точное определение линии ВНК
требует проведения дополнительных исследований.
33
н/насыщенность, д. ед.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-1970
-1975
абс. отметка, м
-1980
-1985
-1990
-1995
-2000
начальная н/насыщенность
н/насыщенность (12.01.2006)
интервал перфорации
пористость
Рисунок 1.18  Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 5
0
0,1
0,2
0,3
н/насыщенность, д. ед.
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-1980
абс. отметка, м
-1985
-1990
-1995
-2000
-2005
начальная н/насыщенность
н/насыщенность (02.05.2006)
интервал перфорации до РИР (2004 г.)
пористость
интервал перфорации после РИР (2006 г.)
Рисунок 1.19  Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 6
34
ШГН
80
фонт
60
РИР
негерм
40
ШГН
20
10.2011
04.2011
10.2010
04.2010
10.2009
04.2009
10.2008
04.2008
10.2007
04.2007
10.2006
04.2006
10.2005
04.2005
10.2004
0
04.2004
Обводненность, %
Скважина № 6
100
обводненность
Рисунок 1.20 – Характер обводнения скважины № 6
Скважина № 7 введена в эксплуатацию в апреле 2004 г. Исследования
ИННК проводились четыре раза. Из интерпретации результатов ИННК следует,
что со временем нефтенасыщенность на измеряемом интервале однозначно
снижалась. Сопоставление данных ИННК (рисунок 1.21) и характера
обводнения (рисунок 1.22) позволяет предположить, что вытеснение нефти
происходит за счет продвижения подошвенной воды.
н/насыщенность, д. ед.
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
-1975
-1980
абс. отметка, м
-1985
-1990
-1995
-2000
-2005
начальная н/насыщенность
н/насыщенность (26.07.2005)
интервал перфорации до РИР (2004 г.)
пористость
интервал перфорации после РИР (2008 г.)
н/насыщенность (25.11.2005)
н/насыщенность (17.08.2008)
Рисунок 1.21  Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 7
35
100
80
РИР
негерм
ШГН
60
40
20
10.2011
04.2011
10.2010
04.2010
10.2009
04.2009
10.2008
04.2008
10.2007
04.2007
10.2006
04.2006
10.2005
04.2005
10.2004
0
04.2004
Обводненность, %
Скважина № 7
обводненность
Рисунок 1.22 – Характер обводнения скважины № 7
Скважина № 8 введена в эксплуатацию в июле 2004 г. Было проведено
три исследования ИННК (рисунок 1.23). По результатам интерпретации можно
предположить, что обводнение носит послойный характер за счет
проникновения краевой воды. Скважина расположена вблизи контура
нефтеносности; поэтому создаваемая ей депресси больше влияет на стягивание
контура, а не на подъем линии ВНК.
0
0.1
0.2
0.3
н/насыщенность, д. ед.
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
-1970
-1975
абс. отметка, м
-1980
-1985
-1990
-1995
-2000
-2005
начальная н/насыщенность
н/насыщенность (16.07.2005)
интервал перфорации
пористость
н/насыщенность (11.09.2006)
Рисунок 1.23  Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 8
36
Скважина № 9 введена в эксплуатацию в январе 2005 г. Проведено три
исследования ИННК. Исследования проводились до перевода скважины на
механизированную добычу. Интерпретация представлена на рисунке 1.24.
Результаты интерпретации можно оценить как подтверждение поднятия ВНК в
рассматриваемой
скважине, однако для более точной оценки необходимы
более свежие данные.
0
0,1
0,2
0,3
н/насыщенность, д. ед.
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-1975
абс. отметка, м
-1980
-1985
-1990
-1995
-2000
начальная н/насыщенность
н/насыщенность (19.05.2006)
интервал перфорации
пористость
н/насыщенность (23.05.2007)
Рисунок 1.24  Изменение нефтенасыщенности по данным ИННК
в скважине № 9
Таким образом, преимущественно послойное обводнение выявлено в
скважинах, расположенных в краевой части месторождения с северо-востока к
юго-востоку, а подъем ВНК  в скважинах, расположенных ближе к центру.
Учитывая результаты исследования ИННК, а также историю разработки
37
скважин, можно сделать вывод о концентрации невыработанных запасов в
центральной, купольной, части залежи в юго-западной области.
Результаты гидродинамического моделирования также показали, что
область невыработанных запасов Зайцевского месторождения находится в югозападной части купола .
Дополнительным
подтверждением
концентрации
остаточных
подвижных запасов в указанной области стали трассерные исследования,
проведенные в период с апреля по май 2012 г. [22]. По результатам
исследований была установлена зона, по которой было отмечено прохождение
трассеров с высокой концентрацией (рисунок 1.13).
Концентрация трассеров в зоне скважин №№ 4, 5, 3, 11 указывает на то,
что данная область наиболее сильно промыта, и сосредоточение остаточных
запасов находится в юго-западной части месторождения.
Славское нефтяное месторождение
Анализ выработки запасов, выполненный по данным фактических
показателей эксплуатации скважин, а также результатам геологотехнологического моделирования с учётом геологического строения и
неоднородности, позволил выделить три участка: южный, центральный и
северный. Границы между южным и центральным участками проведены на
половине расстояния между скважинами № 12 и № 14; между центральным и
северным участками – на половине расстояния между скважинами № 1 и № 16
и отображены на рисунке 1.25.
Выделенные участки отличаются величинами запасов нефти, добывными
возможностями скважин и степенью выработки запасов (таблица 1.4).
Таблица 1.4 – Характеристика выработки запасов нефти по участкам Славского
месторождения по состоянию на 01.01.2012
Участок
Номера скважин
Начальные
Накопленная
геологические добыча нефти,
запасы, тыс. т
тыс. т
Южный
2, 5, 9, 10, 11, 12, 13
279,0
151,385
Центральный
1, 14, 15
111,0
25,148
Северный
4, 8, 16
96,0
13,376
ВСЕГО по месторождению
486,0
189,909
Текущий
КИН,
доли ед.
0,542
0,226
0,140
0,391
По разрезу эксплуатационный объект представлен чередованием
проницаемых и плотных прослоев. Толщина нефтенасыщенных проницаемых
прослоев изменяется от 0,4 до 4,8 м с преимущественными значениями от 0,4
до 2,6 м. Коэффициенты расчленённости по скважинам изменяются от 1 до 6
38
при среднем значении по залежи 2,4; коэффициенты песчанистости – от 0,35 до
1,00 (в среднем 0,569).
III
II
I
Рисунок 1.25  Карта суммарных накопленных отборов по состоянию
на 01.01.2012 год (I, II, III – участки залежи)
39
За период с июля 2003 года по сентябрь 2010 года по шести скважинам
(№ 1 на центральном участке и №№ 2, 5, 9, 10, 12 – на южном) выполнена
оценка выработки запасов по данным ИННК. Результаты свидетельствуют, что
по южному участку внедрение воды происходит по напластованию по наиболее
проницаемым прослоям.
Выработка запасов осуществляется достаточно эффективно, о чём
свидетельствует величина текущего КИН, равная 0,542.
Распределение остаточных подвижных запасов нефти по результатам
геолого-технологического моделирования и текущее состояние разработки
южного участка свидетельствуют об отсутствии застойных зон по площади и
возможности достижения высокого КИН без бурения дополнительных скважин
или боковых стволов. По скважинам участка необходимо продолжить
тщательный контроль за соблюдением оптимальных отборов жидкости; при
необходимости – выполнять ГТМ, связанные с РИР (изменением интервалов
перфорации) или интенсификацией притока горючеокислительная смесь (ГОС)
+ пороговой генератор давления (ПГД.
По северному участку в связи с выводом скважин №№ 4 и 8 из
добывающего фонда из-за прорыва подошвенной воды и низкой
эффективностью работы скв. № 16 перспективы улучшения процесса
разработки связаны с бурением боковых горизонтальных стволов (БГС); то же
самое можно сказать и о центральном участке месторождения.
Гаевское нефтяное месторождение
По темпам отбора от начальных извлекаемых запасов нефти (менее 2 %)
месторождение находится на IV стадии разработки, по отбору начальных
извлекаемых запасов (менее 80 %) – на завершающем этапе III стадии
разработки.
Добывающие скважины работают в оптимальном режиме. Распределение
текущих и суммарных отборов по скважинам по состоянию на 1.01.2012
приведено на рисунках 1.26, 1.27. Средний дебит одной скважины по жидкости
равен 29,3 т/сут, по нефти – 3,4 т/сут, обводненность  88,5 % вес. Добыча
нефти с начала разработки составляет 252,9 тыс. т, или 36,3 % от утвержденных
начальных геологических запасов. В среднем на одну побывавшую в
эксплуатации скважину отобрано 25,3 тыс. т нефти.
Стабилизация годовой добычи нефти в период 2006  2011 гг. достигнута
за счет увеличения отборов жидкости (рисунок 1.27), а также за счет успешных
РИР, выполненных в скважине № 10.
40
Рисунок 1.26 – Динамика основных фактических показателей разработки
Рисунок 1.27  Тренды основных технологических показателей
Продуктивный разрез залежи представлен чередованием проницаемых и
плотных прослоев. Коэффициенты расчленённости по скважинам изменяются
от 1 до 6 при среднем значении 2,2; коэффициенты песчанистости – от 0,373 до
1,0 при среднем значении 0,767. Коэффициенты проницаемости по площади и
разрезу варьируются в широком диапазоне значений  от 0,001 до 1,153мкм2.
41
Первые результаты по внедрению пластовой воды в залежь
зафиксированы по данным бурения добывающих скважин №№ 14 и 15 на
северо-западном крыле структуры (спустя три года после начала эксплуатации
залежи) [3]. Прорыв воды произошел по наиболее проницаемым прослоям в
прикровельной части разреза. Внедрение воды в залежь происходило по
напластованию в скважинах №№ 5, 6 и 12, приведшее к их полному
обводнению. В скважинах №№ 1, 7, 8 и 9 незаводнёнными остаются менее
проницаемые прослои суммарной эффективной толщиной соответственно 3,4;
3,2; 2,0 и 7,2 м, по которым остаточная нефтенасыщенность составляет
соответственно, 38 %; 40 %; 48 % и от 34 % до 67 %.
Кроме этого, зафиксирован подъём ВНК по сравнению с начальным
положением в скважине № 1 на 1,0 м, в скважине № 4а – на 1,8 м и в скважине
№ 8 – на 0,8 м.
Данные ГИС, полученные при бурении новых скважин, и сведения по
выработке по данным ИННК свидетельствуют о равномерном стягивании
контура нефтеносности к сводовой части залежи. Таким образом, можно
охарактеризовать процесс выработки запасов как удовлетворительный,
соответствующий объекту с высокой геологической неоднородностью.
Дружбинское нефтяное месторождение
Месторождение находится на начальной стадии разработки и
характеризуется ростом годовых отборов нефти, что обусловлено
продолжающимся разбуриванием месторождения и вводом в разработку новых
запасов нефти. За весь период эксплуатации добыча по месторождению
составила 43,507 тыс. т нефти и 48,082 тыс. т жидкости. В среднем на одну
скважину, побывавшую в эксплуатации, приходится 10,9 тыс. т нефти.
Текущий КИН составил 0,086. Основные показатели работы скважин
приведены на рисунке 1.28.
За девять месяцев 2009 г. добыча по месторождению составила
12,686 тыс. т нефти и 15,264 тыс. т жидкости, в т.ч. фонтанным способом
5,882 тыс. т нефти и 5,954 тыс. т жидкости. Текущий дебит (сентябрь 2009 г.)
одной скважины по жидкости равен 19,1 т/сут, по нефти – 14,8 т/сут при
обводненности продукции 22,9 %.
Проектный фонд полностью реализован. Плотность сетки скважин
составляет 25 га/скв. Добывающие скважины расположены друг от друга на
расстоянии 250…350 м. На месторождении сформирована однорядная система
разработки.
Залежь
равномерно
дренируется,
отборы
жидкости
пропорциональны вскрытой скважинами нефтенасыщенной толщине.
42
Рисунок 1.28  График разработки Дружбинского месторождения
43
1.4. Анализ применения
и интенсификации добычи нефти
методов
увеличения
нефтеотдачи
Следует
сразу
оговориться,
что
разрабатываемые
нефтяные
месторождения Калининградской области не являются объектами применения
методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Этот тезис (практически аксиома)
основан на более чем 30-летнем опыте эксплуатации нефтяных месторождений
региона, установившем, что:
 выработка запасов нефти происходит за счет преимущественного
подъема ВНК без оставления целиков нефти [23];
 оценка КИН в заводненном объеме залежей, проведенная в различные
периоды разработки, показывает, что он увеличивается за счет доотмыва и
стремится к своему пределу – коэффициенту вытеснения [14, 24];
 лабораторные эксперименты на всех составных моделях пласта
показывают или близкий к поршневому, или поршневой характер вытеснения
нефти водой [25  28];
 снижение начального пластового давления по разрабатываемым
месторождениям за весь период не превысило 10 % и преимущественно
составляет 5…6 % от первоначального, что показывает возможность
эксплуатации месторождений без поддержания пластового давления на всех
этапах разработки 14, 23].
Иными словами, реализуемые технологии разработки обеспечивают
достижение величин КИН, близких к коэффициенту вытеснения, что и
позволяет говорить об отсутствии необходимости применения МУН.
Из методов, связанных с интенсификацией добычи нефти, наиболее
эффективной является обработка призабойной зоны пласта горючеокислительной смесью в комплексе с пороховым генератором давления. По
классификации оба метода относятся к силовым (взрывным), однако
охватывают диапазон от глобальных (типа гидроразрыва пласта) до локальных
(физико-химических) методов интенсификации притока (типа кислотных
обработок, обработок поверхностно-активными веществами  ПАВ,
акустического воздействия и т.п.), или, иными словами, занимают
промежуточное положение. С точки зрения техники и технологии исполнения
эти методы не требуют применения специализированного дорогостоящего
оборудования и химреагентов, что обеспечивает их высокую мобильность и
возможность применения в любых геолого-технических и природноклиматических условиях.
44
Для среднекембрийских месторождений Калининградской области
сегодня метод ГОС и ПГД является пока единственным, давшим ощутимый
рост дебита нефти, то есть реальный прирост текущей добычи [29].
Технология и область применения малогабаритных пороховых
генераторов давления типа ПГД достаточно хорошо известны. Горючеокислительные смеси имеют простейшие составы на водной основе и готовятся
с применением аммиачной селитры в полевых условиях.
Динамика применения метода приведена на рисунке 1.29.
Количество скважино-операций
10
8
6
4
2
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
0
Год
Рисунок 1.29 – Динамика применения метода ГОС и ПГД
Впервые метод ГОС и ПГД был опробован в 1998 году на СевероКрасноборском, Ладушкинском и Славском нефтяных месторождениях.
Последующая динамика его применения в течение трёх лет (по 2001 год
включительно) оставалась практически постоянной по объему (на уровне трёхчетырёх скважино-операций в год), а последующая двухгодовая пауза в
использовании метода вызвана высокой аварийностью, а также техническим
переоснащением и сменой подрядчика.
Работы были возобновлены в 2004 году в объемах, кратно превышающих
предыдущие.
Эффективность работ зависит от качества подготовки ствола скважины и
качества проведения самих работ, а также от степени выработанности запасов
по продуктивному разрезу. Кратность увеличения дебита нефти после
45
обработки варьируется от нуля (нет эффекта) до 276 т/сут, составляя в среднем
35 т/сут.
Использование метода ГОС и ПГД определяется особенностями
геологического строения залежей. Как правило, объектами применения
являются скважины, имеющие слабую гидродинамическую связь с пластом.
Это могут быть скважины, в которых продуктивный разрез представлен частым
чередованием коллектор-неколлектор или имеет низкие фильтрационные
свойства, а также скважины, вышедшие из бурения с большим скин-фактором.
По состоянию на 1.01.2013 на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-КМН»
мероприятия с использованием ГОС и ПГД проведены на 89 скважинах (более
30 % действующего по состоянию на 1.01.2013 фонда месторождений суши).
География применения этого метода охватывает практически всю
Калининградскую область, что хорошо видно на рисунке 1.30.
Относительно внедрения на месторождениях геолого-технологических
мероприятий по проведению ремонтно-изоляционных работ с целью
ограничения водопритока можно отметить следующее.
По результатам более чем 30-летней эксплуатации месторождений
Калининградской области положительный опыт проведения ГТМ с целью
изоляции (включая селективную) обводненных интервалов для геологопромысловых условий среднекембрийских залежей с подошвенной водой
отсутствует [30].
Были опробованы такие технологии, как закачка силикатов (жидкого
стекла), гипана, полиакриламида, гранулированного магния, гелеобразующих
композиций и различных эмульсий. Последние попытки проведения в 2004
году изоляции водопритоков с применением инвертной эмульсии на основе
материала «Полисил-ДФ» привели или к практически полной потере связи с
пластом (т.е. отсутствию притока при максимальной депрессии), или росту
обводненности [31]. Поэтому применение гелеобразующих композиций и их
закачка в добывающие скважины не рекомендуются из-за их низкой
эффективности.
Также можно отметить, что для геолого-промысловых условий
среднекембрийских залежей с активным напором краевых и подошвенных вод
масштабное
внедрение
технологий
по
изоляции
(закупорке)
высокопроницаемых обводнённых прослоев (хаотически распределённых по
объёму залежей) будет снижать интенсивность проявления капиллярных и
гравитационных эффектов, т.е. приводить к потере нефтеотдачи.
Рисунок 1.30 – Объекты применения технологий ГОС и ПГД
46
47
Выводы по главе 1
К геолого-физическим особенностям месторождений региона можно
отнести малую вязкость и небольшое газосодержание пластовой нефти, низкое
давление насыщения нефти газом, высокую пластовую температуру, высокую
активность минерализованных пластовых вод хлоркальциевого типа, а также
высокую анизотропию по проницаемости.
Для залежей нефти экспериментально получены зависимости фазового
поведения проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности, которые
свидетельствуют о благоприятных условиях фильтрации нефти в пористой
среде.
Геолого-технологический анализ разработки мелких месторождений
рассматриваемого региона позволил установить следующее:
 выработка запасов нефти происходит за счет преимущественного
подъема водонефтяного контакта, без оставления целиков нефти;
 оценка КИН в заводненном объеме залежей, проведенная в различные
периоды разработки, показывает, что он увеличивается за счет доотмыва и
стремится к своему пределу – коэффициенту вытеснения;
 лабораторные эксперименты на всех составных моделях пласта
показывают или близкий к поршневому, или поршневой характер вытеснения
нефти водой;
 снижение начального пластового давления по разрабатываемым месторождениям за весь период не превысило 10 % и преимущественно составляет
5…6 % от первоначального, что показывает возможность эксплуатации месторождений без поддержания пластового давления на всех этапах разработки.
48
2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ
В УСЛОВИЯХ АКТИВНОГО ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА
Одним из главных направлений повышения качества проектирования,
управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных
месторождений является моделирование процесса нефтеизвлечения 32, 33.
В настоящее время в практику проектирования нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений в России активно внедряются пакеты
программ, называемые за рубежом Reservoir Engineering Software (программное
обеспечение технологии нефтеотдачи). К этой группе программ относятся
прикладные пакеты для обработки и интерпретации геофизических, геологических и других первичных данных о месторождениях углеводородов, построения
геологических и петрофизических моделей месторождений, гидродинамического
моделирования, хранения данных и результатов их обработки 34  39.
Для создания фильтрационных моделей используются различные
программные комплексы, разработанные зарубежными и отечественными
компаниями. Наиболее распространенными являются TIGRESS (PGS),
ECLIPSE (Schlumberger), DESKTOP-VIP (Landmark), MORE & Tempest (Roxar),
LAURA (ВНИИнефть), ТРИАС – Пилот (ООО «Венсис») 17.
Из отечественных разработок следует особо отметить трехмерную
информационно-аналитическую систему ТРИАС, предложенную сотрудниками
НИИ математики и механики им. Н.Г. Чеботарева [40].
2.1. Моделирование влияния геолого-технологических параметров
залежи на нефтеотдачу
Современное программное обеспечение по гидродинамическому моделированию позволяет осуществлять расчеты трехмерной трехфазной фильтрации
в неоднородном по пористости и проницаемости пласте в системе скважин.
Математическая модель учитывает:
 многообразие режимов разработки (водонапорный, газонапорный,
естественный режимы);
 изменчивость по площади и в вертикальном сечении коллекторских
свойств (толщин, абсолютных проницаемостей, пористости, начальных
насыщенностей породы нефтью, газом и водой, начального пластового
давления);
 сжимаемость пластовой породы и фаз;
 различие плотностей фаз;
 плотности, вязкости, объемные коэффициенты нефти, газа и воды как
функции давления;
49
 влияние капиллярных и гравитационных сил на процесс
фильтрационного переноса;
 сложную динамику работы скважин (изменения забойных давлений
или дебитов во времени, смену режимов заданных давлений или дебитов,
отключение скважин по достигнутым обводненности или газовому фактору,
перевод добывающих скважин под нагнетание, перенос интервалов
перфорации, неодновременный ввод скважин в эксплуатацию).
Входными параметрами для модели являются:
 коллекторские свойства пласта: толщина, абсолютная проницаемость,
пористость;
 начальная насыщенность и начальное пластовое давление;
 физические свойства фаз (плотность, вязкость, объемные
коэффициенты, относительные фазовые проницаемости);
 информация о работе скважин;
 счетные параметры численного метода и параметры управления
работой программы.
Для Красноборского, Малиновского (южная и северная залежи), ЗападноКрасноборского и Дейминского месторождений на основе гидродинамического
моделирования выполнена оценка влияния геолого-технологических
параметров залежи (показателей неоднородности, фильтрационно-емкостных
свойств пласта, плотности сетки скважин, давления и др.) на нефтеотдачу.
Для корректного прогнозирования по исследуемым объектам выполнена
качественная адаптация моделей (рисунок 2.1), отразившая происходившие в
пласте процессы, выявленные на стадии анализа выработки запасов (рисунок 2.2).
Рисунок 2.1 - Сравнение расчетной и фактической накопленной добычи
нефти по скважинам Красноборского месторождения
50
а)
б)
а) 6-ой год разработки; б) 25-ый год разработки
Рисунок 2.2 - Моделирование процесса выработки запасов нефти
По результатам моделирования выполнен прогноз и намечены
мероприятия по увеличению коэффициента извлечения нефти – бурение
горизонтальных
стволов
в
зонах
с
повышенной
остаточной
нефтенасыщенностью, переносы интервалов перфорации, изменение
направлений фильтрационных потоков за счет изменения режимов работы
51
добывающих скважин. Без нагнетания воды в пласт и применения химических
реагентов прогнозируются высокие КИН, значения которых изменяются в
диапазоне от 0,43 (Дейминское месторождение) до 0,68 (Красноборское
месторождение) (таблица 2.1).
Таблица 2.1 – Прогнозные значения КИН, полученные по результатам
моделирования
Месторождения, залежи
Коэффициент нефтеизвлечения
Красноборское
Малиновское. Южная залежь
Западно-Красноборское
Малиновское. Северная залежь
Дейминское
0,680
0,622
0,588
0,567
0,430
Притом что названные месторождения объединены в одну группу с
благоприятными свойствами и условиями разработки, отдельные различия
позволяют их качественно ранжировать и провести сравнительную оценку
факторов, влияющих на текущий и прогнозный КИН.
В таблице 2.2 приведены ранговые оценки по геологическим и
технологическим параметрам для рассматриваемой группы месторождений.
Анализ показал, что плотность сетки скважин и депрессия на пласт не оказали
определяющего влияния на качество выработки запасов, т.е. на КИН. Вместе с
тем, совокупность геологических параметров, характеризующих каждый из
объектов в отдельности, влияет на степень извлечения нефти. В результате
получена зависимость КИН от средневзвешенной ранговой оценки (рисунок
2.3). Добавление технологических параметров к ранговой оценке практически
не изменило установленной для данной группы месторождений зависимости.
В процессе разработки целенаправленно осуществлялся поэтапный
перенос интервалов перфорации «снизу вверх» при небольших депрессиях, тем
самым обеспечивался равномерный подъем ВНК (параллельно кровле). При
реализации данных технических решений удалось сбалансировать во времени
природную энергетику пласта, минимизировать конусообразование, при этом
проявлялось положительное влияние капиллярных и гравитационных сил на
полноту вытеснения нефти за счет преимущественно вертикального подъема
горячей пластовой воды. Следует отметить, что любое вмешательство в
процесс разработки, например интенсификация добычи за счет снижения
забойного давления или закачки воды (холодной и/или минерализованной,
отличной от пластовой), могло снизить потенциальный КИН.
52
Таблица 2.2 - Ранговые оценки по геологическим и технологическим
параметрам для месторождений Красноборской зоны
нефтегазонакопления
ЗападноКрасноборское
Малиновское,
северная залежь
Дейминское
Коэффициент нефтеизвлечения
Коэффициент песчанистости
Коэффициент расчлененности
Пористость
Проницаемость
Нефтенасыщенность
Нефтенасыщенная толщина
Вязкость нефти в пластовых условиях
Средневзвешенная ранговая оценка
по геологическим параметрам
Плотность сетки
Депрессия
Средневзвешенная ранговая оценка
с привлечением технологических
параметров
Малиновское,
южная залежь
Параметры
Красноборское
Ранговая оценка
0,67
1
3
1
4
1
1
3
0,65
2
2
2
5
1
3
1
0,58
4
4
1
3
2
2
2
0,63
3
1
2
2
3
4
1
0,43
5
5
3
1
4
5
4
2,0
2,3
2,6
2,3
3,9
1
1
3
3
4
2
5
3
2
4
1,8
2,4
2,7
2,7
3,7
Рисунок 2.3 – Графики зависимости КИН от средневзвешенной
ранговой оценки
53
2.2. Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими
от насыщенности коллектора
При гидродинамическом (фильтрационном) моделировании функциями,
зависящими от насыщенности или от истории процесса разработки, являются
две: относительные фазовые проницаемости и капиллярное давление.
Залежи нефти приурочены к песчаникам среднего кембрия, в
подавляющем своем большинстве пластовые сводовые (массивные), по всей
площади нефтеносности подстилаются подошвенной водой – это главная
особенность геологического строения. Пластовая нефть недонасыщена газом,
давление насыщения нефти на порядок меньше пластового давления. С
гидродинамической точки зрения, главной особенностью залежей является
естественный активный водонапорный режим работы на всех стадиях
разработки. Пластовое давление не снижается более 10 % от начального и
имеет тенденцию к полному восстановлению по мере выработки запасов нефти.
Динамика обводнения добываемой продукции в значительной мере
определяется фазовым поведением насыщающих породу флюидов. Для
отображения фазового состояния используются относительные фазовые
проницаемости коллектора  отношение эффективной проницаемости пористой
среды (проницаемости для нефти, воды или газа при их совместной
фильтрации) к абсолютной проницаемости (проницаемости для одной фазы при
100 %-ной насыщенности этой фазой). Данные фазового поведения при
моделировании задаются в табличной форме как функции водонасыщенности.
Применительно к среднекембрийским залежам нефти достаточно использовать
модель двухфазной фильтрации нефти и воды.
Вид абстрагированных кривых ОФП приведен на рисунке 2.4. На рисунке
выделяются характерные точки [41]: точка A соответствует содержанию в
коллекторе связанной воды (равновесная насыщенность для воды); точка C –
коэффициенту вытеснения, или значению водонасыщенности при остаточной
нефтенасыщенности (равновесная насыщенность для нефти). По значению
водонасыщенности в точке B, соответствующей одинаковым подвижностям
нефти и воды (относительные проницаемости фаз равны b), можно судить о
характере смачиваемости породы [42]: при значении B больше 0,5 порода
преимущественно гидрофильная, при значении меньше 0,5 – преимущественно
гидрофобная. Величина относительной проницаемости для нефти в точке a
(при насыщенности связанной водой A) равна 1. Относительная проницаемость
для воды в точке c, соответствующей водонасыщенности C, обычно меньше 0,3
для гидрофильной породы и находится в диапазоне от 0,5 до 1,0 для
гидрофобной. При этом для горных пород с промежуточными значениями
54
смачиваемости характерны показатели как гидрофильных, так и гидрофобных
пластов.
Относительная проницаемость, доли ед.
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
1
0.3
2
0.2
0.1
A
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Водонасыщенность, доли ед.
1 – относительная проницаемость для нефти;
2 – относительная проницаемость для воды
Рисунок 2.4 – Графики зависимости ОФП коллектора от водонасыщенности
ОФП определяются экспериментально на образцах породы (кернах) как
единичных, так и составных (рисунок 2.5). Вид экспериментальных кривых
ОФП позволяет говорить о преимущественно гидрофильной пористой среде:
одинаковая подвижность фаз  в диапазоне водонасыщенности 0,5 и более, а
значение относительной проницаемости для воды  в точке равновесной
насыщенности для нефти, или при максимальной водонасыщенности – менее
0,3. Однако значения насыщенности связанной водой менее 0,15 характерны
для гидрофобных коллекторов [42].
Экспериментально
смачиваемость
породы
определялась
для
Кравцовского и Северо-Озерского нефтяных месторождений. По 13-ти
определениям смачиваемости на керне из скважины № 10 «Кравцовская»
поверхность пород-коллекторов идентифицируется как гидрофобная (семь
определений) и преимущественно гидрофобная (шесть определений); по 10-ти
определениям на керне из скважины № 1 Северо-Озерского месторождения
породы характеризуются различной смачиваемостью  от преимущественно
гидрофобных до гидрофильных. По данным исследования кернов
Гиркаляйского месторождения (Балтийская синеклиза, Литва), породыколлекторы, аналоги коллекторов Калининградской области, являются
преимущественно гидрофильными, причем поровые каналы максимального
размера характеризуются явно выраженными гидрофильными свойствами. В то
55
k, доли ед.
же время в разрезе присутствуют и гидрофобные породы (наблюдаются на
древних ВНК) с низким содержанием связанной воды [43].
1
1
0.5
0.5
0
0
0
0.5
0
1
k, доли ед.
а)
1
б)
1
1
0.5
0.5
0
0
0
0.5
1
0
в)
k, доли ед.
0.5
0.5
1
г)
1
1
0.5
0.5
0
0
0
0.5
Sw, доли ед.
д)
1
0
0.5
1
Sw, доли ед.
е)
а) Ушаковское и Красноборское (пунктиром показаны ОФП для модели
пласта перпендикулярно напластованию по Красноборскому
месторождению); б) Зайцевское; в) Чеховское; г) Олимпийское;
д) Южно-Октябрьское; е) Северо-Озерское
Рисунок 2.5 – Графики зависимости относительных фазовых
проницаемостей k от водонасыщенности Sw
по месторождениям
56
Таким образом, по имеющимся сегодня данным можно говорить о
гетерогенном характере смачиваемости коллектора, которому могут отвечать
как процессы впитывания (увеличение насыщенности смачивающей фазой), так
и дренирования (уменьшение насыщенности смачивающей фазой) при
внедрении воды в первоначально нефтенасыщенную зону пласта.
Необходимо отметить, что при определении фазовых проницаемостей 13
моделей пласта были составлены из образцов керна параллельно
напластованию и четыре – перпендикулярно [25  27, 44], причем результаты
экспериментов на моделях пласта перпендикулярно напластованию позволяют
говорить о более высоких значениях коэффициента вытеснения нефти (на 10 %
и более), а соответственно и КИН (рисунок 2.6).
Коэффициент вытеснения, %
100
Параллельно напластованию
Перпендикулярно напластованию
10
0,01
0,1
1
10
2
Проницаемость, мкм
Рисунок 2.6 – Графики зависимости коэффициента вытеснения
от проницаемости по направлениям фильтрации
«Лабораторные» кривые ОФП и аналоги таких кривых, отвечающие
продуктивным пластам как целостностям, существенно различаются между
собой [45]. Поэтому при моделировании «лабораторные» кривые
целенаправленно
изменяются
(модифицируются),
что
диктуется
необходимостью адаптации фильтрационной модели по истории разработки
для получения приемлемого совпадения фактических и смоделированных
показателей по отбору флюидов. Модифицированные относительные фазовые
проницаемости коллектора, полученные при моделировании месторождений
Калининградской области, приведены на рисунке 2.7.
k, доли ед.
57
1
1
1
0.5
0.5
0.5
0
0
0
0.5
1
0
0
k, доли ед.
0
1
1
0.5
0.5
0.5
0
0
0
0.5
1
0
г)
0.5
1
0
1
1
1
0.5
0.5
0.5
0
0
0.5
1
0.5
1
0
з)
1
1
0.5
0.5
0.5
0
0
0
1
1
0
0.5
0.5
1
и)
1
0.5
0.5
0
0
ж)
0
1
е)
д)
0
0.5
в)
1
0
k, доли ед.
1
б)
а)
k, доли ед.
0.5
1
0
0.5
Sw, доли ед.
Sw, доли ед.
Sw, доли ед.
к)
л)
м)
1
а) Чеховское; б) Гаевское; в) Южно-Олимпийское; г) Ладушкинское;
д) Ново-Искринское; е) Олимпийское; ж) Семеновское;
з) Северо-Красноборское; и) Славское; к) Северо-Славинское;
л) Ушаковское; м) Восточно-Горинское
Рисунок 2.7 – Модифицированные ОФП коллектора по месторождениям
58
При отсутствии лабораторных определений ОФП возникает
необходимость их начальных построений расчетным путем. Из множества
расчетных методик можно выделить метод Пурцелла и Бурдайна [46],
основанный на лабораторных определениях зависимости капиллярного
давления от водонасыщенности. Ключевым моментом при расчетах является
определение показателя степени n по зависимости параметра насыщения PН от
водонасыщенности SW, а расчетные формулы имеют вид:
1

SW  SОВ
kO  1 
 1  SОВ  SОН



2 n 2
dSW
p К2
sW

dSW ,
0 p К2
1
(2.1)
SW
 S  SОВ 

kW   W
1

S
ОВ 

2 n 2
dSW
0 p К2
dSW ,
0 p К2
1
где: kO
– относительная проницаемость для нефти;
kW
– относительная проницаемость для воды;
SW – водонасыщенность;
SОВ – остаточная водонасыщенность;
SОН – остаточная нефтенасыщенность;
pК
– капиллярное давление;
n
– коэффициент степени, оцениваемый экспериментально.
Коэффициент степени n определяется по экспериментальной зависимости
по данным лабораторного исследования образцов керна:
PН 
где
1
SWn
(2.2)
PН
– параметр насыщения.
Графики зависимости параметра насыщения (отношение удельного
электрического
сопротивления
образца
к
сопротивлению
при
водонасыщенности 100 %) от водонасыщенности, построенный по данным
капилляриметрии
образцов
керна
отложений
среднего
кембрия
Калининградской области (2765 определений), приведен на рисунке 2.8. По
результатам обработки данных коэффициент степени n в уравнении регрессии
(2.2) равен 1,603.
59
Значения интегралов в формулах (2.1) вычисляются по площади по
зависимости 1/(pК)2 = f(SW), которая строится по опытным данным. Остаточную
водонасыщенность при этом находят как неуменьшаемую насыщенность
пористой среды смачивающей фазой.
Параметр насыщения P Н
1000
100
10
1
0.01
0.1
1
Водонасыщенность Sw, доли ед.
Рисунок 2.8 – График зависимости параметра насыщения
от водонасыщенности для среднекембрийских песчаников.
Концевые точки ОФП, соответствующие значениям связанной воды
(остаточной водонасыщенности) и коэффициенту вытеснения, могут быть
определены также по корреляционным зависимостям соответственно от
пористости и проницаемости. Зависимость связанной воды от пористости
коллектора иллюстрируется рисунком 2.9.
Коэффициент вытеснения, по определению, – это отношение объема
вытесненной нефти к начальному объему нефти в породе-коллекторе при
длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды,
или предельная величина нефтеотдачи [47]. Если использовать средние данные
60
по содержанию связанной воды и остаточной нефтенасыщенности, полученные
при лабораторном исследовании кернов, коэффициент вытеснения может быть
рассчитан по формуле [48]:
КВ 
Ост аточная водонасыщенность (связанная вода), доли ед.
где
1  SОВ  SОН
,
1  SОВ
(2.3)
S ОВ
– коэффициент вытеснения, доли ед.;
– остаточная водонасыщенность, доли ед.;
SОН
– остаточная нефтенасыщенность, доли ед.
КВ
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
Открытая пористость, доли ед.
Рисунок 2.9 – График зависимости связанной воды от пористости
Остаточная нефтенасыщенность SОН в формулах (2.1), (2.3) предполагает
свое определение как неснижаемой величины при бесконечной промывке
нефтенасыщенной пористой среды водой и в большинстве случаев изменяется
очень незначительно во всем диапазоне проницаемости или пористости [48].
Однако для месторождений региона диапазон изменения этого параметра
достаточно значителен, что, вероятнее всего, является следствием
61
использованных методик лабораторного определения. Поэтому значения
остаточной нефтенасыщенности (и остаточной водонасыщенности) отдельных
образцов кернового материала не могут характеризовать залежь в целом.
Для оценки коэффициента вытеснения может быть использован весь
объем имеющейся информации, представленный в виде зависимости этого
коэффициента от проницаемости (рисунок 2.10). При построении этой
зависимости, полученной по 15-ти месторождениям Калининградской области
(106 определений) для единого среднекембрийского продуктивного горизонта,
диапазоны значений емкостных и фильтрационных параметров составляют: по
пористости – от 2,8 % до 19,8 %; по проницаемости – от 0,000037 до 5,458 мкм2.
Уравнение регрессии имеет вид:
0, 0333
К В  74,1517  k ПР
где
(2.4)
– проницаемость коллектора, мкм2.
Коэффициент вытеснения, характеризующий максимально возможную
величину КИН и являющийся концевой точкой кривой относительной
проницаемости для нефти, рассчитывается по формуле (2.4) с учетом
статистического распределения проницаемости по образцам керна.
k ПР
Коэффициент вытеснения, %
100
10
0.00001
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
2
Проницаемость, мкм
Рисунок 2.10 – График зависимости коэффициента вытеснения
от проницаемости
10
62
Очевидно, что практически все способы расчета относительных
проницаемостей основаны на лабораторных данных изучения кернового
материала. Известен также критерий подобия вытеснения нефти водой из керна
и из нефтяного пласта в естественных условиях [49]: кривая «дебит нефти –
накопленная добыча нефти» подобна кривой зависимости относительной
фазовой проницаемости для нефти от водонасыщенности. Дебит выражается в
долях от максимально достигнутого и откладывается по оси относительной
проницаемости k, а накопленная добыча – в долях от активных извлекаемых
запасов нефти и откладывается по оси водонасыщенности.
Ни один из способов аппроксимации не гарантирует получение полного
соответствия расчетных построений и экспериментальных кривых. Сравнение
экспериментальных и модифицированных ОФП показывает, что добиваться
этого соответствия для целей гидродинамического моделирования и не нужно.
Поэтому для залежей нефти с достаточно продолжительной историей
разработки
используется
следующий
подход:
водонасыщенность
отождествляется с обводненностью продукции в пластовых условиях, а
относительные фазовые проницаемости коллектора для нефти и воды – с
относительным падением отбора нефти и ростом отбора воды соответственно.
По истории разработки строятся зависимости относительных отборов
нефти и воды, приведенных к пластовым условиям, от обводненности
продукции в пластовых условиях. Относительные отборы определяются по
формулам:
 Q
kO  1   Н
 Q
Н





n
– относительное падение отбора нефти,
(2.5)
 Q
kW   В
 QБАЛ
где



n
– относительный рост отбора воды,
– накопленная добыча нефти на временном шаге;
QН – накопленная добыча нефти за всю историю разработки;
QН
QВ
– накопленная добыча воды на временном шаге;
QБАЛ – геологические запасы нефти;
n
– показатель степени, заимствованный из формул (2.1).
Для построения кривых относительных отборов используется следующая
последовательность: сначала рассчитываются значения по формулам (2.5) и
строятся кривые отборов, затем производится аппроксимация кривых какимлибо способом (например построением степенного тренда в MS EXCEL). Далее
кривые перестраиваются по формулам тренда с постоянным шагом
обводненности (например 0,1). После этого производится масштабирование
63
концевых точек кривой относительного падения отбора нефти по оси абсцисс:
начальной точке присваивается значение остаточной водонасыщенности, а
конечной – значение равновесной насыщенности для нефти, равное
коэффициенту вытеснения. Следует отметить, что для выполнения расчетов
текущая обводненность продукции в пластовых условиях (в долях единицы)
должна приближаться к значению равновесной насыщенности для нефти или
хотя бы превышать величину 0,5.
Модификация ОФП по кривым относительных отборов использована при
моделировании Гаевского, Северо-Красноборского [50], Восточно-Горинского,
Ново-Искринского нефтяных месторождений: модели адаптированы по
истории разработки с погрешностями, не превышающими 1,5 %.
Вторым видом функций, зависящих от насыщенности, являются функции
капиллярного давления. Ввиду сложности описания этих функций в виде
формул они также обычно задаются в табличном виде [51]. При задании
начального давления и насыщенностей моделью автоматически учитывается
«псевдокапиллярное давление», обусловленное разницей гидростатических
давлений фаз по высоте залежи.
Для водонефтяного случая при задании зависимости начальной
водонасыщенности от пористости и высоты расположения над водонефтяным
контактом инициируется начальная нефтенасыщенность фильтрационной
модели, а дополнение модели зависимостью связанной воды от пористости
полностью компенсирует отсутствие табличного вида капиллярных давлений.
Таким образом, отсутствие лабораторных определений относительных
фазовых проницаемостей и капиллярного давления при гидродинамическом
моделировании среднекембрийских месторождений нефти Калининградской
области не является критическим. Использование обобщенных зависимостей
позволяет достаточно точно определить концевые точки фильтрационных
процессов, соответствующие содержанию связанной воды и остаточной
нефтенасыщенности.
2.3. Методология проектирования разработки с использованием
геолого-гидродинамического моделирования
Одним из наиболее эффективных механизмов управления процессами
разработки нефтяных месторождений в современных условиях являются
геолого-гидродинамические модели (ГГМ), которые позволяют достаточно надежно оценивать эффективность реализованной системы разработки,
осуществлять прогноз динамики выработки остаточных запасов углеводородов,
определять оптимальную стратегию доразведки и разработки месторождения, а
64
также позволяют оценить необходимость моделирования технологий
воздействия на различные типы коллекторов и залежей с целью улучшения их
выработки [52 – 54].
Процесс создания качественной и содержательной фильтрационной
модели и ее уточнение по данным истории разработки являются наиболее
трудоемким и ответственным этапом среди прочих этапов оптимального
управления объектом разработки. Высокая степень точности адаптации модели
по величине запасов и истории разработки позволяет качественно осуществлять
прогноз технологических показателей по модели и оценку существующей
системы разработки, а также управлять технологическими режимами эксплуатации скважин и выбирать оптимальные геолого-технологические
мероприятия в скважинах.
На примере Ушаковского и Гаевского нефтяных месторождений
предлагается методология гидродинамического моделирования на режиме
истощения пластовой энергии. Нефтеносность этих месторождений связана с
терригенными отложениями среднего кембрия. В разрезе продуктивного
горизонта выделяют сверху вниз три литологические пачки: I, II, III. Залежь
нефти Гаевского месторождения приурочена к двум верхним пачкам,
гидродинамически связанным между собой и составляющим единый
эксплуатационный объект. Тип залежи  пластовый, сводовый, тектонически
экранированный. Отметка начального ВНК  2294 м.
Толщины пластов в продуктивной части изменяются: общие  от 1,7 до
18,9 м, эффективные нефтенасыщенные  от 1,7 до 12,4 м. Тип коллектора 
поровый. Коэффициенты: песчанистости  0,85 д.ед., расчлененности  1,9 д.ед.
Значения коэффициентов, характеризующих коллекторские свойства
терригенного пласта среднего кембрия, принятые для проектирования:
проницаемости – 0,165 мкм2, пористости – 10 %, начальной
нефтенасыщенности  0,84 д.ед.
При создании фильтрационной модели использовалась модель
двухфазной фильтрации «вода  нефть». Процесс построения фильтрационной
модели с помощью программного комплекса DESKTOP - VIP Landmark
Graphics Corporation может быть представлен в виде совокупности блоков
(рисунок 2.11).
Имитатор VIP включает два отдельных программных модуля, которые
используют для:
- задания начального состояния модели  инициализация модели;
- выполнения расчетов, зависящих от времени,  моделирование [16].
65
Анализ и предварительная обработка данных
Физические
свойства
нефти
Экспрессанализ
Даты
изменения
в данных
Параметры скважин
для прогноза
Работа
с фактическими
данными
добычи
Выделение
слоев и
создание сетки
моделирования
Числовые
параметры
решения
Данные
фазового
поведения
Инициализация модели
(VIP-CORE, файл *i.dat)
Данные
о скважинах
и ограничения
по их работе
Восстановление истории разработки
Константы
физических
свойств и
начального
равновесия
Работа с данными, зависящими от времени
(VIP-EXEC, файл *r.dat)
Моделирование
Анализ и обработка результатов (файлы *i.out, *r.out)
Рисунок 2.11– Этапы создания фильтрационной модели
66
Согласно методологии, для создания файла инициализации начального
состояния необходимо определить важнейшие параметры, отражающие константы физических свойств и начального равновесия, данные фазового поведения,
физические свойства нефти, выделение слоев и создание сетки моделирования.
В качестве констант физических свойств и начального равновесия
определяются следующие характеристики:
- плотность воды в стандартных условиях, т/м3;
- объемный коэффициент воды при начальном давлении, доли ед.;
- вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с;
- коэффициент сжимаемости воды в пластовых условиях, 1/Па;
- коэффициент сжимаемости породы коллектора, 1/Па;
- начальная пластовая температура, °С;
- температура в стандартных условиях, °С;
- давление в стандартных условиях, Па;
- начальное пластовое давление, Па;
- исходная глубина пласта в абсолютных отметках, м;
- капиллярное давление на ВНК, Па;
- абсолютная отметка ВНК, м;
- давление насыщения нефти газом, Па;
- водонасыщенность, доли ед.;
- значения относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти,
доли ед.;
- значения капиллярного давления, Па.
В качестве стартовых значений при построении фильтрационной модели
были использованы зависимости относительных фазовых проницаемостей и
капиллярного давления от водонасыщенности, полученные на образцах кернов
среднекембрийских песчаников Ушаковского месторождения (рисунок 2.12).
Предложенная методология была реализована при проектировании
разработки Ушаковского и Гаевского нефтяных месторождений (формирование
базы исходных данных  Ушаковское месторождение, моделирование 
Гаевское месторождение). Задача по созданию фильтрационной модели
реализована для среднекембрийской залежи нефти Гаевского месторождения
по всей площади нефтеносности, подстилаемой подошвенной водой, имеющей
единый начальный ВНК. Режим работы залежи  естественный водонапорный
без необходимости поддержания пластового давления.
67
Рисунок 2.12  Графики зависимостей относительных фазовых
проницаемостей и капиллярного давления
от водонасыщенности
Эти геолого-промысловые характеристики объекта привели к выделению
ряда особенностей, которые необходимо учитывать при создании сетки
моделирования и выделения фильтрационных слоев:
1) сетка моделирования в горизонтальной плоскости должна
обеспечивать возможность управления интерференцией скважин, или, иными
словами, между двумя соседними скважинами должна находиться хотя бы одна
ячейка фильтрационной сетки;
2) водонефтяной контакт должен или соответствовать, или максимально
приближаться к горизонтальной плоскости;
3) желательно, чтобы фильтрационная модель по площади нефтеносности
совпадала со структурными геологическими построениями (соответствие
границ модели внешнему контуру нефтеносности);
4) фильтрационная модель должна быть максимально приближена к
геологической и отображать геологическое строение продуктивной толщи;
5) учитывая естественный режим работы залежи, должна существовать
возможность управления областью питания как за пределами контура
нефтеносности (законтурная область), так и в его пределах (подошвенная вода);
6) общее число фильтрационных блоков модели должно быть
оптимальным, так как время проведения расчетов находится в прямой зависимости от числа расчетных фильтрационных блоков.
Требования пунктов 2)  4) сформированы исходя из традиционного
представления о строении залежей углеводородов и отсутствия при этом
68
цифровой геологической модели. При выборе и построении сетки
моделирования главной целью являлось достижение определенного
компромисса между изложенными требованиями. Кроме этого, ставилась цель
достичь максимальное соответствие фильтрационной модели геологическим
структурным построениям.
Выделение фильтрационных слоев осуществлялось по принципу
«обратной связи», заключающемуся в пробном послойном построении фильтрационной модели, визуализации полученного результата, возврате на уровень
построения с корректировкой параметров и характеристик фильтрационных
слоев и новом пробном построении. Предварительная работа по выделению
фильтрационных слоев (этап анализа и предварительной обработки данных)
включала:
1) корреляцию литологических пачек дейменаского надгоризонта по
группе месторождений Калининградского вала с целью определения характера
эрозии среднекембрийской продуктивной толщи;
2) построение профиля выравнивания, поиск критерия группирования
геологических слоев для фильтрационного моделирования;
3) уточнение характеристики разреза, связанной с пористостью породнеколлекторов.
Критерием группирования геологических слоев, которые получены в
результате интерпретации данных ГИС, выбран такой параметр, как пористость
породы. Для того чтобы выделить классы пористости  диапазоны пористости,
в пределах которых фильтрационные свойства пород описываются одной
корреляционной кривой,  были обработаны результаты исследования кернов
Гаевского месторождения. Для обработки приняты определения проницаемости
параллельно напластованию (рисунок 2.13).
Рисунок 2.13 - Выделение классов коллекторов на Гаевском месторождении
69
По результатам разделения построена тонкослоистая фильтрационная
модель с 37 слоями, которая адекватно отражает геологическое строение
залежи без какого-либо укрупнения для целей фильтрационного
моделирования.
При генерации сетки моделирования внутри контура нефтеносности по
горизонтальным направлениям выбрано 20 ячеек вдоль длинной оси залежи и 8
 в перпендикулярном направлении к длинной оси (рисунок 2.14).
При размерах залежи 2450×800 м размеры расчетной ячейки в пределах
контура нефтеносности в горизонтальной плоскости составили величину
порядка 100×100 м. Полученные размеры ячейки сетки в 2,0…3,5 раза меньше
расстояния между скважинами, что позволяет управлять процессом адаптации
и вполне достаточно для целей моделирования.
Для имитации водонапорной области использована аналитическая модель
водонапорной зоны Картера-Трейси [55]. Кроме этого, законтурная область
усилена в горизонтальном направлении и задана двумя ячейками,
распределенными по периметру залежи. Подошвенная зона усилена в
вертикальном направлении дополнительным фиктивным водонасыщенным
слоем пористостью 20 % и толщиной 10 м. Таким образом, общее число
расчетных ячеек фильтрационной модели при горизонтальном расчленении
24 x 12 и 38-ми вертикальных слоях составило величину 10944.
Рисунок 2.14  Горизонтальная сетка моделирования
При моделировании водонефтяной контакт принят как горизонтальная
плоскость, проходящая через абсолютную отметку  2294 м, а начальная
нефтенасыщенность по слоям инициирована зависимостью капиллярного
70
давления на границе «вода  нефть» от водонасыщенности и концевыми точками
относительных фазовых проницаемостей [55]. Согласованность модели по
геологическим запасам нефти с утвержденными ЦКЗ начальными запасами
достигнута вводом в расчет коэффициента песчанистости, равного 0,85.
Таким образом, каждая ячейка созданной модели имеет свои
фильтрационно-емкостные параметры, что позволяет по любому сечению
(разрезу) залежи на заданный момент времени получить распределение
необходимых параметров.
После построения фильтрационной модели залежи произведена ее адаптация
путем повторения истории разработки. Для этого по каждой скважине помесячно
задавался фактический дебит жидкости и анализировались полученные расчетные
значения дебита нефти, воды, обводненности продукции и накопленных
показателей по добыче. Сходимость результатов достигалась уточнением
относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды относительно остаточной и критической водонасыщенности и изменением коэффициента
проводимости между фильтрационными слоями и ячейками модели.
Динамика изменения фактических и расчетных (смоделированных)
показателей по Гаевскому месторождению показала, что в целом по объекту
получено хорошее согласование по истории разработки,  по накопленным
показателям погрешность составляет менее 0,6 % при допустимых 15,0 %
(рисунок 2.15) [56].
200
100
250
1
250
Gaevskoe FIELD
QOP
QWP
COP
CWP
0
0
0
0
0
WATER CUT (FRACTION)
CUMULATIVE WATER PRODUCTION (MSTCM)
CUMULATIVE OIL PRODUCTION (MSTCM)
WATER PRODUCTION RATE (STCM / DAY)
OIL PRODUCTION RATE (STCM / DAY)
WCUT
1990.5
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
TIME (YEARS)
Рисунок 2.15 - Динамика изменения фактических и расчетных
(смоделированных) показателей по Гаевскому
месторождению
2002.5
71
Окончательный вид модифицированных кривых капиллярного давления и
относительных фазовых проницаемостей приведен на рисунке 2.16.
Таким образом, результаты построения и адаптации модели по истории
разработки свидетельствуют о возможности ее дальнейшего использования для
прогноза технологических показателей и сравнения расчетных вариантов.
Отметим, что для уточнения степени адаптации фактических и расчетных
данных представляет интерес использование независимых статистических
моделей, построенных для объектов, родственных моделируемому.
Рисунок 2.16  Модифицированные относительные фазовые
проницаемости и капиллярное давление
На основании построенной и адаптированной по истории разработки
фильтрационной
модели
Гаевского
месторождения
была
оценена
эффективность дальнейшего процесса разработки по шести вариантам,
отличающимся числом добывающих скважин, уровнями добычи нефти,
величиной извлекаемых запасов нефти и объемами геолого-технологических
мероприятий. Для промышленного внедрения выбран наиболее оптимальный
IV вариант разработки, характеризующийся следующими техникоэкономическими показателями:
- проектный уровень добычи нефти  10,23 тыс. т;
- проектный срок разработки  36 лет;
- накопленная добыча нефти  311,60 тыс. т, жидкости 1773,71 тыс. т;
72
- фонд добывающих скважин  7;
- фонд скважин для бурения  нет;
- средняя обводненность к концу разработки  94,9 % вес.;
- коэффициент извлечения нефти  0,448;
- капитальные вложения 10,8 млн руб.;
- срок окупаемости капитальных вложений  менее 1 года.
Динамика основных показателей разработки по IV варианту приведена на
рисунке 2.17.
Рисунок 2.17 Динамика основных показателей по IV варианту разработки
По
рекомендуемому
варианту
обеспечиваются
равномерное
дренирование оставшихся извлекаемых запасов нефти и достижение величины
КИН, равной 0,448, при утвержденном значении 0,374.
Выводы по главе 2
Главной особенностью методики построения гидродинамических
моделей, максимально приближенных к геологическим или полностью им
адекватных, является выделение фильтрационных слоев без какого-либо
усреднения ФЕС.
Первой особенностью изложенной методики являются возможность
адекватного описания коллектора по толщине и латерали (без необоснованного
укрупнения шага сетки); описание работы коллектора в целом, а не его
отдельных блоков; высокая скорость моделирования; интегрированное
описание коллектора; ретроспективный анализ истории разработки на 20…30
73
лет. При этом используются только неявные конечно-разностные схемы,
которые обеспечивают устойчивость вычислений.
Вторая
особенность
обусловлена
активным
естественным
водонапорным режимом работы среднекембрийских залежей нефти
Калининградской области. Пластовое давление сохраняется практически на
уровне первоначального за счет имитации бесконечной области питания,
полученной многократным увеличением порового объема законтурной области
по внешним рядам фильтрационных блоков.
Третья особенность – минимально необходимое число фильтрационных
блоков, позволяющее обеспечить высокую скорость вычислений. Это
достигнуто соответствием границ сетки моделирования и внешнего контура
нефтеносности.
По результатам построения и адаптации модели месторождения по
истории разработки делается вывод о возможности (невозможности) ее
дальнейшего использования для прогноза технологических показателей.
74
3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ НЕФТИ
3.1 Анализ выработки запасов нефти
Продуктивные
объекты
месторождений
Красноборской
зоны
(Красноборского, Западно-Красноборского, Малиновского, Дейминского)
разбурены по плотной сетке скважин, эксплуатация которых осуществляется
при небольших депрессиях на пласт (таблица 3.1). Период фонтанирования
длился от нескольких месяцев до 12…13 лет, включая пробную эксплуатацию.
Исключение составляет скважина № 1 на Малиновском месторождении,
которая фонтанирует до настоящего времени (уже 25 лет).
Таблица 3.1 – Геолого-технологическая характеристика месторождений
Месторождение, залежь
Плотность сетки, га/скв.
Депрессия, МПа
Малиновское, южная
18,2
0,1…4,0
Малиновское, северная
24,2
0,1…4,0
Красноборское
12,0
0,3…2,8
Западно-Красноборское
19,8
1,0…1,1
Дейминское
14,0
2,6…11,7
Текущее пластовое давление по сравнению с начальным изменялось
несущественно. По объектам его падение составляло не более 10 % в периоды,
характеризующиеся максимальными отборами жидкости. На рисунке 3.1
приведена динамика пластовых и забойных давлений, добычи жидкости по
Западно-Красноборскому месторождению.
Залежи разрабатываются на естественном активном водонапорном
режиме при преимущественном вертикальном вытеснении нефти горячей
пластовой водой за счет подъема ВНК. Выбранная стратегия выработки запасов
данных объектов («снизу вверх»), реализованная за счет переноса интервалов
перфорации и изоляции подошвенных вод, также положительно повлияла на
выработку запасов. Безводный период (до 5 %) добычи нефти продолжался от 1
года до 7 лет. Наиболее продолжительный характерен для ЗападноКрасноборского месторождения, где с самого начала разработки в скважинах,
расположенных в купольной части залежи, перфорировали в основном
верхнюю часть разреза. Необходимо отметить, что к моменту достижения
обводненности 35 % и более КИН по данному месторождению оказался
несколько ниже, чем по Красноборскому месторождению (рисунок 3.2). Одной
из причин такого положения является некоторое отступление от стратегии
75
постепенного переноса интервалов перфорации «снизу вверх», что повлекло за
собой снижение охвата вытеснением.
Рисунок 3.1 - Динамика основных показателей разработки
Западно-Красноборского месторождения
Рисунок 3.2 - Сопоставление обводненности и текущего КИН
по группе месторождений Красноборского вала
Анализ распределения запасов и зон дренирования ЗападноКрасноборского месторождения показывает, что начальные балансовые запасы
приурочены к северной части залежи максимальной нефтенасыщенной
толщиной (рисунок 3.3). Вместе с тем наиболее активно дренировалась
центральная часть. Здесь «условный» КИН превышал коэффициент вытеснения
(рисунок 3.4).
В процессе разработки проводили комплекс промысловых исследований,
обеспечивших хорошую изученность пластов и высокую точность оценки
76
распределения нефтенасыщенности. Определение текущего положения ВНК
проводили на основе:
- анализа данных электрометрии уплотняющих добывающих скважин,
пробуренных в различное время после начала разработки;
- результатов радиометрии (ИННК и ГК) в обсаженных колонной и
неперфорированных продуктивных интервалах в процессе разработки;
- расчета положения ВНК по обводненности продукции и отметкам
интервалов перфорации.
Рисунок 3.4  Схема распределения начальных балансовых запасов
Западно-Красноборского месторождения
Рисунок 3.4  Схема распределения зон дренирования
Западно-Красноборского месторождения
77
В результате было установлено, что обводнение продуктивного горизонта
происходит в меньшей степени за счет послойного внедрения воды в залежи, а
в большинстве скважин наблюдается подъем ВНК (рисунок 3.5).
Рисунок 3.5  Высота подъема ВНК от начального положения
на различные даты
3.2.
Оценка
влияния
геолого-технологических
месторождения на эффективность разработки
параметров
В настоящее время важной задачей при разработке нефтяных
месторождений является контроль за выработкой запасов нефти, а также учет
особенностей разработки при планировании мероприятий и выполнении
проектных решений.
Как уже отмечалось, нефтеносность месторождений Калининградской
области приурочена к пластам среднего кембрия. Высокопродуктивные по
фильтрационно-емкостным
свойствам
пласты
разрабатываются
на
естественном активном водонапорном режиме. На текущий момент
большинство месторождений находится на поздней стадии разработки со
средней обводненностью продукции скважин более 90 % и выработкой НИЗ
более 80 %.
Одним из наиболее представительных месторождений данной группы
является Ушаковское нефтяное месторождение, открытое в 1969 г. и введенное
78
в разработку в 1976 г. На месторождении выявлено две залежи: северная и
южная. В пределах северной залежи выделяются два купола  восточный и
западный. Состояние геологической изученности удовлетворительное.
Геологические запасы нефти кат. А более 10 млн т, утвержденный КИН  0,667.
Среднее значение пористости 12,4 %; нефтенасыщенности  0,91;
проницаемости  0,265 мкм2. Отбор от НИЗ северной залежи  90 % при
обводненности  96 %; южной залежи – 89 % при обводненности 92 %. Карта
начальных эффективных нефтенасыщенных толщин представлена на рисунке
3.6.
Рисунок 3.6 - Карта начальных эффективных нефтенасыщенных толщин
Ушаковского нефтяного месторождения
79
Состояние разработки северной залежи за последние три года
существенно ухудшилось, о чем свидетельствуют высокий темп роста
обводненности скважин (с 92 % до 96 %) и снижение отборов нефти в 2 раза.
Первой причиной являются обводнение скважин западного купола залежи
законтурной водой и образование слабодренируемой зоны в апикальной части
купола. Вторая причина  закачка воды в продуктивную часть пласта в целях ее
утилизации после перевода двух добывающих скважин в поглощающие на
восточном куполе.
По результатам гидродинамического моделирования установлено, что
наибольшая часть остаточных запасов нефти на западном куполе сосредоточена
в прикровельной части в районе скв. № 54 и южнее. Это также подтверждается
относительно низкими значениями обводненности действующей скв. № 54
(77 %) и коротким сроком эксплуатации скв. № 1, ликвидированной в 1994 г.,
при обводненности 95 %. В начале эксплуатации в 1980 г. по скв. № 1
произошел резкий скачок обводненности с 6 % до 87 %, что указывает на
возможный приток воды по заколонному пространству или на нарушение
герметичности эксплуатационной колонны. Анализ выработки запасов нефти
по скв. № 102 показал признаки послойного обводнения прикровельной части,
не
вскрытой
перфорацией,
что
подтвердилось
результатами
гидродинамического моделирования. В северной части купола скв. № 104 уже
более шести лет работает с обводненностью 98…99 %. ГДМ подтверждает
высокую выработку северного участка западного купола.
В целом западный купол северной залежи характеризуется низкой
выработкой запасов нефти. В среднем на одну скважину добыто 34 тыс. т, что
почти в 10 раз меньше удельной добычи на восточном куполе залежи, где на
одну скважину приходится 132 тыс. т нефти. При этом, если условно поделить
геологические запасы нефти по куполам, соотношение составит 1: 3. Даже не
исключая тот факт, что запасы нефти западного купола могли дренировать
скважины восточного, очевидно, что состояние выработки запасов нефти
западного купола существенно хуже. Для окончательных выводов остается
последнее  проведение направленных исследований по определению текущего
нефтенасыщения в скважинах, которые на западном куполе не проводились.
Тем не менее, уже сейчас достаточно определенно можно рассматривать
дальнейшие мероприятия по повышению эффективности разработки залежи
(технология перемены направления фильтрационных потоков, зарезка боковых
стволов).
80
Следует отметить, что ситуация с формированием слабодренируемой
зоны из-за недостаточно плотной сетки скважин в купольных частях поднятий
является частым явлением на месторождениях Калининградской области.
Таким образом, можно обозначить прямую зависимость эффективности
системы разработки от плотности сетки в купольной части. К примеру, на
Красноборском месторождении плотность сетки в купольной части около
9 га/скв., и данное месторождение характеризуется наилучшими показателями
разработки не только в Калининградском регионе, но и в России в целом
(текущий КИН 0,639).
Другой особенностью разработки пластов среднего кембрия является
влияние направления фильтрационных потоков, которое формируется за счет
как геологического строения, так и реализуемой системы и режимов
эксплуатации скважин. В связи с хорошей гидродинамической связанностью и
высокими ФЕС пластов влияние технологических условий разработки в
некоторых случаях может преобладать над геологическими. Одним из ярких
примеров является случай с восточным куполом северной залежи Ушаковского
месторождения, где с 1994 г. осуществляется утилизация пластовой воды через
поглощающие скважины №№ 30, 39, 51. Для увеличения объемов
сбрасываемой воды в 2006 г. дополнительно были переведены под закачку
скважины № 28 и № 45. Для получения максимальной приемистости по
скважинам была вскрыта перфорацией вся толщина среднего кембрия, в том
числе продуктивного пласта. С 1994 г. утилизация воды влияла на разработку
залежи в незначительной степени. За 10 лет при четырехкратном превышении
накопленной закачки над отбором жидкости среднее пластовое давление по
залежи выросло всего на 1,2 МПа. После проведенных мероприятий по
скважинам № 28 и № 45 всего за 3 года пластовое давление, по результатам
гидродинамических исследований (ГДИ), выросло на 0,7 МПа, и практически
все добывающие скважины восточного купола обводнились до 98…99 %
(рисунок 3.7). При реализации перевода скважин в поглощающие не было
учтено основное направление фильтрационных потоков со стороны севера,
северо-востока. В любом случае в подобных условиях образовался активный
фронт заводнения в сторону южной, юго-западной частей купола. Об этом
также свидетельствует график технологических показателей скважины № 61
(рисунок 3.8).
81
а  2005 г.; б  2008 г.
Рисунок 3.7 - Схема распределения обводненности скважин северной залежи
1  дебит жидкости; 2 – обводненность
Рисунок 3.8 - Технологические показатели работы скважины № 61
82
На графике видно, что после начала сброса воды обводненность
продукции скважины существенно снизилась, что явилось следствием
вытеснения не охваченных ранее участков активным фронтом заводнения. После
этого доля воды вновь увеличилась и достигла 98…99 %. В данном случае
можно опровергнуть утверждение о неэффективности закачки воды в условиях
активного водонапорного режима, однако это единственный пример
положительного влияния на показатели эксплуатации скважин. В совокупности
результатом является снижение эффективности разработки залежи. В мае
2008 г. на скв. № 31 после смены насоса увеличили отбор жидкости с 40 до
127…138 т/сут. В результате этого произошло обратное перераспределение
фильтрационных потоков, и обводненность по скв. № 61 снизилась с 99 % до
94 %, а дебит по нефти вырос до 7 т/сут. Таким образом, для условий разработки
подобных месторождений необходимо не только учитывать направление
фильтрационных потоков, но и осуществлять его регулирование за счет
изменения режимов эксплуатации скважин. В настоящий момент в основном за
счет репрессии со стороны поглощающих скважин остаточные запасы нефти
сосредоточены в южной и юго-западной частях восточного купола. По данному
участку залежи интерес представляет скв. № 99. По результатам ГДМ, скважина
находится в нефтенасыщенной части пласта и дренирует запасы как восточного,
так и западного куполов. Накопленный отбор нефти с одного метра начальной
нефтенасыщенной толщины составляет 13,3 тыс. т при текущей обводненности
72 % (самое низкое значение обводненности на северной залежи). Подобный
удельный показатель достигнут всего по двум скважинам залежи начальной
нефтенасыщенной толщиной более 20 м: скв. № 3 (выбыла из эксплуатации по
обводненности) и скв. № 31 (текущая обводненность 98,4 %). Высокой
эффективности скв. № 99 достигает благодаря вытеснению нефти со стороны
поглощающих скважин и пятиметровой глинистой перемычке, отделяющей
работающие интервалы скважины от водоносной части пласта. Но
вышеуказанный фронт воды с северо-востока может привести к прорыву к
скв. № 99, поэтому необходимость в изменении градиента давления
подтверждается. В результате проведенного анализа дополнительно к
мероприятиям по изменению отборов жидкости скважин центральной части по
восточному куполу намечен перенос интервала перфорации в поглощающих
скважинах № 28 и № 45 под уровень начального ВНК.
Состояние
разработки
южной
залежи
удовлетворительное.
Незначительное ухудшение связано только с потерей добычи нефти по скв.
№ 25, динамика технологических показателей которой представлена на рисунке
83
3.9. В 2005 г. скважина дренировала прикровельную центральную часть, где
сосредоточены остаточные запасы с дебитом по нефти более 20 т/сут и отбором
жидкости 60 т/сут; по скв. № 24 дебит по жидкости составил также около
50…65 т/сут. Помимо этого по скв. № 24 не вскрыта перфорацией
прикровельная часть, что позволило скв. № 25 сформировать основной
фильтрационный поток со стороны купольной нефтенасыщенной части. После
незапланированного снижения отбора жидкости по скв. № 25 более чем в 2 раза
произошло перераспределение потоков, и скважина начала преимущественно
дренировать южную обводненную со стороны контура часть залежи. Поэтому
позднее в ноябре 2006 г. увеличение отборов жидкости в скв. № 25 привело к
существенному росту обводненности. В совокупности в течение одного года
произошло падение дебита нефти скв. № 25 в 2 раза сначала за счет снижения
темпов отбора жидкости, затем за счет резкого увеличения обводненности.
Купольная часть севернее скв. № 25, не охваченная существующим фондом
скважин, оказалась в застойной зоне. Позже эти запасы частично были
вовлечены в разработку скв. № 85.
1  дебит жидкости скв № 25; 2  дебит жидкости
скв. № 24; 3  обводненность скв. № 25
Рисунок 3.9 - Технологические показатели работы скважин № 24 и № 25
Следует указать на эффективное регулирование разработки, которое
осуществляется на месторождениях Калининградской области. Вышеуказанные
отрицательные моменты являются только исключением из правил, которые
84
подтверждают, в свою очередь, само правило о необходимости контроля. В
достаточном объеме проводятся ГДИ, исследования текущего насыщения в
скважинах (методом ИННК); реализуются мероприятия по изоляции
водонасыщенных интервалов и дострелам нефтенасыщенных, определенных в
результате исследований; за счет смены насосов или изменения режимов их
работы применяется технология по перемене направлений фильтрационных потоков (ПНФП). На Ушаковском нефтяном месторождении только за период
2006  2008 гг. дополнительная добыча нефти за счет реализации ПНФП
составила 17 тыс. т. Коэффициент успешности  62 %. Из 37 анализируемых
скважин по 17 скважинам (46 %) произошло увеличение дебита нефти и
снижение обводненности продукции [16, 57].
3.3.
Анализ
влияния
геолого-технологических
на изменение пластового давления
параметров
Все разрабатываемые месторождения Калининградской области весьма
сходны по строению продуктивного горизонта и характеризуются малыми
размерами и высокой гидродинамической связью с законтурной областью.
Ловушками нефти являются брахиантиклинальные локальные структуры,
осложненные дизъюнктивными нарушениями. Все структуры объединены в
линейную тектоническую дислокацию и составляют Красноборский вал
широтного простирания размерами 4 × 40 км [2].
Обобщенные геолого-физические параметры месторождений нефти
Красноборского вала приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2  Обобщенные геолого-физические параметры месторождений
нефти Красноборского вала
Параметры
Открытая пористость, доли ед.
Упругоемкость пласта, 1/МПа
Проницаемость, мкм2
Вязкость пластовой воды, Па×с
Пьезопроводность, см2/с
Эффективная мощность пласта, м
Радиус укрупненной скважины месторождения, м:
Красноборского
Западно-Красноборского
Дейминского
Малиновского
Ушаковского
Исаковского
Значение
0,126
6510-5
0,264
810-4
6,8103
20
1700
1100
1300
1300
1600
1000
85
Проектная технология разработки месторождений не предусматривала и
не предусматривает поддержание пластового давления, так как допускается,
что естественный напор подошвенных и контурных вод обеспечит энергией
процесс разработки каждого месторождения.
Оценка тенденций изменения пластового давления впервые проведена в
1984 г. [2]. Прогнозные отборы жидкости были определены с учетом
действующих на то время проектных решений на разработку месторождений.
Расчеты выполнены по двум вариантам: без учета и с учетом сброса попутных
вод в объект среднего кембрия на Красноборском месторождении. Результаты
расчетов изменения давления на контуре нефтеносности месторождений
региона показали, что как при отсутствии, так и при сбросе попутных вод
наблюдается взаимовлияние (интерференция) между разрабатываемыми
месторождениями. Так, если все добываемые попутные воды сбрасывать в
пласт среднего кембрия на Красноборском месторождении, то по мере
увеличения объема сбрасываемых вод проявляется ощутимое влияние закачки
на Красноборском, Западно-Красноборском, Дейминском месторождениях и к
востоку от места закачки. Пластовое давление в зоне закачки поднимается, а
максимальное снижение давления в этом случае прогнозировалось на
Ушаковском месторождении. Отражённые в публикации [2] исследования
позволили говорить о возможности одновременной работы всех
месторождений без поддержания пластового давления на всех этапах их
разработки. Текущая гидродинамическая ситуация претерпела существенные
изменения. Реализованная на сегодняшний день система сбора, подготовки и
транспорта продукции предусматривает утилизацию попутно добываемой
пластовой воды в тот же продуктивный горизонт вблизи четырёх
месторождений. Это Красноборское (Зоринский НСП), Ушаковское
(Ушаковский ЦПС), Славское (УПСВ) и Восточно-Горинское (УПСВ);
планируется строительство УПСВ на Зайцевском месторождении. Фактические
объёмы суточной закачки превышают 9 тыс. м3, основная доля закачки
приходится на Ушаковский ЦПС. При этом на разрабатываемом Ушаковском
месторождении текущее пластовое давление восстановилось до начального
уровня.
Репрессия в зонах закачки и депрессия в зонах отбора оказывают влияние
на региональную динамику распределения пластового давления. Учитывая, что
направление фильтрационных потоков формируется перпендикулярно линиям
изобар, распределение пластового давления определяет область питания
залежей нефти и имеет решающее значение при геолого-гидродинамическом
86
моделировании разработки месторождений региона. Принимая при этом во
внимание разработку месторождений нефти на естественном водонапорном
режиме, сформировавшиеся линии тока будут диктовать выбор основного
элемента разработки – плотности сетки скважин. Это наиболее актуально для
новых месторождений нефти. Например, при сформировавшемся направлении
фильтрационных потоков с запада на восток сетка скважин может быть редкой
на западе и более плотной на востоке, а ряды скважин должны располагаться по
линиям «север  юг» перпендикулярно линиям тока и параллельно линиям
изобар.
Учет направлений фильтрационных потоков на стадии проектирования
разработки позволит оптимизировать число и расположение скважин и
повысить эффективность освоения месторождений. Как один из
положительных моментов можно также отметить снижение трудозатрат при
гидродинамическом моделировании разработки, так как известное
распределение давлений позволит или однозначно, или с большой долей
вероятности прогнозировать направление движения фильтрационных потоков и
пути заводнения залежей нефти.
Таким образом, для определения критериев рационального размещения
добывающих
скважин
с
учетом
гидродинамического
состояния
эксплуатационного объекта необходимо выполнить анализ изменения
пластового давления, связанного с разработкой месторождений; анализ
сформировавшихся
направлений
фильтрационных
потоков;
оценку
интерференции на уровне залежей и месторождений нефти; прогноз изменения
гидродинамического состояния; поиск путей повышения эффективности
разработки (оптимизация размещения добывающих скважин).
Площадь территории, в пределах которой выполнена оценка изменения
пластового давления объекта, составляет 110×140 км2 и соответствует западной
половине Калининградской области. Продуктивный горизонт среднего кембрия
на рассматриваемой территории представлен однородными кварцевыми
песчаниками с прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов, хорошо
выдержанных по мощности и литологически. Суммарная мощность
проницаемой части горизонта на месторождениях Калининградской области
изменяется от 10 до 50 м.
Построенные геологические модели параметров пласта позволили
обозначить распределение пористости и проницаемости по рассматриваемому
региону. При гидродинамическом моделировании данные по добыче жидкости
получены следующим путем: годовые объемы добычи нефти и воды были
87
«переведены» в пластовые условия и сложены, т.е. была учтена добыча
жидкости в пластовых условиях.
Данные по утилизации попутно добываемой воды получены расчётным
путем, т.к. точного учета с начала утилизации воды не было. Как уже
говорилось, утилизация попутно добываемой пластовой воды в тот же
продуктивный горизонт производится вблизи четырёх месторождений:
Красноборского (Зоринский НСП), Ушаковского (Ушаковский ЦПС),
Славского (УПСВ) и Восточно-Горинского (УПСВ).
После создания гидродинамической модели произведена её адаптация с
целью подбора тех или иных параметров таким образом, чтобы в достаточной
степени приблизить результаты моделирования к замеренным технологическим
показателям.
На основе созданной гидродинамической модели были построены карта
изобар (рисунок 3.10) и карта изменения пластового давления (рисунок 3.11).
Параметр изменения пластового давления задан как безразмерная величина,
рассчитываемая по формуле:
Δ = (Ртек  Рнач) 1,
где P тек – текущее пластовое давление;
Рнач – начальное пластовое давление.
Анализ карт подтвердил, что на суше возможна одновременная работа
всех месторождений без поддержания пластового давления на всех этапах
разработки месторождений. Естественный водонапорный режим при
существующих отборах гарантирует восстановление пластового давления на
поздней стадии разработки. Утилизация воды в тот же горизонт (средний
кембрий) приводит к локальному росту давления (в некоторых случаях выше
начального), но в дальнейшем происходит его стабилизация на начальном
уровне (рисунок 3.12).
Интерференция при существующих отборах на уровне месторождений
малозаметна и будет более тщательно изучаться. На Ладушкинском
месторождении продолжится рост пластового давления. Это объясняется
закачкой воды в сильнонеоднородный пласт.
Рациональное размещение добывающих скважин на объектах, вводимых
в разработку (формирование сетки скважин), – первый и главный шаг,
определяющий дальнейшую эффективность разработки.
Под рациональным размещением добывающих скважин в рамках
настоящей работы будем понимать такое, которое удовлетворяет трём
основным принципам:
88
Рисунок 3.10  Карта пластового давления на 01.01.2008 г. (×10-1, МПа)
89
Рисунок 3.11 - Карта изменения пластового давления
на 01.01.2008 г. (доли ед.)
90
Рисунок 3.12 – Изменение пластового давления на Красноборском,
Ушаковском, Ладушкинском, Восточно-Горинском
и Славском месторождениях
1) ряды условно вертикальных скважин и (или) направления
горизонтальных стволов должны располагаться параллельно линиям изобар
(перпендикулярно линиям тока);
2) сетка скважин должна быть более плотной в области максимального
падения пластового давления (краевая зона), а также максимальной
концентрации запасов нефти (сводовая часть);
3) для обеспечения равномерной выработки запасов нефти по разрезу
интервалы перфорации (нижние отверстия перфорации) условно вертикальных
скважин, а также горизонтальные стволы, расположенные в одном ряду,
должны быть равноудалены от начального ВНК.
Выводы по главе 3
1. Эффективность разработки залежей среднего кембрия зависит от
плотности сетки в купольных частях.
2. Хорошая гидродинамическая связанность и высокие ФЕС пластов
обусловливают существенное влияние технологических режимов эксплуатации
скважин и реализуемых систем разработки на выработку запасов нефти.
91
3. Контроль за источниками обводнения и регулирование направлений
фильтрационных потоков позволяют осуществлять эффективное доизвлечение
остаточных запасов нефти.
4. Утилизация попутно добываемой воды в продуктивный пласт в
большей степени приводит к опережающему обводнению продукции
добывающих скважин.
92
4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ
ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ
4.1. Актуальность экспресс-методик прогнозирования выработки
запасов
Основными и наиболее трудноопределяемыми величинами при
планировании на перспективу (на 20…30 лет вперед) особенно по новым
месторождениям,
являются
следующие
технологические
показатели
разработки:
- темп роста добычи нефти до достижения максимальной годовой
добычи;
- наиболее выгодный уровень годовой добычи нефти;
- последующие темпы падения добычи нефти по годам эксплуатации;
- рост добычи воды и обводненности продукции по годам эксплуатации;
- продолжительность стадий разработки и объемы добычи нефти и воды
за каждую стадию;
- динамика фонда эксплуатационных и нагнетательных скважин в
процессе разработки залежи для периода, в течение которого отбирается
75…80 % извлекаемых запасов, и соотношение фонда фонтанных и фонда
скважин с механизированной добычей нефти в процессе разработки;
- динамика соотношения объемов фонтанной и механизированной
добычи нефти в течение первых трех стадий разработки [49, 61, 62].
Необходимо своевременно и с достаточной точностью рассчитать объем
ожидаемой продукции в этих районах и динамику его изменения для
обоснования строительства нефтегазопроводов, железных дорог и других
капитальных сооружений.
Для достижения намеченных темпов добычи нефти нужно иметь на
вооружении такой метод, который бы позволял:
1) только на основании величины извлекаемых запасов и самых общих
знаний о месторождении рассчитывать добычу нефти и воды на вновь открытых месторождениях на 20…30 лет вперед;
2) производить расчеты с точностью, приближающейся к точности,
достигаемой при определении добычи нефти и воды гидродинамическими
методами;
3) рассчитывать основные показатели разработки со скоростью, в 25…30
раз превышающей обычную, и при этом меньшим числом работников;
4) благодаря своей простоте пользоваться работникам нефтедобывающих
управлений, занимающихся планированием на перспективу.
93
Планирование на далекую перспективу  основная область применения
экспресс-метода моделирования. Кроме того, он пригоден для определения
механизма вытеснения нефти из пласта для любого момента разработки залежей,
количественной оценки работы капиллярных сил в пласте, для уточнения
остающихся промышленных запасов нефти по характеру изменения добычи
нефти и по степени текущей обводненности продукции скважин 63, 64.
Экспресс-методом моделирования можно решать наиболее трудные
вопросы разработки нефтяных месторождений, которые не могут быть решены
при помощи геологических построений в комплексе с гидродинамическими
расчетами, например установить степень выработанности отдельных участков
залежи, разрабатываемой при помощи законтурного и внутриконтурного
заводнения.
В настоящее время моделирование играет все большую роль как общий
метод научного исследования в различных отраслях знания и в
промышленности для решения конкретных научных и технических задач [49].
В данной работе предложена методика экспресс-оценки технологических
показателей разработки нефтяных залежей.
4.2. Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти
при недостатке информации
При вводе новых месторождений в пробную или опытно-промышленную
эксплуатацию на стадии недостаточной изученности геологического строения
залежей нефти, имеющихся данных, как правило, не хватает для проведения
детального анализа геолого-физических характеристик продуктивного разреза и
создания геологической и фильтрационной моделей. В этом случае более
простым и целесообразным является использование широко апробированной
методики оценки коэффициента извлечения нефти с помощью произведения
трех коэффициентов: вытеснения Кв, охвата заводнением Коз и охвата
вытеснением (или охвата сеткой скважин) Кс [13].
При составлении первых проектных технологических документов на
разработку нефтяных и газонефтяных месторождений коэффициентная
методика позволяет получить вполне достоверную величину конечного
(технологического) КИН и по сравнению с геолого-технологическим
моделированием оперирует меньшим числом неопределенных параметров.
Рассмотрим более подробно коэффициенты, используемые для оценки
КИН.
Определение коэффициента вытеснения нефти
Коэффициент вытеснения, по определению, – это отношение объема
вытесненной нефти к начальному объему нефти в породе-коллекторе при
94
длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды,
или предельная величина нефтеотдачи [47]. Если использовать средние данные
по содержанию связанной воды и остаточной нефтенасыщенности, полученные
при лабораторном исследовании кернов месторождения, коэффициент
вытеснения рассчитывается по формуле [48]:
1  SОВ  SОН
КВ 
(4.1)
1  SОВ
где
K В – коэффициент вытеснения, доли ед.;
S ОВ – остаточная водонасыщенность, доли ед.;
SОН – остаточная нефтенасыщенность, доли ед.
Остаточная нефтенасыщенность SОН в формуле (4.1) предполагает свое
определение как неснижаемой величины при бесконечной промывке
нефтенасыщенной пористой среды водой и в большинстве случаев изменяется
очень незначительно во всем диапазоне проницаемости или пористости [47].
Однако для месторождений региона диапазон изменения этого параметра
весьма значителен, что, вероятнее всего, является следствием использованной
методики лабораторного определения. Поэтому значения остаточной
нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности отдельных образцов
кернового материала не могут характеризовать залежь в целом.
Коэффициент вытеснения Кв находится в тесной связи с проницаемостью
коллектора и при отсутствии прямых определений и наличии достаточно
представительной выборки по региону может быть оценен при помощи
графической зависимости от проницаемости, построенной по данным
лабораторного изучения кернового материала соседних месторождений. На
рисунке 4.1 приведен график такой зависимости, построенный по результатам
150 лабораторных определений по 23 разрабатываемым месторождениям
Калининградской области и используемый при обосновании коэффициента
вытеснения нефти по новым месторождениям региона [65].
При построении вышеприведенной зависимости, полученной по
месторождениям Калининградской области, уравнение регрессии имеет вид:
0, 03367
К В  74,2867  k ПР
,
(4.2)
где
К В – коэффициент вытеснения, %;
k ПР – проницаемость коллектора, мкм2.
Коэффициент вытеснения, характеризующий максимально возможную
величину КИН, рассчитывается по формуле (4.2) с учетом распределения
проницаемости по образцам керна.
95
Коэффициент вытеснения, %
100
10
0,00001
0,0001
0,001
0,01
0,1
Проницаемость, мкм2
1
10
Рисунок 4.1 – График зависимости коэффициента вытеснения Кв
от проницаемости для среднекембрийских песчаников
Определение коэффициента охвата пласта заводнением
Коэффициент охвата пласта заводнением (КОЗ ) характеризует потери
нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, и зависит от степени
неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и
воды, предельной обводненности продукции [47]. Реальные нефтяные пласты
отличаются большой степенью неоднородности по проницаемости, которая
меняется в широких пределах как по толщине, так и по площади пласта.
При проектировании разработки месторождений Калининградской
области обычно этот коэффициент рассчитывался по методике Саттарова М.М.,
учитывающей неоднородность пласта по проницаемости (оценивается
параметром а/kо), а также соотношение подвижностей нефти и воды
(оценивается параметром о); в работе [66] коэффициент охвата пласта
заводнением табулирован для различных значений а/kо и о.
Параметр а/kо, учитывающий объем практически непроницаемых
участков пласта, на практике определяется графическим путем при помощи
вероятностной модели [67, 68]. При отсутствии непроницаемых прослоев
параметр распределения а/kо равен нулю. Это определяет максимально
возможный коэффициент охвата пласта заводнением.
Параметр о определяется по формуле:
0  kФ
Н
В ,
(4.3)
96
где
kФ – относительная фазовая проницаемость для воды в первоначально
нефтенасыщенной зоне пласта, доли ед;  Н – вязкость пластовой нефти, мПас;
В – вязкость пластовой воды, мПас.
Значение kФ изменяется в пределах от 0,3 (высоковязкие нефти) до 0,7
(маловязкие нефти) [13, 66]. Зная величины о и а/kо, коэффициент охвата
заводнением принимается по табличным данным [66].
Таким образом, по данным геофизических исследований скважин,
изучения керна скважин-первооткрывательниц и анализов пластовых проб
флюидов первые два коэффициента могут быть определены без особых
затруднений и с достаточной степенью точности.
Определение коэффициента охвата пласта вытеснением
Коэффициент охвата пласта вытеснением Кс (или коэффициент охвата
сеткой скважин) учитывает ту часть нефти, которая остается в пласте в линзах
малых размеров и тупиковых зонах в местах выклинивания продуктивных
пропластков и зависит от плотности сетки добывающих скважин и
подвижности флюидов. Имеется несколько методических подходов к
определению коэффициента охвата вытеснением: через произведение ряда
коэффициентов, учитывающих неоднородность пласта по проницаемости,
прерывистость пласта; с помощью эмпирических формул и др. Точное
определение этого коэффициента невозможно, так как неизвестными остаются
и истинная картина строения продуктивного пласта, и вариация физикохимических свойств насыщающих его флюидов, и истинная динамика
процессов фильтрации.
В условиях недостатка геолого-физической информации о продуктивном
пласте предлагается следующий подход к определению коэффициента охвата
вытеснением.
На начальном этапе устанавливается макрозависимость Кс (прямая или
обратная) от различных геологических и технологических монофакторов по
уже разрабатываемым месторождениям. Затем осуществляется подбор
некоторого комплексного параметра IP, наилучшим способом описывающего
характер изменения коэффициента охвата вытеснением. Подбор производится
по критерию получения максимума показателя определенности R2 (MS EXCEL)
вводом множителей по прямо пропорциональным монопараметрам и делителей
по обратно пропорциональным.
Были проанализированы практически все проектные технологические
документы на разработку нефтяных месторождений Калининградской области,
где разными научно-исследовательскими организациями по различным
методикам и в различное время обосновывался коэффициент охвата
97
вытеснением. После рассмотрения и перебора множества монопараметров
установлена оптимальная их комбинация (всего 10 параметров) по 18
месторождениям (залежам) нефти Калининградской области, позволяющая
описать зависимость Кс от комплексного параметра IP с показателем
определенности 0,8996.
Значения параметров, вошедших в формулу определения IP, приняты по
данным подсчетов запасов нефти и растворенного газа и по данным проектных
технологических документов на разработку месторождений. Диапазоны
охваченных значений всех составляющих комплексного параметра
представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Диапазоны изменения использованных величин
при определении параметра IP
Наименование
Ед. изм.
Диапазон изменения
Коэффициент открытой пористости
доли ед.
0,091…0,160
Коэффициент начальной
нефтенасыщенности
доли ед.
0,770…0,940
Коэффициент песчанистости
доли ед.
0,610…0,945
2
Средняя проницаемость
мкм
0,115…0,916
Расчлененность
ед.
1,00…4,33
-4
2
Плотность сетки скважин
х10 ,·м /скв.
11,8…75,0
Начальное пластовое давление
МПа
20,1…25,5
Давление насыщения нефти газом
МПа
1,78…5,43
3
Плотность пластовой нефти
т/м
0,720…0,829
3
Плотность пластовой воды
т/м
1,100…1,147
Коэффициент охвата вытеснением
доли ед.
0,801…0,980
Для среднекембрийских песчаников Калининградской
комплексный параметр IP определяется по формуле:
k ПО  k Н  k П  k ПР
IP 
где
p
k Р  S НАС
p ПЛ
Н
В
области
(4.4)
k ПО – коэффициент открытой пористости, доли ед.; k Н – коэффициент
начальной нефтенасыщенности, доли ед.; k П – коэффициент песчанистости,
доли ед.; k ПР – средняя проницаемость, мкм2;  Н – плотность пластовой нефти,
т/м3;  В – плотность пластовой воды, т/м3; k Р – коэффициент расчлененности,
ед.; pНАС – давление насыщения нефти газом, МПа; p ПЛ – начальное пластовое
давление, МПа; S – плотность сетки скважин, 10-4·м2/скв.
Графическое отображение использованных зависимостей при подборе
IP-параметра приведено на рисунке 4.2.
98
1.00
kC, доли ед.
kC, доли ед.
1.00
0.95
0.90
0.85
0.80
0.75
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0.95
0.90
0.85
0.80
0.75
0.70
0.18
Средняя пористость, доли ед.
0.75
0.95
1.00
1.00
kC, доли ед.
kC, доли ед.
0.90
б)
1.00
0.95
0.90
0.85
0.80
0.75
0.95
0.90
0.85
0.80
0.75
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0
0.2
0.8
1.0
г)
1.00
kC, доли ед.
1.00
0.95
0.90
0.85
0.80
0.95
0.90
0.85
0.80
0.75
0.63
0.66
0.69
0.72
0.75
0
Отношение  Н/ В, доли ед.
1
2
3
4
5
Расчлененность, доли ед.
д)
е)
1.00
kC, доли ед.
1.00
0.95
0.90
0.85
0.80
0.75
0.00
0.6
Средняя проницаемость, мкм
в)
0.75
0.60
0.4
2
Песчанистость, доли ед.
kC, доли ед.
0.85
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.
а)
kC, доли ед.
0.80
0.95
0.90
0.85
0.80
0.75
0.05
0.10
0.15
0.20
Отношение PНАС/PПЛ, доли ед.
ж)
0.25
0
20
40
60
80
100
Плотность сетки, га/скв
з)
а) от средней пористости; б) от средней нефтенасыщенности;
в) от песчанистости; г) от средней проницаемости; д) от отношения
ρн/ρв; е) от расчлененности; ж) от отношения рнас/рпл; з) от плотности
сетки
Рисунок 4.2 – Графики зависимостей коэффициента охвата вытеснением
Кс от монопараметров
99
График полученной зависимости коэффициента Кс от комплексного
параметра IP приведен на рисунке 4.3.
Рисунок 4.3 – График зависимости коэффициента охвата вытеснением Кс
от комплексного параметра IР
Показатель определенности R2, равный 0,8996, означает, что получена
практически функциональная зависимость. Формула, описывающая линию
тренда зависимости коэффициента охвата вытеснением Кс от параметра IP,
имеет вид:
К C  0,03454  n( IP )  1,102
(4.5)
Очевидно, что все величины, входящие в формулу (4.4) для определения
комплексного параметра IP, можно считать константами, за исключением
плотности сетки скважин S. Зная средние геолого-физические характеристики
продуктивного пласта нового объекта разработки (по данным исследований
скважин-первооткрывательниц или по аналогии) и задаваясь различными
значениями S, несложно построить искомую зависимость коэффициента охвата
вытеснением от плотности сетки скважин.
Учитывая, что сегодня Министерство природных ресурсов России
утверждает извлекаемые запасы нефти по величине технологического КИН,
предложенная методика может быть использована как при составлении ТЭО
КИН, так и при технологическом проектировании разработки. Поскольку
параметр IP носит интегральный характер, коэффициентная методика может
быть также использована и для сопоставительной оценки при
гидродинамическом моделировании разработки.
100
4.3. Адаптация и апробация методики экспресс-оценки коэффициента
извлечения нефти применительно к геолого-технологическим условиям
месторождений Калининградской области
Результаты моделирования в пакете DESKTOP-VIP позволяют говорить о
больших, по сравнению с рассчитанными по коэффициентной методике,
величинах КИН. Так, например, по Гаевскому месторождению расчетная
технологическая величина КИН составила 0,405 против коэффициентной 0,386
[69], по Ново-Искринскому – 0,582 против 0,541 [70], по Южно-Олимпийскому
– 0,633 против 0,555 [71, 72].
Вышеизложенное прямо или косвенно указывает на то, что
используемый метод и табулированные значения [66] коэффициента охвата
заводнением для условий разработки месторождений Калининградской области
характеризуют только нижний предел значений этого коэффициента, при этом
за верхний предел КОЗ можно принять единицу.
Вполне логичным следующим шагом уточнения КОЗ является его оценка
наиболее простым способом  определением его среднего значения по
диапазону изменения.
Каких-либо специальных исследований, подтверждающих или
опровергающих возможность увеличения КОЗ почти на 10 % против
табулированных значений [66], для условий месторождений Калининградской
области не проводилось. По литературным источникам можно получить только
косвенные подтверждения возможности такого подхода к определению
коэффициента охвата заводнением.
Так, в Internet-публикации [73] описана серия экспериментов на модели
пласта с пятиточечной схемой расстановки скважин. Добывающие скважины
были представлены вертикальными скважинами (ВС), а нагнетательная – в
одном случае вертикальной скважиной, а в другом – горизонтальной (ГС).
В модели пласта параметрами 25×25×5 см длина горизонтальной части
(ГС) равнялась 5, 10, 15, 20 и 25 см. В экспериментах использованы пластовые
нефть, вода и порода, отобранные из свиты ПК месторождения БалаханыСабунчи-Рамана. Проницаемость загруженной породой модели составила
0,4 мкм2.
Результаты экспериментов по вытеснению нефти из модели пластовой
водой, закачанной через горизонтальную нагнетательную скважину, показали,
что даже при наименьшем значении длины ГС (5 см) коэффициент нефтеотдачи
модели пласта выше, чем при использовании ВС. При этом с увеличением
длины ГС увеличивается не только конечная нефтеотдача модели, но
возрастает и безводная нефтеотдача.
101
Во второй серии экспериментов рассматривается вопрос сравнительной
эффективности расположения ГС относительно кровли и подошвы пласта.
Исследованиями установлено, что при расположении ГС вблизи
подошвы пласта достигается более полное вытеснение нефти и, как следствие,
большее значение конечного коэффициента нефтеотдачи пластов. Возможной
причиной этого может быть проявления гравитационных сил, способствующих
формированию фронта вытеснения нефти водой «снизу вверх». При этом
установлено, что снижается количество блокируемой нефти в порах малого
диаметра. Отмеченное создает благоприятные условия для бóльшего охвата
пористой среды рабочим вытесняющим агентом [73].
В описанном опыте закачка воды в горизонтальную нагнетательную
скважину, расположенную вблизи подошвы пласта, в какой-то мере может
служить аналогом напора подошвенной воды.
Возможно, что при использовании коэффициентной методики для
залежей нефти Калининградской области следует увеличивать не только
коэффициент охвата заводнением, но и коэффициент вытеснения. В пользу
последнего говорит то, что все лабораторные определения коэффициента
вытеснения проводились параллельно напластованию, в то время как
результаты
экспериментов
перпендикулярно
напластованию
по
Красноборскому [25] и Зайцевскому [26] месторождениям дают более высокие
значения коэффициента вытеснения нефти (см. рисунок 2.6).
Предлагаемая методика в 2003 году использовалась при составлении
проекта пробной эксплуатации Зайцевского нефтяного месторождения. Расчеты
базировались на фактических данных бурения двух поисковых скважин и
результатах оперативного подсчета запасов нефти. При проектной плотности
сетки 18,8 га/скв. коэффициент охвата вытеснением равен 0,875 (рисунок 4.4), а
при коэффициенте охвата вытеснением 0,681 и коэффициенте охвата
заводнением 0,782 расчетный КИН составил 0,46.
С 2004 г. была введена поправка для коэффициента охвата заводнением
КОЗ, так как его табулированные значения в книге М.М. Саттарова были
получены для непоршневого вытеснения нефти при неравномерном внедрении
искусственно закачиваемой воды. Следует отметить, что по всей площади
нефтеносности среднекембрийских месторождений нефти Калининградской
области, подстилаемых подошвенной водой и разрабатываемых на
естественном активном водонапорном режиме, процесс вытеснения нефти
носит поршневой характер.
102
Рисунок 4.4 – График зависимости коэффициента охвата вытеснением Кс
от плотности сетки скважин S для Зайцевского
нефтяного месторождения
Сравнение результатов геолого-гидродинамического моделирования и
коэффициентной методики показывает их высокую сходимость. Так, для
Северо-Красноборского месторождения величины технологического КИН по
фильтрационной модели и по описанной методике составили соответственно
0,616 и 0,608; для Южно-Олимпийского  0,633 и 0,628; для ЗападноУшаковского  0,591 и 0,589. Для Зайцевского месторождения технологический
КИН по коэффициентной методике достигает величины 0,531 (с учётом
поправки для коэффициента охвата заводнением); КИН по базовому варианту,
полученный в 2006 г. при гидродинамическом моделировании, составляет
0,527.
Выводы по главе 4
Предложенный
подход
к
определению
коэффициентов
при
использовании коэффициентной методики позволяет выполнить экспрессоценку технологического КИН при минимуме геолого-физической информации
и без использования геолого-гидродинамического моделирования. Адаптация
коэффициентной методики показала высокую степень сходимости расчетных и
фактических коэффициентов извлечения нефти.
103
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1.
Выполненное
ранжирование
эксплуатационных
объектов
месторождений Калининградской области позволило отметить, что плотность
сетки скважин и депрессия на пласт не оказали определяющего влияния на
качество выработки запасов, т.е. на КИН. Вместе с тем, совокупность
геологических параметров, характеризующих каждый из объектов в
отдельности, влияет на степень извлечения нефти. В результате получена
зависимость КИН от средневзвешенной ранговой оценки. Наиболее
рациональным способом является разработка месторождений на естественном
режиме.
2.
Установлено,
что
отсутствие
лабораторных
определений
относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления при
гидродинамическом моделировании среднекембрийских месторождений нефти
не является критическим. Использование обобщенных зависимостей позволяет
достаточно точно определить концевые точки фильтрационных процессов,
соответствующие
содержанию
связанной
воды
и
остаточной
нефтенасыщенности.
3. На примере Ушаковского и Гаевского нефтяных месторождений
предложена методика гидродинамического моделирования на естественном
режиме
разработки.
Главной
особенностью
методики
построения
гидродинамических моделей, максимально приближенных к геологическим
моделям или полностью им адекватных, является выделение фильтрационных
слоев без какого-либо усреднения фильтрационно-емкостных свойств.
4. Выполнена оценка влияния геолого-технологических параметров
разработки на выработку запасов нефти месторождений Красноборского вала и
обоснована возможность эффективного регулирования разработки изменением
режимов эксплуатации скважин.
5. Разработана методика экспресс-оценки коэффициента извлечения
нефти при недостатке геолого-физической информации путем нового подхода к
определению коэффициента охвата вытеснением (или коэффициента охвата
сеткой
скважин)
без
использования
геолого-гидродинамического
моделирования.
6. Обоснована методология геолого-гидродинамического моделирования
и оперативного регулирования разработки мелких месторождений на
естественном активном водонапорном режиме, базирующаяся на уточнении
данных фазового поведения флюидов и ранговой оценке влияния геологотехнологических параметров на выработку запасов.
104
Библиографический список использованной литературы
1. Десятков, В. М. Освоение УВ-потенциала шельфа Балтийского моря
на примере Кравцовского (Д6) нефтяного месторождения Текст /
В. М. Десятков, О. И. Кузилов // Проблемы изучения и освоения сырьевой базы
нефти и газа Северо-Западного региона России: сб. матер. Междунар. научн.практ. конф. – СПб.: ВНИГРИ, 2007. – С. 108-117.
2. Хубльдиков, А. И. Тектоническая схема территории Калининградской
области Текст / А. И. Хубльдиков // Региональная тектоника Белоруссии и
Прибалтики.  Минск, 1977.  С. 53-56.
3. Айзберг, Р. Е. Докембрий Восточно-Европейской платформы:
геология и нефтегазоносность Текст / Р. Е. Айзберг, Н. В. Аксаментова,
М. Д. Белонин и др.. – СПб.: ВНИГРИ, 2002. – 391 с.
4. Познякевич, З. Л. Геология и нефтегазоносность запада ВосточноЕвропейской платформы Текст / З. Л. Познякевич, А. М. Синичка,
Ф. С. Азаренко и др.. – Минск: Беларуская навука, 1997. – 696 с.
5. Кесслер, Ю. А. Особенности геологического строения и освоения
углеводородного потенциала шельфа Балтийского моря на примере
Кравцовского (D6) нефтяного месторождения Текст / Ю. А. Кесслер,
О. И. Кузилов, В. М. Десятков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и
газовых месторождений. – 2013. – № 3. – С. 44-50.
6. Отмас, А. А. Тектоническое районирование Калининградской области
и сопредельного шельфа Текст / А. А. Отмас, В. М. Десятков,
В. К. Чегесов, В. Н. Макаревич // Геология, геофизика и разработка нефтяных и
газовых месторождений. – 2006. – № 8. – С. 13-24.
7. Кисель, В. А. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой
Текст / В. А. Кисель, Ю. С. Абрамов. – М.: Недра, 1978. – 192 с.
8. Казаков, А. А. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней
стадии разработки Текст / А. А. Казаков, В. С. Орлов. – М.: ВНИИОЭНГ,
1977. – 51 с.
9. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки
нефтяных и газонефтяных месторождений Текст:РД 153-39.0-110-01, утв.
Министерством энергетики Российской Федерации. – М., 2002.
10. Токарев, М. А. Комплексный геолого-промысловый контроль за
текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой Текст / М. А. Токарев. –
М.: Недра, 1990. – 267 с.
105
11. Саттаров, М. М. Выбор оптимальной плотности сетки скважин при
разработке нефтяных месторождений Текст / М. М. Саттаров, И. А. Кузилов. –
Уфа: Башкнигоиздат, 1966. – 90 с.
12. Сергеев, В. Б. К вопросу расчета показателей разработки нефтяного
месторождения Текст / В. Б. Сергеев, И. А. Кузилов, В. И. Дзюба // Тр. ин-та /
БашНИПИнефть.  Уфа, 1977.  Вып. 49. – С. 131-136.
13. Регламент составления проектных технологических документов на
разработку нефтяных и газонефтяных месторождений Текст: РД 153-39-00796, утв. Министерством топлива и энергетики Российской Федерации. – М.,
1996
14. Кузилов, И. А. Снижение пластового давления при разработке
нефтяных месторождений Красноборского вала Текст / И. А. Кузилов,
Ю. И. Демушкин, А. И. Хубльдиков // Геология нефти и газа. – 1984. – № 7. –
С. 30-32.
15. Кундин, С. А. О степени снижения пластового давления,
обеспечивающей наибольшую нефтеотдачу Текст / С. А. Кундин // Тр. ин-та /
ВНИИ.  М.: Гостоптехиздат, 1961.  Вып. 32.
16. Кузилов, О. И. Методология проектирования разработки объектов на
естественном режиме при помощи постоянно действующих моделей на базе
VIP Landmark Текст / О. И. Кузилов, М. А. Токарев, А. Н. Червякова //
Интервал. – 2003. – № 3. – С. 26-31.
17. Низаев, Р. Х. Проблемы создания трехмерной гидродинамической
модели на базе пакетов программ фирмы «Landmark» Текст / Р. Х. Низаев,
И. Н. Хакимзянов, А. С. Лисин, А. Л. Кульмамиров // Тр. научн.-практ. конф. в
рамках VII междунар. выставки «Нефть, газ – 2000» 5-7 сентября 2000 г.: в 2 т.
– Казань: Экоцентр, 2000. Т. II. – С. 225-233.
18. Юсупов, Р. М. Обеспечение точности параметров для подсчета
запасов с применением трехмерной модели месторождения Текст /
Р. М. Юсупов, Р. Б. Хисамов, В. П. Лиходедов, Т. М. Сулейманова,
А. Н. Хамидуллина // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 2. – С. 37-39.
19. Кричлоу, Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений
– проблемы моделирования Текст: пер. с англ. Я. И. Тетельбаума; под ред.
канд. геол.-минерал. наук М. М. Максимова / Генри Б. Кричлоу. – М.: Недра,
1979. – 303 с.
20. Пирсон, Сильвен Дж. Учение о нефтяном пласте Текст: пер. с англ.;
под ред. проф. М. М. Кусакова, проф. В. Н. Дахнова, проф. И. М. Муравьева /
Сильвен Дж. Пирсон.  2-е изд. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 570 с.
21. Кузилов, И. А. История проектирования разработки месторождений
нефти Калининградской области Текст / И. А. Кузилов, О. И. Кузилов //
106
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006.
– № 8. – С. 41-46.
22. Мониторинг фильтрационных параметров пластов и эффективности
регулирования выработки запасов по данным гидродинамических
исследований скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» Текст:
информационный отчет / Левченко В. С., Воронцова И. В. – Волгоград, 2012.
23. Кузилов, И. А. Особенности разработки нефтяных месторождений
Калининградской области Текст / И. А. Кузилов, Ю. И. Демушкин,
Ю. С. Миронов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1989. – № 3. – С. 25-28.
24. Кузилов, И. А. Анализ разработки Красноборского нефтяного
месторождения // Отчет о НИР Текст: в 2 т. / И. А. Кузилов и др. –
Симферополь: МВП «НЕФТЕГАЗ», 1994. Т. I. – 46 с.
25. Изучение зависимостей фазовых проницаемостей и коэффициента
вытеснения по экспериментальным и геофизическим данным на Ушаковском и
Красноборском месторождениях Калининградской области Текст: отчет /
Свихнушин Н. М., Турчин И. В. – Киев: УкрГИПРОНИИнефть, 1983. – 27 с.
26. Определение коэффициента вытеснения и фазовых проницаемостей
(скв. 3 Зайцевская) Текст: отчет по договору № 0863/19 / Рабиц Э. Г. – М.:
ВНИГНИ-2, 2003. – 43 с.
27. Определение коэффициента вытеснения и фазовых проницаемостей
на перпендикулярных образцах керна (скв. 1, 2 Зайцевская) Текст: отчет по
договору № 2028/41 / Рабиц Э. Г. – М.: ВНИГНИ-2, 2004. – 20 с.
28. Анализ ФЕС и определения коэффициента вытеснения и фазовых
проницаемостей на керне, отобранном при бурении скважин на объектах
деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» Текст: отчет по
договору № 1960/38 / Рабиц Э. Г. – М.: ВНИГНИ-2, 2004. – 54 с.
29. Кузилов, О. И. Эффективность применения ГОС и ПГД на
месторождениях Калининградской области Текст / О. И. Кузилов // Анализ
итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации
добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2004 год: матер.
совещания 14-15 апреля 2005 г., г. Москва. – М.: ООО «ПИАР-квадрат», 2005. –
С. 83-87.
30. Кесслер, Ю. А. Основные и перспективные методы интенсификации
нефтедобычи на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»
Текст / Ю. А. Кесслер, В. М. Десятков, О. И. Кузилов, Д. В. Сентяков //
Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов,
интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2006
год: матер. совещания 18-19 апреля 2007 г., г. Москва. – М.: ГУОДНГ, 2007. –
С. 86-95.
107
31. Авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений ООО
«ЛУКОЙЛ-КМН» по состоянию на 1.01.2005 Текст: отчет о НИР /
Кузилов И. А., Кузилов О. И. – Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2005. –
337 с.
32. Баишев, Б. Т. Регулирование процесса разработки нефтяных
месторождений Текст / Б. Т. Баишев, В. В. Исайчев, С. В. Кожакин и др.. –
М.: Недра, 1978. – 197 с.
33. Лозин, Е. В. Интенсификация выработки запасов нефти на поздней
стадии разработки скважин Текст / Е. В. Лозин, М. Г. Ованесов,
Ю. И. Брагин и др. // Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое
дело».  М.: ВНИИОЭНГ, 1982.  Вып. 25 (49).  28 с.
34. Салахова, Л. Н. Опыт создания геологических моделей по
месторождениям, находящимся в начальной стадии разработки Текст /
Л. Н. Салахова, В. И. Диков, Г. Х. Бакирова, М. М. Ахметшакиров // Тр. научн.практ. конф. в рамках VII междунар. выставки «Нефть, газ – 2000» 5-7 сентября
2000 г.: в 2 т. – Казань: Экоцентр, 2000. Т. II. – С. 99-104.
35. Муслимов, Р. Х. Актуальные задачи геолого-гидродинамического
моделирования нефтяных залежей на поздней стадии их разработки Текст /
Р. Х. Муслимов, И. Н. Файзуллин, В. Ф. Шарафутдинов, Ю. А. Волков,
Т. Е. Данилова, Р. С. Касимов, Г. А. Кринари, М. Г. Храмченков // Тр. научн.практ. конф. в рамках VII междунар. выставки «Нефть, газ – 2000» 5-7 сентября
2000 г.: в 2 т. – Казань: Экоцентр, 2000. Т. II. – С. 255-261.
36. Дияшев, Р. Н. Анализ результатов промысловых исследований
нефтяных скважин, характеризующихся изменением гидродинамических
свойств пластов в зависимости от депрессии Текст / Р. Н. Дияшев // Тр. инта / ТатНИПИнефть.  Куйбышев, 1971.  Вып. 20.
37. Krueger, R. F. An Overview of Formation Damage and Well
Productivity in Oilfield Operations Теxt / R. F. Krueger // JPT.  1983.  Vol. 38.
 Nо. 2.
38. Meyer,
R.
L.
Process
of
selecting
completion
or
workover fluids reguires of tradeoffs Теxt / R. L. Meyer, R. H. Vargas // Oil and
Gas J.  1984.  Vol. 82.  Nо. 5.
39. Hashemi, R. Proper filtration minimizes formation damage Тext /
R. Hashemi, А. Ershaghi, N. Ammerer // Oil and Gas J.  1984.  Vol. 82. 
Nо. 33.
40. Лухминский, Б. Е. Гидродинамические модели коллекторов Текст /
Б. Е. Лухминский // Каротажник. – 2000. – № 77.  С. 134-135.
108
41. Пермяков, И. Г. Геологические основы поисков, разведки и
разработки нефтяных и газовых месторождений Текст / И. Г. Пермяков,
Е. Н. Шевкунов.  2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1976. – 377 с.
42. Крейг, Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении
Текст: пер. с англ.; под ред. проф. В. Л. Данилова . – М.: Недра, 1974. –
192 с.
43. Нестеренко, Н. Ю. Изучение характера флюидонасыщенности
коллекторов для оптимизации разработки залежей Текст / Н. Ю. Нестеренко,
Ю. И. Петраш // Каротажник.  2002.  № 92. – С. 87-95.
44. Кузилов, О. И. Гидродинамическое моделирование: функции,
зависящие от насыщенности Текст / О. И. Кузилов // Геология, геофизика и
разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 8. – С. 46-52.
45. Шурубор, Ю. В. Прогнозирование технологических показателей
разработки нефтяных залежей на основе укрупненного ретроспективноперспективного имитационного моделирования нефтедобычи Текст /
Ю. В. Шурубор, Е. П. Гудков, Т. Р. Балдина, В. Г. Пермяков // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.  2002.  № 4. –
С. 78-83.
46. Гиматудинов, Ш. К. Справочное руководство по проектированию
разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование
разработки Текст / Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг
и др.. – М.: Недра, 1983. – 463 с.
47. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник Текст
/ Под ред. М. М. Ивановой. – М.: Недра, 1983. – 262 с.
48. Быков, Н. Е. Справочник по нефтепромысловой геологии Текст /
Н. Е. Быков, А. Я. Фурсов, М. И. Максимов и др.. – М.: Недра, 1981. – 525 с.
49. Пермяков, И. Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей
разработки нефтяных месторождений Текст / И. Г. Пермяков. – М.: Недра,
1975. – 128 с.
50. Проект разработки Северо-Красноборского нефтяного месторождения
Текст: отчет / Кузилов И. А., Кузилов О. И. – Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ
МВП», 2003. – 143 с.
51. Методические указания по созданию постоянно действующих
геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений
Текст. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. Ч. 2. Фильтрационные модели. –
228 с.
109
52. Кундин, С. А. Экспериментальные данные о фазовых проницаемостях
при фильтрации трехкомпонентных смесей Текст / С. А. Кундин // Тр. ин-та /
ВНИИ. – 1960. – Вып. 28. – С. 96-113.
53. Мирзаджанзаде, А. Х. Этюды о моделировании сложных систем
нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность Текст /
А. Х. Мирзаджанзаде, М. М. Хасанов, Р. Н. Бахтизин.  Уфа: Изд-во «Гилем»,
1999.  464 с.
54. Тахаутдинов, Ш. Ф. Современные методы решения инженерных задач
на поздней стадии разработки нефтяного месторождения Текст /
Ш. Ф. Тахаутдинов, Н. И. Хисамутдинов, М. З. Тазиев, Н. Т. Карачурин,
И. Н. Файзуллин, И. М. Салихов.  М.: ВНИИОЭНГ, 2000.  104 с.
55. VIP-EXECUT1VE TECHNICAL REFERENCE.  LANDMARK Text
R2003.0, 2000.  600 с.
56. Азис, Х. Математическое моделирование пластовых систем Текст:
пер. с англ. / Х. Азис, Э. Сеттари. – М.: Недра, 1982.  408 с.
57. Малютина, Г. С. Особенности разработки залежей среднего кембрия
на примере Ушаковского нефтяного месторождения Калининградской области
Текст / Г. С. Малютина, И. В. Захаров, Р. М. Юсупов, В. М. Десятков,
О. И. Кузилов, И. О. Кузилов // Эффективность разработки нефтяных
месторождений и повышение нефтеотдачи пластов. – М.: ОАО «Всеросс.
нефтегаз. научн.-исслед. ин-т», 2010.  Вып. 142. – С. 19-28.
58. Телков, А. П. Образование конусов воды при добыче нефти и газа
Текст / А. П. Телков, Ю. И. Стклянин.  М.: Недра, 1965.  254 с.
59. Крылов, А. П. Проектирование разработки нефтяных месторождений
Текст / А. П. Крылов, П. М. Белаш, Ю. П. Борисов, А. Н. Бучин.  М.:
Гостоптехиздат, 1962.  138 с.
60. Щелкачев, В. И. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом
режиме Текст / В. И. Щелкачев.  М.: Гостоптехиздат, 1960.  231 с.
61. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии
Текст / Н. И. Хисамутдинов, Р. Х. Гильманова, И. В. Владимиров,
Н. З. Ахметов, Р. Г. Абдулмазитов, Р. Г. Сарваретдинов. – М.: ОАО
ВНИИОЭНГ, 2004. Т. 1. Геология и разработка залежи в поздней стадии. –
252 с.
62. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных месторождений Текст /
Н. И. Хисамутдинов, Г. З. Ибрагимов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. IV.  262 с.
63. Руководство по анализу текущего состояния разработки нефтяного
месторождения (залежи) по коэффициенту извлечения нефти (при
110
водонапорном режиме разработки) Текст: методическое пособие / ООО НПО
«Нефтегазтехнология».  Уфа, 2000.  37 с.
64. Уолш, М. Первичные методы разработки месторождений
углеводородов Текст / М. Уолш, Л. Лейк // Серия «Библиотека нефтяного
инжиниринга» ОАО «НК «Роснефть».  М.  Ижевск: Институт компьютерных
исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008.  672 с.
65. Кузилов, О. И. Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при
недостатке информации (для месторождений Калининградской области)
Текст / О. И. Кузилов, И. А. Кузилов, И. О. Кузилов // Технологии разработки
трудноизвлекаемых запасов нефти. – М.: ОАО «ВНИИнефть», 2012.  Вып.
146. – С. 39-49.
66. Саттаров, М. М. Проектирование разработки крупных нефтяных
месторождений Текст / М. М. Саттаров, Е. А. Андреев, В. С. Ключарев
и др.. – М.: Недра, 1969. – 240 с.
67. Борисов, Ю. П. Влияние неоднородности пластов на разработку
нефтяных месторождений Текст / Ю. П. Борисов, В. В. Воинов,
З. К. Рябинина. – М.: Недра, 1970. – 288 с.
68. Гиматудинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта: учебник для
вузов Текст / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. – М.: Недра, 1982. –
311 с.
69. Проект разработки Гаевского нефтяного месторождения Текст: отчет
о НИР / Кузилов И. А., Кузилов О. И. – Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ
МВП», 2002. – 163 с.
70. Технологическая схема разработки Ново-Искринского нефтяного
месторождения Текст: отчет о НИР / Кузилов И. А., Кузилов О. И. –
Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2003. – 124 с.
71. Уточненный проект разработки Южно-Олимпийского нефтяного
месторождения Текст: отчет / Кузилов И. А., Кузилов О. И. – Калининград:
ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2004. – 146 с.
72. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения
нефти
Южно-Олимпийского
месторождения
Текст:
отчет
/
Мухаметшин Р. З., Кузилов О. И. – Калининград: Научно-производственный
центр ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», 2003. – 105 с.
73. Касумов, А. М. Заводнение нефтяного пласта горизонтальной
нагнетательной скважиной Электронный ресурс / А. М. Касумов // Сб. тр. по
науке и технике. – Баку: АзНИПИнефть, 2002. – Режим доступа:
http://www.laboratory.ru/articl/geol/ag080r.htm.
74. Кузилов, И. А. О комплексном подходе к освоению морских газовых
месторождений Текст / И. А. Кузилов, И. Н. Шустеф, Е. Н. Петрова и др. //
111
Проблемы освоения нефтегазовых месторождений континентального шельфа
СССР: сб. тр. ин-та / ВНИПИшельф. – 1989. – № 210/56. – С. 10-13.
75. Булыгин, Д. В. Моделирование геологического строения и разработки
залежей нефти Сургутского свода Текст / Д. В. Булыгин, Н. Я. Медведев,
В. Л. Кипоть. – Казань: Изд-во ДАС, 2001. – 191 с.
76. Дополнение
к
проекту
разработки
Гаевского
нефтяного
месторождения Текст: отчет о НИР / Кузилов И. А. и др. / – Калининград:
ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2006. – 156 с.
77. Кесслер, Ю. А. Основные направления повышения эффективности
нефтедобычи на месторождениях Калининградской области Текст /
Ю. А. Кесслер, В. М. Десятков, О. И. Кузилов // Анализ итогов внедрения
методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и
ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2005 год: матер. совещания 6-7 апреля
2006 г., г. Москва. – М.: ЗАО «Мосиздатинвест», 2006. – С. 84-94.
78. Мищенко, И. Т. Расчеты в добыче нефти Текст / И. Т. Мищенко. –
М.: Недра, 1989. – 247 с.
79. Пыхачев, Г. Б. Подземная гидравлика: учебное пособие Текст /
Г. Б. Пыхачев, Р. Г. Исаев. – М.: Недра, 1972. – 360 с.
80. Гайсин, Д. К. Методическое руководство по определению активных
извлекаемых запасов нефти месторождений (объектов), находящихся в поздней
стадии разработки Текст / Д. К. Гайсин. – Уфа: БашНИПИнефть, 1987. – 51 с.
81. Галеев, Р. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов
углеводородного сырья Текст / Р. Г. Галеев.  М.: КУБК-а, 1997.  351 с.
82. Зильберман, В. К. О регламентировании репрессий на пласты при
бурении скважин Текст / В. К. Зильберман, Н. И. Дегтев, М. Л. Ульянов //
Нефтяное хозяйство.  1988.  № 12.  С. 16-20.
83. Бабалян, Г. Н. Физико-химические процессы в добыче нефти Текст
/ Г. Н. Бабалян.  М.: Недра, 1978.
84. Котенев, Ю. А. Повышение эффективности эксплуатации залежей с
трудноизвлекаемыми запасами нефти Текст / Ю. А. Котенев,
Р. А. Нугайбеков, О. В. Каптелинин.  М.: Недра, 2004.  236 с.
85. Гавура, В. Е. Современные методы и системы разработки
газонефтяных залежей Текст / В. Е. Гавура, В. В. Исайчев, А. К. Курбанов,
В. Е. Лапидус, В. Е. Лещенко, Г. Ю. Шовкринский.  М.: ВНИИОЭНГ, 1994. –
345 с.
86. Смирнов, С. Н. Совершенствование построения геологических 3Dмоделей залежей нефти, осложненных тектоническими разломами Текст /
С. Н. Смирнов, А. В. Щеглов, М. А. Кузнецов, А. Ю. Попов //
Нефтепромысловое дело.  2012. – № 1. – С. 7-10.