WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

УДК 622.276.1/.4                                                                

На правах рукописи

Бакиров  Ильшат  Мухаметович

РАЗВИТИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

в различных геолого-физических условиях

Специальность 25.00.17 -  Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа 2012

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном
институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.

Научный консультант

- доктор технических наук, профессор,

академик АН РТ

Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты:

- Хисамутдинов Наиль Исмагзамович,

доктор технических наук, профессор,

ГУП «ИПТЭР», заведующий отделом

«Гидродинамическое моделирование

технологических процессов в добыче нефти»

- Зейгман Юрий Вениаминович,

доктор технических наук, профессор,

Уфимский государственный нефтяной

технический университет, заведующий

кафедрой разработки и эксплуатации

нефтегазовых месторождений

- Булгакова Гузель Талгатовна,

доктор физико-математических наук,

профессор, Уфимский государственный

авиационный технический университет,

профессор кафедры математики

Ведущая организация

- ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита диссертации состоится  16 августа  2012 г. в 9 часов на заседании диссертационного совета при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан  «16» июля 2012 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор  Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТеРИСТИКА РАБоТЫ



Актуальность темы

Заводнение нефтяных пластов является основой современной технологии разработки нефтяных месторождений. Другие методы, такие как закачка газа, водогазовое воздействие (ВГВ), третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), значительно уступают ему по масштабам, находятся на стадии опытно-промышленной разработки и часто внедряются на базе технологии заводнения. В РФ более 70 % добываемой нефти, в Татарстане – 95 % получают за счет применения заводнения. К настоящему времени для разработки месторождений с разнообраз­ными геолого-физическими условиями создан широкий комплекс систем воздействия на пласты методом заводнения. В этих условиях огромное значение для совершенствования разработки месторождения, развития проектирования разработки  и планирования добычи нефти имеют классификация существующих систем заводнения и результаты обобщения опыта внедрения  и развития метода.

Важнейшей  целью заводнения является увеличение темпов отбора, коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и, конечно, технико-экономических показателей.  Применение заводнения нередко приводит к двукратному и более увеличению КИН.  При заводнении  пластов важным параметром, характеризующим процесс извлечения нефти из залежи и эффективность системы разработки, является коэффициент вытеснения (Квыт), который указывает на  потенциально доступную долю дренируемых запасов нефти в зоне, охваченной заводнением. Коэффициент вытеснения зависит от многих факторов, которые в реальных условиях очень сложно количественно учитывать. Поэтому актуальными задачами являются установление зависимости Квыт от основных фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров и количественная оценка их влияния на этот коэффициент.

Одним из важнейших параметров, влияющих на  эффективность разработки нефтяных месторождений заводнением, является вязкость нефтей, насыщающих продуктивные отложения. Изучение зависимости КИН от вязкости нефти стало  особенно актуальным в последние годы в связи с обоснованием необходимости дифференцирования налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) с учетом вязкости нефти для стимулирования увеличения добычи высоковязких нефтей. Эти зависимости необходимы для определения ориентировочных величин КИН по новым залежам на стадии первого подсчета запасов нефти по промышленным категориям, а также для оценки прироста нефтеизвлечения за счет МУН.

Современный этап разработки нефтяных месторождений Татарстана, когда за счет преимущественной выработки высокопродуктивных коллекторов доля трудноизвлекаемых запасов возросла до 80 %, извлечение остаточных запасов традиционными методами заводнения часто характеризуется низкими технико-экономическими показателями из-за снижения эффективности воздействия заводнением. Поскольку эти запасы достаточно велики, актуальным является  повышение эффективности извлечения нефти за счет совершенствования систем заводнения и  регулирования процессов разработки путем применения индивидуальных технологических методов и экономических критериев. На завершающей стадии разработки для сокращения удельных затрат на добычу нефти необходимо системное регулирование объемов закачки воды и отбора жидкости. Важным являются изучение влияния темпа добычи жидкости на эффективность разработки, развитие методов нестационарного воздействия и форсированного отбора. Необходим научно обоснованный комплексный подход к выбору критериев, условий и оптимальных параметров эффективного применения данных технологий.

В значительной мере эффективность выработки запасов нефти зависит от правильного взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин в послойно и зонально-неоднородных по коллекторским свойствам пластах. Оказалось почти неисследованным влияние тензорной природы проницаемости на коэффициент охвата площади  залежи заводнением. Недостаточно полно разработана методика выбора систем заводнения. Противоречивы критерии сравнительной эффективности систем заводнения. Пренебрежение учетом этих факторов приводит  к существенному снижению величины нефтеизвлечения.

Наиболее значимым достижением в нефтегазовой индустрии за последние десятилетия является массовое применение горизонтальных скважин (ГС), одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов, скважин малого диаметра, гидроразрывов пласта (ГРП), энергосберегающих технологий по закачке воды. Комплексное применение этих инновационных технологий при проектировании систем заводнения залежей позволит решить многие научно-технические задачи в области регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изучение механизма и выявление условий эффективного вытеснения нефти водой в различных геолого-физических условиях, создание новых технологий и принципов разработки являются актуальными задачами по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений.

Цель работы - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем выбора рациональной (оптимальной)  системы и рационального размещения скважин применительно к различным геолого-физическим условиям и стадиям разработки, совершенствования методов гидродинамического воздействия, создания и внедрения принципиально новых систем и  способов разработки.

Для решения поставленной цели сформулированы следующие  основные задачи исследований:

1. Анализ опыта применения метода и систем заводнения при разработке нефтяных месторождений Татарстана. Классификация методов заводнения и обоснование критерия оценки эффективности регулярных и законтурных систем заводнения;

2. Исследование основных связей между коэффициентом вытеснения и фильтрационно-емкостными параметрами залежей, КИН, а также коэффициентом вытеснения и вязкостью нефти;

3. Изучение механизма и выявление условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в послойно и зонально-неоднородных, анизотропных по коллекторским свойствам пластах и применении технологий с использованием горизонтальных скважин с целью оптимизации систем заводнения;

4. Разработка методики выбора систем заводнения и новых технологий для обеспечения полноты выработки запасов в различных геологических условиях;

5. Изучение совместного влияния плотности сетки скважин (ПСС) и параметра интенсивности систем заводнения (m) на КИН. Установление количественной величины параметров, входящих в состав зависимости КИН от ПСС, при различных геолого-физических условиях и величины ПСС для достижения потенциальной величины нефтеизвлечения;

6. Исследование эффективности регулирования отбора жидкости на различных  стадиях на примере разработки площадей Ромашкинского месторождения.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов

Поставленные задачи решались на основе анализа геолого-промыслового материала с использованием современных методов обработки исходной информации и методов, основанных на статистическом анализе зависимостей технологических показателей разработки от различных природных факторов, плотности сетки скважин и интенсивности систем заводнения. Основным методом исследований являлось математическое моделирование фильтрации жидкости с применением ЭВМ.

Достоверность полученных результатов подтверждается сопоставлением модельных данных с фактическими показателями разработки.

Научная новизна результатов работы:

1. Выявлены закономерности внедрения в практику разработки метода заводнения, сформулированы основные принципы развития и совершенствования систем заводнения. Дана новая классификация методов заводнения, обоснованы критерии применимости регулярных и законтурных систем заводнения;

2. Научно обоснованы принципы рационального размещения скважин в послойно и зонально-неоднородных, анизотропных по коллекторским свойствам пластах. Впервые для этих условий рекомендованы к внедрению новые схемы размещения скважин;

3. Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды в законтурные нагнетательные скважины. Научно обоснованы условия эффективного использования ГС при оптимизации систем заводнения.

4. Предложены новые зависимости:

- коэффициента вытеснения (Квыт) от фильтрационно-емкостных параметров, коэффициента охвата пласта заводнением с учетом тензорной природы проницаемости;

- КИН от Квыт, плотности сетки скважин, вязкости пластовой нефти и комплексного параметра, учитывающего влияние величины начального дебита залежи и геологических запасов;

- интенсивности систем заводнения и ПСС от геологических и технологических параметров;

5. Научно обоснованы и рекомендованы к реализации принципы и методы определения системы и схем размещения нагнетательных и добывающих скважин на залежи, изменения интенсивности системы заводнения и ПСС в процессе разработки.

Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждается 19 патентами РФ на изобретения.

Основные защищаемые положения:

1. Методология  изучения основных связей  между КВЫТ  и фильтрационно-емкостными и петрофизическими параметрами залежей и её обоснование с использованием палетки при недостаточной исходной информации. Методика
определения зависимости КИН от вязкости нефти и Квыт на стадии первого подсчета запасов;

2. Методические положения по анализу эффективности внедрения и развития систем заводнения. Основные принципы классификации метода заводнения. Методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин. Научные рекомендации по рациональной разработке залежей в карбонатных отложениях месторождений Республики Татарстан (РТ);

3. Принципы и методы рационального размещения скважин в послойно и зонально-неоднородном, анизотропном по коллекторским свойствам объекте;

4. Методика оценки зависимости КИН от ПСС и интенсивности системы заводнения, обоснования оптимальной интенсивности систем заводнения и ПСС от природных и технологических параметров;

5. Методика выбора систем заводнения и управления интенсивностью системы во времени, новые способы разработки с заводнением. Основные принципы развития систем заводнения;

6. Новые технологические решения по регулированию процессов разработки, позволяющие снизить темп роста обводненности скважин и продлить срок рентабельной эксплуатации.

Практическая ценность и реализация результатов исследований

1. Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды в законтурные нагнетательные скважины. Научно обоснованы условия эффективного использования ГС при оптимизации систем заводнения.

2. Впервые рекомендованы к внедрению и реализованы:

- системное адресное циклическое воздействие, включающее применение различных схем заводнения, плотности сетки скважин и соответствующих видов технологии нестационарного воздействия в сочетании с методами интенсификации добычи и МУН в зависимости от стадии разработки;

- новая система разработки, которая предусматривает создание индивидуальных систем разработки пластов месторождения комплексной реализацией новых способов разработки и технологий ОРЭ, энергосберегающих технологий по закачке воды и технологий с использованием ГС.

3. Разработанные принципы и методы определения количества и характера размещения нагнетательных и  добывающих  скважин, управления интенсивностью системы заводнения и плотностью сетки скважин  во времени и полученные зависимости КИН от ПСС и интенсивности систем заводнения позволили:

- решить важные практические задачи в области прогнозирования, анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождений заводнением; 

- выбрать рациональную систему разработки и оптимизировать ее во времени;

- создать новые технологии и усовершенствовать традиционные способы разработки нефтяных месторождений заводнением.

Результаты по исследованию рационального размещения скважин при разработке нефтяных месторождений с применением ГС отражены в РД «Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии»
(РД 39-0147585-214-00). 

Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении проектных документов для месторождений РТ, Западной и Восточной Сибири.

Результаты исследований зависимости КИН от технологических и геолого-физических параметров залежей применяются при составлении ТЭО КИН для месторождений Самарской, Оренбургской, Ульяновской областей, Ненецкого автономного округа (НАО).

Результаты исследований использовались при разработке методического пособия для студентов вузов «Создание геологической и гидродинамической моделей месторождения».

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на Всесоюзных и Всероссийских научно-технических конференциях (г. Альметьевск, 1983, 1987, 1991, 1993 гг.); на совещании по проблеме «Организация эффективного использования методов математического моделирования и ЭВМ при проектировании, анализе и управлении разработкой нефтяных месторождении Татарии» (г. Бугульма, 1988 г.); на Всероссийском совещании «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения» (г. Альметьевск, 1995 г.); на юбилейной конференции к 70-летию ВНИГРИ «Нефтегазовая геология на рубеже веков» (г. Санкт-Петербург, 1999 г.); на Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г. Альметьевск, 2000 г.); на Межрегиональной научно-практической конференции (г. Альметьевск, 2003 г.); на отчетном собрании Волго-Камского регионального отделения РАЕН в 2011 г.

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 54 научных трудах,  в том числе в 15 журналах, рекомендованных ВАК.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка и решение задач, моделирование процессов разработки, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи разделов, основных выводов и библиографического списка использованной литературы, включающего 160 наименований. Работа изложена на 301 странице машинописного текста, содержит 47 таблиц,  100 рисунков.

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы. Большой вклад в решение проблемы совершенствования принципов, методов и систем разработки нефтяных месторождений с заводнением внесли Р.Г. Абдулмазитов, И.И. Абызбаев, А.В. Андреев, К.Б. Аширов,
Б.Т. Баишев, К.С. Баймухаметов, В.Ф. Базив, Ю.Е. Батурин, Ю.П. Борисов,
В.Д. Викторин, Г.Г. Вахитов, И.П. Васильев, И.В. Владимиров, В.Е. Гавура,
Р.Х. Гильманова, А.И. Губанов, Р.Н. Дияшев, Ю.П. Желтов, Ю.В. Желтов,
М.А. Жданов, С.Н. Закиров, А.Б. Золотухин, Р.Р. Ибатуллин, Г.З. Ибрагимов, М.М. Иванова, В.Ф. Усенко, Ю.А. Котенев, А.П. Крылов, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, Н.Н. Лисовский, В.С. Орлов, С.А. Султанов, М.М. Саттаров, Б.Ф. Сазонов, Э.И. Сулейманов, М.Л. Сургучев, Р.Х. Муслимов, Э.Д. Мухарский, М.И. Максимов, Р.Ш. Мингареев, И.Т. Мищенко, Э.М. Тимашев, М.А. Токарев, Э.М. Халимов, М.М. Хасанов, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, И.П. Чоловский, Р.Т. Фазлыев, А.М. Шавалиев, В.Н. Щелкачев.

В первом разделе (подразделе 1.1) работы рассмотрены особенности геологического строения и нефтеносность основных продуктивных горизонтов юго-востока РТ. Строение природных резервуаров, геолого-физические параметры продуктивных пластов, их неоднородность, расчлененность, условия залегания пород, режим залежей и т.д. оказывают определяющее влияние на выбор систем разработки, эффективность выработки запасов нефти заводнением, а значит и на достижение соответствующих величин КИН.

В пределах РТ открыто 159 нефтяных месторождений, из них вовлечены в разработку 121. Основным базисным нефтеносным объектом являются пашийско-кыновские отложения  терригенного девона.  В них содержится 62,1 % разведанных балансовых запасов. Следующим по промышленной значимости объектом являются тульско-бобриковские отложения, содержащие 15,3 % разведанных запасов.

Основные запасы нефти в РТ сосредоточены на одном из крупнейших месторождений РФ - Ромашкинском, начальные извлекаемые запасы (НИЗ) которого составляют более двух миллиардов тонн. 

На территории РТ запасы нефти в карбонатных коллекторах сосредоточены в регионально-нефтеносных турнейских,  верей-башкирских отложениях карбона на глубине 650…1692 м. Залежи нефти пластового и массивного типов.

К локально-нефтеносным карбонатным отложениям относятся семилукские, бурегские, елецкие, данково-лебедянские отложения карбонатного девона, заволжские, малевско-упинские, алексинские, намюр-серпуховские породы нижнего карбона и каширские, подольские, мячковские отложения среднего карбона. На востоке и юго-востоке Южно-Татарского свода чаще встречается нефтеносность в карбонатных отложениях девона и практически отсутствует нефть в отложениях среднего карбона. На западном склоне Южно-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины нефтеносность карбонатных коллекторов отмечается в более молодых локально-нефтеносных горизонтах - малевско-упинских, алексинских, каширских отложениях. Всего в карбонатных отложениях сосредоточено 19,8 % от общих балансовых запасов РТ категории А+В+С1+С2. В карбонатных коллекторах залежей карбона сосредоточено 93,3 %, девона – 5,8 %  и перми – 0,9 % геологических запасов.

Месторождения РТ приурочены к различным нефтегазоносным комплексам, характеризуются исключительным разнообразием типов залежей и коллекторов, литолого-петрофизическим составом пород, слагающих продуктивные отложения, геолого-физическими параметрами коллекторов и физико-химическими свойствами насыщающих их жидкостей.

В подразделе 1.2 приведены результаты исследования по изучению зависимости КИН  от вязкости нефти (н) для месторождений Урало-Поволжья. Задача  стала  особенно актуальной в последние годы в связи с обоснованием необходимости дифференцирования НДПИ с учетом вязкости нефти для стимулирования увеличения добычи высоковязкой нефти. Эти запасы значительные.  Остаточные извлекаемые запасы нефти по категории А + В + С1 в залежах с
н > 30 МПа⋅Чс составляют 40 % всех запасов по ОАО «Татнефть» РТ.

Объектами исследования являлись залежи нефти крупных и небольших месторождений, находящиеся  на поздней стадии разработки, приуроченные к терригенным коллекторам. При этом КИН для сопоставимости определены для значений = 2. Был применен метод группирования объектов по одинаковым геолого-физическим параметрам, в данном случае по проницаемости. Выделены три группы залежей по проницаемости: 1) 0,100…0,300 мкм2; 2) 0,300…0,800 мкм2;
3) более 0,800 мкм2. Исходные данные  обрабатывались  по логарифмической, степенной и экспоненциальной функциям. Выравнивание этих функций показало, что первые две имеют линейный вид, а третья - криволинейный, поэтому в дальнейшем использовались первые две зависимости. Результаты исследований по степенной зависимости приведены на рисунке 1. Зависимости характеризуются высоким коэффициентом квадрата корреляции (R2). 

Наибольшее изменение КИН от 0,28 до 0,65 д. ед. для 1-ой группы и от 0,40 до 0,75 д. ед. для 2-ой и 3-ей групп коллекторов происходит в интервале
н 30 мПа⋅Чс, а затем кривые выполаживаются. При вязкости нефти
н > 100 мПа⋅Чс КИН не превышает 0,2…0,3 д. ед. (рисунок 1). При этом кривая степенной функции по сравнению с логарифмической характеризуется резким  снижением КИН в области  н > 30 мПа⋅Чс и наибольшим значением R2 по коллекторам 1-ой группы при приблизительно одинаковых значениях по остальным. В связи с этим  к применению рекомендуется степенная функция зависимости КИН от  н.

Этот вывод подтверждается результатами опыта разработки ряда залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Зависимости полезны для определения ориентировочных величин КИН по новым залежам на стадии первого подсчета запасов нефти по промышленным категориям, а также для оценки прироста нефтеизвлечения при снижении н  методами МУН.

Рисунок 1 -  Графики зависимости КИН = f(н) по месторождениям

Урало-Поволжья

В подразделе 1.3 приведены результаты  исследования по изучению зависимости Квыт от фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров залежей месторождений РТ.

В микрообъеме пласта при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента Квыт характеризует потенциально доступную долю дренируемых запасов нефти и является основным комплексным параметром,  который позволяет оценить  КИН и эффективность системы разработки при заводнении.        

Изучены зависимости Квыт от пористости (m), начальной нефтенасыщенности (Кн,),  произведения m·(1 – Kн), абсолютной проницаемости (Кпр), вязкости нефти (н) и комплексных  параметров для терригенных и карбонатных отложений. Было установлено, что корреляционная связь между m и Квыт очень слабая (R2 = 0,038), зависимость имеет монотонно возрастающий характер. Построение зависимости Квыт = f(m) для каждого месторождения в отдельности не приводит
к увеличению тесноты связи. Данная зависимость для оценки Квыт не информативна.

Зависимость Квыт = f(Кн) имеет монотонно возрастающий характер. При этом R2 = 0,3656, выше, чем для зависимости Квыт = f(m). Построение зависимости для каждого месторождения в отдельности приводит к увеличению тесноты связи до 0,6…0,8. Зависимость Квыт = f(Кн)  для усредненных по залежи параметров имеет максимум, что противоречит предыдущим исследованиям. Поэтому в дальнейших исследованиях исключена.

Для зависимости Квыт = f (m·(1 – Kн)) коэффициент корреляции меньше, чем для зависимости  Квыт = f(Кн). Учет пористости не привел к увеличению тесноты связи.

Обобщение исследований по определению Квыт от  Кпр показывает, что наиболее распространенными являются зависимости логарифмическая и степенная. Однако эти зависимости при граничных условиях приводят к результатам, не имеющим физического смысла. В связи с этим исследования проведены  по экспоненциальной функции, которая характеризуется наибольшей теснотой корреляционной связи (рисунок 2) и удовлетворяет известным граничным условиям:

Рисунок 2 - Графики зависимости Квыт = f(Кпр)  для девонских отложений

Ромашкинского месторождения

при Кпр → 0 Квыт → 0, при Кпр → Квыт → Квыт.max, при этом Квыт.max < 1, дает возможность всего по двум известным точкам количественно определить постоянные Квыт для данной залежи и изучить влияние на них различных параметров. При этом применение комплексных параметров, метода группирования по проницаемости и вязкости, усреднение по интервалам параметра увеличивают R2. Установлено, что на Квыт.·mах существенное влияние оказывает н.

Влияние Кпр на Квыт для различных типов коллекторов различное, поэтому зависимости Квыт = f(Кпр) рекомендуется исследовать для каждого месторождения в отдельности. На рисунке 3  впервые приведены эти зависимости в виде палетки для залежей девона. Кривые Квыт при Кпр > 0,8 мкм2 выполаживаются, мало изменяются с изменением проницаемости, представляют собой линии, параллельные друг другу. Это позволяет изучить влияние на величину Квыт.max вязкости  нефти и агента, максимальной начальной нефтенасыщенности Кн.max. Получена зависимость вида:

                               Квыт.max =-0,15.                                 (1)

По девонским отложениям R2 = 0,915; по тульско-бобриковским – 0,7224.

Анализ кривых (рисунок 3) показывает, что наблюдается закономерное увеличение коэффициента экспоненциальной функции (В), характеризующей увеличение Квыт при увеличении Кпр с уменьшением Квыт.max. Получена зависимость вида:

               .        (2)

               .         

По девонским отложениям R2= 0,9079, по бобриковским отложениям
R2 = 0,769.

В результате зависимость (1) можно представить следующим образом:

                       .                         (3)

Рисунок 3 - Палетка зависимостей Квыт= f(Кпр), кыновско-пашийские

отложения

Из рисунка 3 видно, что по трем залежам кривые Квыт = f(Кпр) пересекают другие, что указывает на возможную недостоверность результатов некоторых лабораторных опытов. Для исключения погрешностей сопоставляются фактические и расчетные значения Квыт.max и параметра «B». Таким образом, впервые рекомендуется методика обоснования  Квыт с использованием палетки Квыт = f(Кпр). Использование  обобщённых зависимостей по группе месторождений может привести к значительным погрешностям.

В подразделе 1.4  рассматривается  задача  формирования исходных данных для расчета технологических показателей разработки на гидродинамической
модели.

При использовании в фильтрационной модели функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП), определенных на кернах в лабораторных условиях, получаются нереально высокие и одинаковые для всех вариантов разработки значения КИН, близкие к величине Квыт. С целью исключения ошибок при расчете технологических показателей необходимо знать количественную связь конечной нефтенасыщенности (Кнк ) от начальной и остаточной, определяемой в лабораторных условиях.

В работах Ш.К. Гиматутдинова, И.Г. Пермякова, Н.С. Гудка приведены зависимости коэффициента вытеснения от скорости вытеснения. Анализ зависимостей показывает, что Квыт сначала увеличивается очень быстро, затем при достижении некоторой скорости его рост замедляется.

В результате интегрирования получим:

                                               (4)

При а = b  имеем:

                                       .                                                (5)

Известно, что для раздельного учета влияния микронеоднородности породы  и макронеоднородности пластов академик А.П. Крылов предложил КИН представлять в виде произведения двух приблизительно одинаковых коэффициентов:

                                                                       (6)

где Квыт - коэффициент вытеснения, характеризующий полноту вытеснения нефти из породы, д. ед;  Кохв - коэффициент охвата, характеризующий полноту охвата запасов продуктивного пласта вытеснением, д. ед.

Зависимость КИН пласта от комплексного параметра Квыт изучалась по 55 объектам  месторождений ОАО «Татнефть» по степенной функции с коэффициентами степени 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 для разных коллекторов. При этом КИН принят из документа, утверждённого ГКЗ, для оптимальных значений ПСС. Наибольшее корреляционное отношение для всех рассмотренных случаев имеет зависимость
КИН = f(К2выт). При рассмотрении терригенных и карбонатных отложений в отдельности коэффициенты корреляции и идентичности зависимости
КИН = f(К2выт) увеличиваются (таблица 1). Зависимости позволяют оценить потенциальные  значения  КИН.

Таблица 1 – Значения коэффициентов корреляции и идентичности

Объект

разработки

Уравнение

регрессии

Коэффициент корреляции/коэффициент

идентичности

Терригенные

отложения

0,9755/0,9515

Карбонатные

отложения

0,9689/0,9388

Количественную связь Кнк от Квыт можно представить в виде
Кнк = (1 - К2выт) Кн. Затем на основе экспериментальных кривых фазовых проницаемостей с учетом Кнк строятся кривые модифицированных фазовых проницаемостей.

Во втором разделе приводятся краткая история возникновения и внедрения метода заводнения, результаты обобщения опыта внедрения этого метода в практику разработки нефтяных месторождений РТ.

Исключительное разнообразие типов залежей и коллекторов, приуроченных к различным нефтегазоносным комплексам, геолого-физических параметров коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их жидкостей
предопределило этапы внедрения метода и сценарий развития систем заводнения, принципов размещения скважин. Можно выделить четыре  этапа внедрения метода заводнения.

Первый этап охватывает период с 1946 по 1965 годы.  Метод  внедрялся на  крупных залежах нефти девонских отложений, характеризующихся высокими параметрами фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и насыщенных маловязкой нефтью (Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское, Бондюжское, Первомайское месторождения). В основу проектных документов легли передовые технологии, уже апробированные зарубежными нефтяными компаниями.





Впервые в РФ в промышленном масштабе заводнение  (законтурное)  было внедрено в 1946 г. (по предложению Т.К. Максимовича) на отложениях девона (Д1 и Д2) Туймазинского месторождения и показало высокую эффективность. Динамика водонефтяного фактора (ВНФ) до освоения регулярной системы заводнения показывает большую эффективность по сравнению  с месторождениями Татарстана (рисунок 4).

Рисунок 4 - Сопоставление месторождений Татарстана с Туймазинским

по динамике изменения водонефтяного фактора

Ожидаемый КИН составил 0,50 д. ед. при степени промывки 60 %. Однако форсирование отбора жидкости с целью удержания достигнутой максимальной добычи нефти исчерпало возможности законтурной системы по восполнению пластовой энергии. Дальнейшее развитие системы заводнения по месторождению происходило в следующей последовательности: законтурное заводнение, разрезание на блоки нагнетательными рядами, формирование замкнутых блоков, дополнительное очаговое заводнение в центральных частях блоков и на плоховырабатываемых участках, а также применение избирательной системы закачки воды на плоходренируемых участках и пластах. Эти мероприятия привели  к увеличению извлекаемых запасов на 57,2 млн т,  КИН  на 11,0 %. Из-за форсированного отбора жидкостей (ФОЖ) после отбора 80 % запасов утвержденный КИН будет достигнут при более высоких значениях ВНФ по сравнению с месторождениями РТ.

В основу разработки пласта Д1 Бавлинского месторождения положен принцип разработки горизонтов Д1 и Д2 Туймазинского месторождения. Законтурная система  заводнения обеспечила, несмотря на эксперимент по разрежению ПСС, высокие темпы отбора нефти и величину КИН при меньших объемах добычи жидкости по сравнению с Туймазинским. Сценарий развития системы заводнения аналогичен Туймазинскому - от менее к более интенсивному. Новыми являются перенос нагнетания в приконтурную зону, разрезание залежи на водонефтяные зоны (ВНЗ) и нефтяные зоны  (НЗ), а затем по наметившимся линиям опережающей выработки пласта разрезание на блоки. Прирост КИН (1,5 %) за счет освоения регулярной системы заводнения по сравнению с Туймазинским месторождением (11 %)  является незначительным. Выявлена высокая эффективность ФОЖ на второй стадии разработки за счет одновременного регулирования отборов жидкости воздействием через добывающие и законтурные нагнетательные
скважины.

Метод заводнения получил дальнейшее развитие на Ромашкинском месторождении. Первоначально месторождение (в 1949 г.) предлагалось разрабатывать законтурным заводнением по ПСС 16 га /скв. На базе накопленного опыта проектирования первоочередных площадей, результатов непродолжительной эксплуатации на естественном режиме и опытного заводнения на Миннибаевской площади в 1956 году были сформулированы основные принципы разработки месторождения (1-ая Генсхема).

Наиболее значимыми и подтвержденными практикой принципами являются поддержание пластового давления (ППД) путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин на площади самостоятельной разработки, первоочередной ввод в разработку более продуктивных площадей, освоение нагнетательных скважин через одну с интенсивным отбором нефти из промежуточных скважин,  многоэтапность разработки. Некоторые принципы вследствие отсутствия опыта, современной техники, технологий,  инвестиций и субъективных причин не нашли практического применения. Это совместная закачка воды во все пласты на первоначальной стадии разработки с последующим переходом после уточнения геологического строения на раздельную закачку и отбор жидкости (технология ОРЭ), перенос фронта нагнетания в первые ряды добывающих скважин при достижении ими 50 % обводненности, сгущение сетки скважин в зоне стягивания контуров нефтеносности.

На Ромашкинском месторождении на девонских отложениях развитие системы разработки шло путем постепенного увеличения ее интенсивности за счет одновременной оптимизации ПСС, интенсивности системы заводнения, разукрупнения объектов  с учетом геологических особенностей многопластового объекта. На месторождении выделена 21 площадь самостоятельной разработки, они разделены на 406 блоков. Решена проблема эффективной работы сложнопостроенного объекта, ожидаемое значение КИН составляет 0,56 д. ед.

Сценарии реализации поддержания пластового давления по  Бондюжскому месторождению, включающие последовательное освоение законтурной системы заводнения, разрезание залежи на две зоны с различной продуктивностью, перенос фронта нагнетания в приконтурную зону, дополнительное разрезание на блоки, очаговое заводнение, совместно с оптимизацией ПСС  (20 га / скв.) обеспечили высокий уровень темпа отбора нефти (4,0 % начальных извлекаемых запасов) на продолжительный период (11 лет) и достижение утверждённого КИН (0,637д. ед.).

Осевая система заводнения, реализованная с самого начала разработки на Первомайском месторождении, при неравномерной сетке скважин привела к консервации запасов в центральной части месторождения. Дополнительное бурение новых скважин в зоне между разрезающим и первым рядами добывающих скважин после достижения высокой обводненности является малоэффективным мероприятием. Дополнительная добыча на одну скважину составляет 8,7 тыс. т при ВНФ 10,4. Выработка запасов месторождения к началу падения добычи нефти 50 % при обводненности 64,5 % и динамика ВНФ (рисунок 4) указывают, что вытеснение нефти водой является менее эффективным по сравнению с Бондюжским. На месторождении сформировалась комбинированная система заводнения - осевая, законтурная, блочная, дополненная очаговыми скважинами. Широко применяется метод переноса фронта закачки на отдельные скважины. Ожидаемый КИН - 0,525 д.ед.

Второй этап охватывает период с 1965 по 1975 годы. С заводнением в разработку вовлекались запасы бобриковских отложений (12 залежей) терригенного карбона Ромашкинского месторождения, характеризующихся высокими ФЕС и насыщенных вязкой  нефтью (от 22 до 45 МПа·с). Отличительной особенностью этапа является то, что залежи разбуривались по равномерной сетке плотностью  16…25 га / скв. с последующим  избирательным уплотнением. Здесь сложилась преимущественно очагово-избирательная система, дополненная законтурным, межконтурным заводнением и закачкой воды в водоносные «окна».  В последних проектных документах предусматривается усиление систем заводнения путём создания замкнутых блоков. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по залежам отличается и составляет от 2 до 5. Интенсивные системы разработки в сочетании с МУН решили проблему ввода в эффективную разработку залежей, насыщенных вязкой нефтью, с заводнением. Ожидаемый КИН в среднем 0,45 д. ед.  Однако вытеснение вязкой нефти водой оказалось менее эффективным по сравнению с девонскими отложениями.

Третий этап охватывает период с 1976 по 1980 годы. Введено в разработку около 30 небольших месторождений, насыщенных вязкой и высоковязкой нефтями (> 30 мПа·с). Масштабное применение гидродинамических и химических методов увеличения КИН расширило область эффективного применения заводнения по вязкости с 30 до 60 мПа·с. На залежах тульско-бобриковских терригенных отложений проектировались более плотные сетки скважин (200 х 200 м, 300 х 300 м) в сочетании с горизонтальными скважинами, модификацией  полимерных растворов и загустителей для воды. Система ППД определялась в большинстве случаев после или по мере разбуривания эксплуатационного объекта, уточнения деталей геологического строения, установления характера связи залежи с законтурной областью. При достаточной активности законтурной области небольшие залежи разрабатываются на упруговодонапорном режиме (Южно-Нурлатское, Камышлинское, Западно-Бурейкинское). При недостаточной активности законтурной области, но хорошей гидродинамической связи с залежью применяются разновидности законтурного заводнения (Шегурчинское, Беркет-Ключевское). При отсутствии гидродинамической связи законтурной зоны с залежью (Ильмовское, Березовское) и при больших размерах залежей (Архангельское, Бурейкинское, Ерсубайкинское, Ямашинское) применяются разновидности регулярных систем заводнения. Обычно предпочтение отдается трёхрядным системам. Избирательное заводнение применяется на Ульяновском месторождении, избирательное с закачкой в водоносные «окна» - внутри залежи на Шегурчинском месторождении. Очаговое заводнение применяется на Северо-Тавельском участке. В проектных документах месторождений, вводимых в разработку в последние годы, с самого начала рекомендуется осуществлять интенсивные системы заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин m = 2-3. В промысловых условиях доказана возможность эффективной разработки коллекторов насыщенных высоковязкой нефтью (до 60 мПа·с), вытеснением пластовой водой на упруговодонапорном режиме.

Для вовлечения в разработку месторождений с запасами нефти повышенной вязкости (более 100 мПа·с) рекомендуются физические и термические методы заводнения и увеличения КИН. Чем больше вязкость нефти, тем меньше технологий заводнения, отвечающих технологическим и экономическим критериям  применимости.

В настоящее время (четвертый этап) отрабатываются  технологии заводнения  в карбонатных коллекторах, характеризующихся низкими значениями ФЕС, насыщенных вязкой и высоковязкой нефтями. Анализ проведен по 22 опытным участкам, которые  разбурены в течение 2…3 лет по ПСС
(2,25…16,0 га / скв.) и  находятся на завершающей стадии разработки.  Некоторые участки вводились в разработку в режиме истощения. При этом по участкам ЧНЗ  происходит снижение пластового давления (Рпл), дебитов нефти и жидкости. КИН составит всего 0,055…0,120 д. ед.

По отложениям верейского горизонта с Кпр > 0,1 мкм2  рекомендуется внедрение  регулярных систем первичного заводнения по ПСС - 7,8…13,2 га / скв. Компенсация отбора жидкости закачкой на уровне 90…110 % при забойных давлениях нагнетания Рзн = (0,8…0,9) Ргор. Ожидаемый КИН в пределах
0,30…0,45 д. ед., ВНФ – 2,5…3,5 м3/т.

По отложениям башкирского яруса с Кпр = 0,05…0,10 мкм2 рекомендуется вторичное заводнение по семи- и девятиточечной схеме, разбуривание залежей по  ПСС 1,0…4,0 га / скв. Компенсация отбора жидкости закачкой на уровне 90…100 % при Рзн = (0,6…0,7) Ргор. Ожидаемый КИН – 0,285…0,310 д. ед. При наличии в разрезе подстилающей воды и перемычки между нефтяной и водяной частями средней толщиной менее 7 м рекомендуются вторичное заводнение с избирательным выбором местоположения нагнетательных скважин в зонах слабого развития трещиноватости, создание непроницаемого экрана под перемычкой изоляцией трещин.

По отложениям турнейского яруса с Кпр = 0,05…0,10 мкм2 рекомендуются внедрение  пяти- и семиточечных систем первичного заводнения по ПСС (2,0… 4,0 га / скв.), обработка призабойной зоны скважин кислотами (СКО, ИКНН и др.). Компенсация отбора жидкости закачкой на уровне 90…100 % при Рзн, определенном из условия трещинообразования с учетом коэффициента Юнга.

По всем объектам рекомендуются циклическая закачка пластовой воды на начальной стадии заводнения и нестационарный режим дренирования (НРД) на поздней.

В работе приведен положительный опыт применения регулярной системы заводнения с применением ГС для выработки запасов карбонатных коллекторов кизеловского горизонта Бавлинского месторождения. Проект разработки предусматривал применение схемы расположения ГС и ВС с нагнетательной скважиной в середине элемента с расстоянием от нагнетательной до ГС 450 м, до угловой вертикальной водозаборной - 635 м. Система обеспечивает достижение темпа отбора нефти от НИЗ более 5 %, КИН - более 0,35 д. ед. Однако продолжается снижение пластового и забойного давлений. Это свидетельствует о необходимости сгущения сетки и повышения интенсивности системы заводнения. При развитии системы разработки необходимо более полно использовать созданные мощности для интенсификации системы заводнения и добычи нефти применением технологии ОРЭ.

Накопленный опыт показал, что метод заводнения эффективно применяется на месторождениях с самыми различными геолого-физическими условиями,  при различных значениях ФЕС, со  значительным диапазоном вязкостных параметров нефти.

Постепенное взаимозависимое увеличение во времени интенсивности системы заводнения, сгущение сетки скважин, разукрупнение объектов с учетом геологических особенностей многопластового объекта являются закономерными факторами развития системы разработки. На эффективность процесса заводнения основное влияние оказывают геолого-физические и физико-химические свойства коллекторов и насыщающих их флюидов, системы расположения скважин, ПСС, давления нагнетания рабочего агента в пласте. Значительное влияние на эффективность промывки оказывает согласованность динамики добычи жидкости с отбором нефти при условии компенсации отбора жидкости закачкой.

В разделе 3 приведены новая классификация методов заводнения, результаты сравнительного анализа эффективности  регулярных систем заводнения.

Согласно классификации, при­веденной в работе М.М. Ивановой с соавторами, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, внутриконтурное. Такое разделение систем отражает развитие метода заводнения в процессе разработки месторождений  и не является общим однозначным критерием для выделения систем заводнения. Наиболее принципиальным является группирование, разделение методов заводнения по уровням. Однако признаки группирования и разделения на уровни не учитывают такие важные параметры, как размещение скважин, форму ячейки систем заводнения, принципы и критерии выбора местоположения скважин. 

Анализ схем размещения скважин позволяет выделить две группы методов заводнения, которые существенно отличаются друг от друга по наличию или отсутствию элемента симметрии при расстановке добывающих и нагнетательных скважин. При симметричности элементов системы заводнения их можно распространить равномерно по всей площади залежи, и они определяют регулярную систему заводнения. Отсутствие элементов симметрии и неравномерный характер размещения нагнетательных скважин определяют нерегулярную систему заводнения.

Регулярные системы заводнения отличаются друг от друга по форме элемента симметрии – ячейкам и характеру размещения скважин по площади залежи. По одной группе ячейки систем заводнения имеют правильную форму, равномерно вписаны в круг, и нагнетательные скважины равномерно рассредоточены по площади залежи. Такую регулярную систему можно назвать равномерно рассредоточенной. На рисунке 5 приведена схема классификации методов заводнения исходя из регулярности расстановки скважин. Разработка залежей нефти в условиях равномерно рассредоточенной системы заводнения приводит к значительной рассредоточенности остаточных запасов. Геологическая неоднородность залежей обуславливает хаотичность в распределении остаточных запасов нефти. Следовательно, применение систем заводнения рассматриваемого вида возможно в сильнопрерывистых, низкопродуктивных, линзовидных, слабо зонально-послойно неоднородных пластах. Реализация системы возможна на достаточно изученных месторождениях.

По другой группе элементы симметрии ячеек регулярной системы имеют прямоугольную форму. При размещении на залежи образуют ряды добывающих и нагнетательных скважин. Эту разновидность регулярной системы называют рядной. Залежь рядами нагнетательных скважин делится на блоки самостоятельной разработки с размещением между нагнетательными рядами одного, трех, пяти и более рядов добывающих скважин того же направления. В пределах блока располагают обычно нечетное число рядов добывающих скважин, внутренний ряд играет роль стягивающего. Ширина блоков определяется оптимальной плотностью и расчетной интенсивностью системы заводнения. Вытянутые в определенных направлениях элементы рядных систем заводнения целесообразны для практического применения в случае явно выраженной анизотропии коллекторских свойств нефтяных пластов.

Рисунок 5 – Схема классификации методов заводнения

Рядные системы могут применяться, когда детальные сведения о геолого-физических особенностях пластов еще отсутствуют. Недостаточный учет геологической неоднородности при реализации рядных систем может быть в значительной степени восполнен  в процессе развития и совершенствования всей системы.

Под интенсивностью разновидностей систем заводнения понимают отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих. Физический смысл интенсивности систем заводнения – это отношение начальных дебитов ячейки разновидностей заводнения к дебиту пятиточечной ячейки при прочих одинаковых условиях. При составлении проектных документов используют параметр, обратный интенсивности системы, т.е. число добывающих скважин на одну нагнетательную (m).

Нерегулярные системы заводнения отличаются друг от друга выбором местоположения нагнетательных скважин. Первый вид предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин с учетом изменчивости геологического строения залежи, т.е. по принципу избирательности нагнетательные скважины размещаются по площади объекта неравномерно. В эту группу входят разновидности заводнения – избирательное (классическое), очаговое, центральное. Второй вид - контурный, когда местоположение нагнетательных скважин предопределено геометрией залежи.

При проведении сравнительного анализа эффективности регулярных систем заводнения при помощи численного моделирования иногда сопоставляются технико-экономические  показатели разработки равномерно рассредоточенных и рядных систем и их разновидностей. При этом:

а) сопоставляются системы заводнения с различной интенсивностью (m);
б) для обоснования эффективности систем заводнения применяются различные критерии. Сопоставляя начальные дебиты и экономические показатели, многие специалисты приходят к выводу, что наиболее эффективны интенсивные равномерно рассредоточенные системы заводнения по сравнению с многорядными.

Был проведен сравнительный анализ эффективности вытеснения нефти водой при использовании трехрядной и девятиточечной систем заводнения при прочих одинаковых условиях с применением гидродинамической модели процесса заводнения. Результаты расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Технологические показатели систем заводнения

Варианты

Форма

элемента

системы

Вязкость нефти,

µн, мПа·c

КИН

за безводный период,

д. ед.

Срок

разработки,

годы

КИН в процессе заводнения,

д. ед.

ВНФ

Начальный

дебит скважин,

т/сут

Трехрядная система заводнения, m = 2,71

1

Треугольная

16

0,44

42

0,625

3,1

69

Девятиточечная система заводнения, m = 3

2

Квадратная

16

0,46

38

0,621

3,3

74

Технологические показатели систем заводнения с одинаковой интенсивностью отличаются друг от друга незначительно, и они обеспечивают  приблизительно равные КИН и ВНФ. По темпам отбора более предпочтительны рассредоточенные системы, а по КИН, отборам жидкости – рядные. Следовательно, при одинаковой интенсивности систем и при прочих равных условиях КИН, ВНФ, дебиты скважин могут служить критериями эффективности при выборе вида системы заводнения и  мероприятий, проводимых для изменения систем заводнения залежей в различных геолого-физических условиях. При исследовании эффективности мероприятий следует варьировать следующие параметры: а) местоположение нагнетательных скважин в зонально-неоднородном пласте; б) время освоения дополнительных скважин под нагнетание воды; в) форму ячейки системы заводнения и их размещение относительно главных осей тензора проницаемости.

Сравнительный анализ эффективности разновидностей систем заводнения проводился для пяти-, семи-, девятиточечной и пятирядной систем заводнения. Для каждой системы заводнения провели расчеты по шести вариантам, различающимся соотношениями вязкостей нефти и воды (0), равными 2, 3, 5, 8, 16, 32, при постоянстве других исходных данных. Графики зависимостей отношения начального дебита разновидностей  систем заводнения к дебиту пятиточечной системы qi0/q50 и  КИН от m при различных о приведены на рисунках 6, 7.

Из рисунков видно, что максимальные начальные дебиты скважин во всем интервале о соответствуют пятиточечной системе. С увеличением о, а также m начальные дебиты закономерно уменьшаются. При одинаковом поровом объеме прокачанной жидкости наибольший КИН во всем интервале о соответствует пятирядной системе заводнения. С увеличением вязкости нефти КИН  уменьшается.

Для изучения зависимости КИН от m  в системе скважин использована программа блочно-осредненной модели двухфазной фильтрации. В вариантах количество скважин одинаково, отличаются по  интенсивности системы заводнения.

Получена зависимость вида:

                               ,                                        (7)

где a, b – параметры, зависящие от расчетной доли агента в дебите жидкости. При этом КИН  учитывает влияние Квыт и Кз.

Характер зависимости КИН от соотношения m изменяется, если при исследовании используется модель вытеснения нефти водой с учетом предельных градиентов сдвига. В результате обработки данных численного эксперимента  установлена связь коэффициента сетки (Кс) от m вида:

                                       Кс= е-βm.                                        (8)

Аналогичная зависимость Кс от m была получена в ТатНИПИнефть исследованиями на электроинтеграторе. Следовательно, расчетные соотношения этой методики можно использовать при обосновании рациональной системы заводнения.

Таким образом, установлено, что при изменении m два составляющих коэффициента нефтеизвлечения действуют в противоположных направлениях, и максимум КИН достигается при определенном m.  Условие достижения максимума нефтеизвлечения является одним из критериев при определении оптимального соотношения m. Однако, при выборе систем заводнения с использованием  широко распространенных ныне гидродинамических моделей применение КИН и дебитов скважин в качестве критериев эффективности  приводит к неоднозначности и необходимости искать компромиссное решение. Поэтому для условий газонефтяной зоны известного месторождения были  проведены исследования  на  модели трехмерной трехфазной фильтрации для  пяти-, семи-, девятиточечной систем заводнения. Установлено, что критерием эффективности систем заводнения в этой задаче является условие поддержания пластового давления на начальном уровне. Для других горно-геологических условий величина пластового давления, которую необходимо поддерживать при разработке месторождения, может быть иная. Таким образом, условия обеспечения максимума КИН и параметров поддержания пластового давления на оптимальном уровне являются взаимодополняющими критериями эффективности систем заводнения.

В четвертом разделе приведены результаты теоретических исследований по изучению и выявлению условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в послойно и зонально-неоднородных, анизотропных пластах и применения скважин с горизонтальным окончанием (СГО) с целью оптимизации систем заводнения, созданию новых технологий для обеспечения полноты выработки запасов в различных горно-геологических условиях.

В подразделе 4.1 исследуется задача минимизации негативного влияния зональной и послойной неоднородностей на показатели разработки за счет оптимизации размещения скважин. Гидродинамические расчеты выполнялись с использованием моделирующего комплекса SIMMGR-SABRE. Расчеты проведены для 1/6 части семиточечного элемента, параметры которого менялись. Моделировались две фазы: нефть и вода. Просчитывались два варианта, различающиеся расположением добывающей и нагнетательной скважин. При этом критериями сравнительной эффективности при одинаковой интенсивности систем и прочих равных условиях являются КИН, ВНФ и дебиты скважин. Анализ результатов моделирования показывает, что более эффективно вытеснение нефти водой из слабонефтенасыщенных, частично заводненных зон к более нефтенасыщенным; из пониженных участков к повышенным; из слабопроницаемых и менее пористых коллекторов к более проницаемым и более пористым;  из расчлененных анизотропных зон к менее расчлененным зонам или зонам слияния пропластков с образованием там зон стягивания контура вытеснения.

Исследованные типы неоднородности пласта в комплексе были учтены при расчетах в системе размещения скважин на моделирующем комплексе VIP фирмы «Landmark». С помощью моделирования разработки турнейского яруса опытного участка Западно-Сиреневского месторождения (рисунок 8) проведены исследования с размещением скважин по двум вариантам, которые различаются тем, что в варианте 1 скважины под нагнетание воды осваиваются в пониженной слабопроницаемой частично заводненной зоне,  в варианте 2 – в повышенной среднепроницаемой зоне структуры, не охваченной заводнением. Результаты показывают, что более эффективным является размещение нагнетательных скважин по варианту 1. Учет неоднородности залежи по гипсометрическим отметкам при размещении скважин на структуре приводит к совокупному эффекту, и этот фактор можно учесть при выборе скважин под нагнетание воды уже на начальной стадии разработки.

Рисунок 8 - Технологические

параметры при моделировании

опытного участка Западно-Сиреневского месторождения

На основе проведенных исследований сформулированы принципы рационального размещения нагнетательных и добывающих скважин в неоднородном пласте, предложен новый способ разработки зонально-неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти (патент
№ 2046181 РФ), который предусматривает следующее:

  • разбуривание залежи по проектной сетке скважин, отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии до снижения пластового давления не менее «порогового», при котором преодолевается начальный градиент давления между зонами отбора и водоносной областью;
  • выделение зон самостоятельной разработки. Используя карты гидропроводности,  изосат, изобар, устанавливают зоны со слабым подпором вод законтурной области, границы зон с различными коллекторскими свойствами;
  • освоение под нагнетание скважин, по которым наблюдаются наибольший темп снижения пластового давления и наименьшая гидропроводность;
  • усиление интенсивности системы заводнения освоением под нагнетание скважин, по которым пластовое давление восстанавливается с наименьшей интенсивностью,  т.е. вовлекаются тупиковые зоны и  линзы.

В подразделе 4.2 приведены результаты исследований по изучению и выявлению условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в анизотропных по коллекторским свойствам пластах.

Продуктивные пласты месторождений нефти отличаются анизотропией коллекторских свойств. Коэффициенты проницаемости образцов породы вдоль и поперек напластования нередко отличаются между собой, что объясняется особенностями осадконакопления, но в значительной степени – тектоническими процессами. При формировании будущей ловушки продуктивный пласт подвергается сжимающим усилиям, которые приводят к развитию и формированию системы трещин определенной направленности. При анализе разработки карбонатных залежей, характеризующихся трещиноватостью, многие авторы отмечают анизотропный характер фильтрации флюидов. Пренебрежение этим фактором при размещении скважин в анизотропных по коллекторским свойствам пластах приводит  к существенному снижению величины КИН.

С целью изучения влияния площадной анизотропии коллекторов на вытеснение нефти водой в соавторстве с А.Н. Чекалиным разработана математическая модель, основанная на численном интегрировании уравнений, описывающих процесс двухфазного вытеснения. Рассматривается усредненное по толщине пласта течение без учета действия капиллярных и гравитационных сил. Пласт анизотропен по простиранию с непроницаемыми кровлей и подошвой. Пористая среда и жидкость несжимаемы. Направив оси координат по главным осям тензора проницаемости, дифференциальные уравнения процесса, как известно, могут быть записаны в виде:

                       ;                         (9)

                       

                       

где - соответственно абсолютные и относительные фазовые проницаемости в направлениях осей; - коэффициенты динамической вязкости воды и нефти; – водонасыщенность;
– динамическая пористость; – давление.

Решение системы  с соответствующими начальными и граничными условиями осуществлялось численно по консервативным специальным разностным схемам.

Результаты численного моделирования при различных системах размещения скважин приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Результаты численного моделирования

Варианты

Кин1, %

, д. ед.

КИН, %

, мПа·с


Рядная система размещения скважин

1

2

0,287

35,9

0,79

52,9

10

2

1/2

0,174

22,4

0,50

50,8

10

3

2

0,237

29,7

0,74

49,1

20

4

1/2

0,150

18,7

0,47

46,5

20

5

4

0,319

39,9

0,86

53,4

10

6

1/4

0,132

16,3

0,55

47,8

10

Пятиточечная система размещения скважин

1

1

0,292

36,4

0,80

53,1

10

2

2

0,192

23,9

0,53

52,2

10

3

1

0,250

31,2

0,78

49,3

20

4

2

0,156

19,5

0,49

48,3

20

Девятиточечная система размещения скважин

1

1

0,197

24,7

0,542

53,7

10

2

2

0,134

16,8

0,37

53,5

-"-

3

4

0,096

11,9

0,25

53,4

-"-

4

2

0,228

28,8

0,619

54,1

-"-

5

2

0,193

24,3

0,53

54,6

-"-

6

2

0,260

32,7

0,71

53,6

-"-

Здесь соответственно безразмерное время прорыва воды в скважину, нефтеизвлечение и охват заводнением на этот момент; КИН величина конечного нефтеизвлечения.

При размещении добывающих и нагнетательных рядов однорядной системы заводнения параллельно главной оси тензора проницаемости (вариант 1) 1 и КИН больше, чем с перпендикулярным расположением (вариант 2). Степень различия по вариантам существенно зависит от коэффициента анизотропии, увеличиваясь с ее ростом. При повышении вязкости нефти в два раза эта закономерность сохраняется, хотя КИН снижается с увеличением вязкости. Для пятиточечной системы заводнения эффективной является расстановка скважин, при которой главные оси тензора проницаемости направлены в сторону нагнетательных скважин. Коэффициенты и КИН больше, чем при линейной системе заводнения. При расстановке скважин, когда главные оси тензора проницаемости направлены от нагнетательной в сторону добывающих скважин, достигается наименьший коэффициент.

При девятиточечной системе размещения скважин (рисунок 9), когда две добывающие скважины расположены по главным осям тензора проницаемости, а одна - под острым углом к ним (вариант 2), КИН и больше, чем при рядной и пятиточечной системах заводнения.

Существенное увеличение КИН достигается (вариант 4) путем видоизменения расчетного элемента  за счет изменения соотношения его сторон (а/в = 1,4) при неизменной ПСС. Также к значительному увеличению  коэффициента приводят ориентация схемы девятиточечной системы двумя противоположными вершинами, т.е. по диагонали параллельно главным осям  тензора проницаемости, и деформирование расчетного элемента пласта (вариант 5). Так, КИН1 за безводный период при указанной системе размещения скважин увеличивается по сравнению с традиционной (вариант 2) с 16,8 % до 24,3 %.

Максимальный коэффициент достигается, когда добывающие скважины располагают по контуру эллипса, у которого отношение большой (а) и малой (б) оси равно показателю анизотропии пласта   в 0,5 степени и ориентировано по большой оси параллельно главному направлению тензора проницаемости (вариант 6). КИН1 за безводный период составляет 32,7 %. Дальнейшее увеличение КИН достигается при замене вертикальных скважин их горизонтальными аналогами.

По результатам проведенных вычислительных экспериментов получена аналитическая зависимость коэффициента охвата заводнением по площади ячейки вида:

                               ,                                                (10)

где - коэффициент, учитывающий вязкостную неустойчивость фронта вытеснения около добывающих скважин;  F - площадь ячейки, равная произведению оптимальной плотности сетки скважин (S) на показатель m, т.е. F = S (mo + 1).

а - равномерное размещение скважин; 

б, в - варианты видоизмененной сетки

Рисунок 9 - Девятиточечная система заводнения

Таким образом, результаты математического моделирования позволили разработать новую систему заводнения коллекторов, учитывающую их анизотропию и направление трещиноватости. Она включает рациональное размещение нагнетательных и добывающих скважин в элементах неправильной формы с расстоянием между скважинами, определяемым оптимальной плотностью сетки, коэффициентом анизотропии и ориентацией элементов с учетом направлений главных осей тензора проницаемости. Применение предлагаемой системы разработки позволяет увеличить КИН в безводный период в два раза и существенно снизить ВНФ.

На способ разработки месторождений с анизотропными свойствами получен патент РФ № 1836551.

В подразделе 4.3 проведены гидродинамические расчеты по исследованию условий эффективного применения метода ППД и  рационального размещения скважин при реализации технологий с использованием ГС.

Для разработки сложнопостроенных залежей создается система разработки бурением горизонтальных и многозабойных скважин.  Анализ разработки показывает, что наблюдается снижение добычи по ГС за счет снижения пластового давления. Следовательно, важно правильно представлять последствия использования ГС, а также необходима организация системы ППД.

На примере опытного участка турнейской залежи Сиреневского месторождения проведено гидродинамическое моделирование разработки с целью исследования эффективности использования системы ППД. Варианты отличаются режимами  работы залежи, временем освоения системы ППД, интенсивностью систем заводнения, размещением и плотностью сетки скважин. По результатам многовариантных расчетов установлено:

- бурение добывающих ГС и БГС без освоения системы заводнения приводит к резкому снижению пластового давления и дебита залежи, что сводит на нет эффект от ГС. Поддержание пластового давления обеспечивает система с интенсивностью m ≤ 1,4, которую в последующем необходимо усиливать;

- более эффективным являются освоение систем заводнения с самого начала разработки и нагнетание воды в скважины, расположенные в пониженных и слабопроницаемых участках залежи;

- мерилом предпочтительности при обосновании рационального варианта размещения ГС являются максимум нефтеизвлечения, начального дебита, минимум ВНФ залежи, а не отдельной ГС.

В подразделе 4.4 приведены результаты исследований по изучению и выявлению условий эффективного вытеснения нефти водой при совместном размещении ГС и ВС с учетом структурных особенностей залежей.

При проектировании систем разработки на основе горизонтальных скважин из-за сильной интерференции скважин выбор систем разработки на основе сравнения дебитов  отдельных ГС может привести к ошибочным решениям. Поэтому в соответствии с выводами,  полученными в подразделе 4.3, за критерий эффективности при размещении системы ГС приняты дебит, КИН, ВНФ в целом по залежи. По башкирскому объекту Светлогорского поднятия просчитывались 4 варианта, отличающиеся размещением горизонтальных и вертикальных скважин.  Сравнение технологических показателей по вариантам приведено в таблице 4.

По результатам проведенных исследований было установлено:

  • горизонтальные скважины вносят изменения в процесс фильтрации флюидов в пласте, усиливается взаимовлияние скважин. Дебиты ближайших ВС уменьшаются, темпы обводнения увеличиваются. В то же время ВС, расположенные между нагнетательными скважинами и ГС, создают дополнительную не-однородность и увеличивают неравномерность подхода закачиваемой воды к ГС, что приводит к преждевременному их обводнению и к потере в добыче нефти. Отказ от бурения этих скважин приводит к увеличению нефтеизвлечения и начального дебита залежи при меньшем количестве скважин;
  • система разработки, состоящая  из приконтурных нагнетательных и трех рядов добывающих скважин с размещением ГС по центру вдоль длинной оси залежи, оказалась малоэффективной из-за «экранирующего» действия ВС первого ряда;
  • более рациональной оказалась регулярная система заводнения с размещением ГС  параллельно изопахитам и контуру питания залежи.  Кроме того, более эффективным оказалось размещение ГС с образованием фигуры, состоящей из двух сопряженных треугольных систем заводнения, которые вместе представляют собой ромб;
  • размещение ВС в точках пересечения линий от концов ГС, составляющих стороны элементов регулярных систем заводнения, усиливает неравномерность подхода фронта вытеснения к концам ГС. Также скважины работают с нерентабельно низкими дебитами и высоким процентом воды в продукции скважин.

Таблица 4 - Результаты моделирования размещения ГС и ВС

В подразделе 4.5 проведены исследования с целью повышения эффективности технологии  переноса нагнетания. Разбуривание месторождения по неравномерной сетке и многократный перенос фронта нагнетания после обводнения добывающих рядов скважин, предложенные А.П. Крыловым, предусматривались в первой Генсхеме Ромашкинского и в проектных документах Самотлорского месторождений. Предполагалось, что перенос фронта нагнетания будет способствовать увеличению темпов разработки и росту КИН. Анализ результатов моделирования показал, что стационарная система не обеспечивает поддержание пластового давления на начальном уровне. Происходит неравномерная выработка запасов в зонах нагнетания и отбора. Наибольшие остаточные запасы сосредоточены в зоне, примыкающей к  первому ряду добывающих скважин. Перенос фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин при достижении ими 98 % обводненности продукции обеспечивает достижение КИН на уровне стационарного заводнения при незначительно меньших значениях ВНФ и сроках разработки. Отсутствие технологического эффекта от переноса нагнетания воды обусловлено усилением неравномерности выработки запасов в зонах нагнетания и отбора.

Осуществление способа на более ранней стадии разработки приводит к существенному снижению КИН при одинаковых значениях ВНФ и сроков разработки.

С целью повышения эффективности технологии  переноса нагнетания предложены и рассмотрены еще три способа разработки. Первый из них
предусматривает перевод нагнетательных скважин в категорию добывающих и их эксплуатацию в режиме поддержания пластового давления ниже давления насыщения после переноса фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин (рисунок 10, а).

Второй способ отличается от первого тем, что дополнительно предусматривает бурение в скважинах первого добывающего ряда БГС, направленных в сторону нагнетательных, и перенос фронта нагнетания в эти скважины (рисунок 10, б).

По третьему способу высокие технологические показатели разработки достигаются за счет приближения фронта закачки к зоне отбора бурением в скважинах нагнетательного ряда БГС (рисунок 10, в).

Способы (патенты №№ 2194153, 2235867, 2247829) применимы на любой стадии разработки, но наиболее эффективны на более раннем этапе. Увеличение КИН от применения рассмотренных технологий достигается за счет формирования равномерной сетки скважин, приближения фронта закачки к зоне отбора без расформирования зоны стягивания, изменения направления вытеснения, оптимизации интенсивности системы заводнения. Дополнительная добыча от внедрения технологии на 10 скважинах Первомайского месторождения составила
235 тыс. т, чистый доход – 206 млн руб.

Рисунок 10 - Развитие систем заводнения с применением горизонтальных

скважин

       Раздел 5 посвящен рассмотрению вопросов  регулирования процессов разработки нефтяных месторождений, под которым понимается целенаправленное управление движением жидкости в пласте для обеспечения запланированных объёмов добычи нефти.  Основными  гидродинамическими методами регулирования процессами разработки являются регулирование темпа отбора жидкости, нестационарное заводнение, форсированный  отбор жидкости, нестационарный режим дренирования.

В подразделе 5.1 приведены результаты оценки эффективности различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по регулированию темпа отбора жидкости на примере  разработки площадей Ромашкинского нефтяного месторождения. Большое разнообразие технологических показателей разработки по площадям при относительно схожих коллекторских свойствах,  насыщающих их флюидах, позволяет оценить эффективность мероприятий  по регулированию отбора жидкости в динамике, что особенно важно на завершающей стадии разработки.

Для оценки эффективности мероприятий  по регулированию темпа отбора жидкости в динамике по площадям применили комплекс зависимостей параметров разработки, характер изменения которых указывает на изменение процесса вытеснения.  При этом  наиболее информативными и наглядными являются графики, на оси абсцисс которых представлены КИН, а на оси ординат - отношение накопленной добычи жидкости к геологическим запасам нефти (промывка),  темпы отбора нефти (Тн) и  жидкости (Тж) и параметр относительной эффективности промывки (ОЭП). Кроме того, строятся графики  динамики разработки и вовлечения запасов по методу И.Г. Пермякова.  Сопоставление всех этих графиков позволяет более наглядно проанализировать процесс вытеснения.

Коэффициент относительной эффективности промывки (Коэп) определяется по формуле

                       Коэп= Qнефти /(ln (WPT1) – ln (WPT2)),                        (11)

где        Qнефти   – добыча нефти за выбранный период;

WPT1 – накопленная добыча воды на текущий период;

WPT2 – накопленная добыча воды за предыдущий период.

На рисунке 11 по горизонту Д1, Д0 Ромашкинского месторождения представлена динамика Тж, Тн, ОЭП и обводненности продукции.  Из рисунка 11 видно, что по площадям Ромашкинского месторождения параметры ОЭП, Тж, КИН до достижения максимального значения Тн увеличиваются. Стабилизация и рост Тж после начала снижения Тн приводят к уменьшению ОЭП, консервации запасов, отклонению в сторону ухудшения фактической кривой промывки от расчетной. Благодаря целенаправленным работам по регулированию разработки, применяемым в течение последних 17 лет, удалось резко сократить объемы добычи жидкости, приостановить рост процента обводненности продукции, в результате чего замедлился темп снижения добычи нефти, улучшились качественные показатели процесса вытеснения.

Рисунок 11 - Показатели разработки Ромашкинского месторождения

Во всех случаях с началом резкого снижения Тж увеличивается ОЭП и вовлекаются новые запасы в разработку. Чем меньше время задержки начала регулирования Тж и чем  согласованнее осуществляется снижение Тж и  Тн, тем более устойчивое возрастание ОЭП и КИН в динамике. Увеличение Тж на четвертой стадии разработки приводит к снижению, иногда к стабилизации ОЭП, а главное - к увеличению степени промывки для достижения одинаковых значений КИН. Дальнейшую разработку необходимо вести с постоянным контролем технологических показателей методом характеристик вытеснения, не допуская ухудшения их относительной эффективности.

В подразделе 5.2 приведены результаты анализа внедрения в практику разработки месторождений технологии нестационарного заводнения. Развитие метода НЗ, в основном, было обусловлено развитием системы заводнения во времени, которое обеспечивалось за счет непрерывного проведения мероприятий по совершенствованию процессов разработки. Технология прошла две стадии развития – упругокапиллярное циклическое заводнение (ЦЗ) и импульсное воздействие (ИВ). Методы НЗ при фиксированных системах заводнения со временем снижают отдачу и становятся менее эффективными. Метод ЦЗ эффективен на начальной стадии разработки, и его удобно реализовать на многорядных и ячеистых схемах заводнения. Применение ЦЗ приводит к повышению КИН на первой стадии разработки месторождения в среднем на 6…8 %, на второй - 4…5 %, на поздней –
1…3 %. Развитие ЦЗ шло в направлении углубления воздействия на пласты вначале за счет частичного, а затем полного изменения направления вытеснения в соответствии с изменением схем заводнения.

Импульсное воздействие позволяет охватить разработкой недренируемые при ЦЗ запасы нефти низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в межскважинном пространстве. Применение ИВ на 3-ей стадии разработки после  снижения эффективности ЦЗ приводит к дополнительному увеличению КИН на 3,5…3,8 %. Это достигается увеличением градиента давления за счет работы нагнетательных и добывающих скважин в противофазе и  изменения направления вытеснения. Метод эффективен на третьей стадии разработки и удобен для блочных систем заводнения. Применение на начальной стадии разработки ИВ приводит к потерям в темпах разработки и КИН, а применение на последующих этапах разработки малоэффективно из-за уменьшения градиента давления на фронте вытеснения по мере его продвижения к добывающим скважинам. Развитие технологии ИВ шло в направлении углубления воздействия на пласты вначале за счет перевода на циклический отбор высокообводненных добывающих скважин, затем и всех остальных.

Дальнейшее развитие метода циклического воздействия (ЦВ) вытекает из механизма процессов, происходящих в пласте при вытеснении нефти водой на различных стадиях разработки. На поздней стадии разработки эффективным может быть применение нестационарного режима дренирования с последующим переходом на упругий режим с периодическим ФОЖ.

В подразделе 5.3 приведены результаты анализа внедрения в практику разработки метода форсированного отбора жидкости. Объектом внедрения метода являются залежи с активным водонапорным режимом или там, где освоена система заводнения оптимальной интенсивности. Целями ФОЖ являются сокращение удельных расходов воды на добычу нефти, интенсификация добычи нефти и увеличение КИН. Технологической основой ФОЖ является независимость обводненности по отдельным скважинам, группам скважин или по залежи в целом от прироста дебита жидкости, т.е. должен обеспечиваться пропорциональный прирост  добычи нефти и жидкости.

Анализ разработки основной залежи Бавлинского месторождения показал, что в  условиях законтурного заводнения на второй стадии разработки достигнута высокая эффективность метода ФОЖ  за счет увеличения компенсации отбора жидкости закачкой, снижения забойных давлений в добывающих скважинах, т.е. за счет одновременного регулирования отбора и закачки жидкости. Несмотря на отключение 77 скважин из эксплуатации в эксперименте, процесс разработки сопровождался увеличением вовлеченных в разработку запасов и ОЭП. А по пластам Д1, Д0  Ромашкинского месторождения продолжение увеличения Тж в период снижения Тн привело к ухудшению характеристик вытеснения, снижению ОЭП, увеличению темпа роста обводненности.  Следовательно, увеличение отбора жидкости  по залежи на стадии снижения добычи нефти ухудшает технологические показатели. Наиболее известным является отрицательный опыт применения ФОЖ после отбора 80 % запасов по пластам Д1, Д2  Туймазинского месторождения.  Процесс разработки в этот период происходил  без приращения запасов и сопровождался снижением ОЭП, и утвержденный КИН будет достигнут при более высоких значениях ВНФ по сравнению с Бавлинским месторождением. Следовательно, технологическая эффективность метода зависит от степени выработки запасов, времени форсирования, неоднородности объекта эксплуатации. Цели ФОЖ на стадии снижения добычи нефти из залежи достигаются  ограничением отбора жидкости из высокообводненных и увеличением отбора жидкости из менее обводненных скважин. Из анализа  следует, что ФОЖ является неотъемлемым элементом метода ЦВ на пласт, т.к. объект внедрения, цели и задачи, методы воздействия, условия эффективности, направления дальнейшего развития метода идентичны.

В подразделе 5.4 приведены результаты исследования эффективности мероприятий по регулированию отбора жидкости на поздней стадии разработки с использованием геолого-гидродинамической  модели.

В поисках более рациональных методов регулирования отбора жидкости на поздней стадии разработки с помощью созданной гидродинамической модели 1 блока Абдрахмановской площади рассмотрены варианты, отличающиеся геолого-техническими мероприятиями по дальнейшему снижению, стабилизации, увеличению темпа отбора жидкости. Мероприятия по  ограничению отбора жидкости из блока относительно достигнутого включают отключение и периодический отбор жидкости из высокообводненных скважин, снижение давления нагнетания до гидростатического (режим заливки), прекращение нагнетания воды. Увеличение темпа отбора  предусматривает применение  метода ФОЖ из блока  путем снижения забойного давления в добывающих и увеличения в нагнетательных  скважинах. Рациональный вариант выбирался по критериям «максимум КИН», «минимум ВНФ».

Было установлено, что мероприятия по отключению скважин при низких значениях обводненности по сравнению с базовым вариантом (В = 98 %) снижают  темп отбора нефти, увеличивают срок разработки, приводят к снижению КИН. Технологическая эффективность метода отключения высокообводненных скважин увеличивается при повторном включении скважин в эксплуатацию по мере выравнивания их обводненности с окружающими. Стабилизация и увеличение Тж, достигаемые за счет позднего начала перевода на периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, ухудшают характеристику вытеснения.

Высокоэффективным методом интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежи является увеличение энергии пласта за счет увеличения объема закачиваемого рабочего агента через  нагнетательные скважины. Для стабилизации добычи нефти достаточно постепенное, поэтапное увеличение пластового давления за счет увеличения давления нагнетания и интенсивности системы заводнения. Показана эффективность разработки месторождения на поздней стадии с применением энергосберегающей технологии  ограничения (прекращения) закачки воды.  При этом снижение пластового давления компенсируется пропорциональным снижением забойного давления в добывающих скважинах. В зависимости  от степени эффективности воздействия все эти  методы  на практике могут быть реализованы в определенной последовательности в соответствии с рекомендуемой технологией  разработки. Дополнительная добыча от внедрения метода в практику на третьем блоке Березовской площади составит 729 тыс. т, чистый доход   789,5 млн руб.

Раздел 6 посвящен исследованиям в направлении получения обоснованных зависимостей коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин (S) и интенсивности системы разработки месторождения.

В подразделе 6.1 приводится обзор работ, посвященных изучению влияния геолого-промысловых и технологических факторов на КИН.  При этом удалось установить многие общие закономерности и тенденции, в том числе качественно оценить влияние отдельных факторов на КИН. Наиболее существенное влияние на текущий и конечный КИН оказывают вязкость нефти, начальная нефтенасыщенность, фильтрационные свойства коллекторов, коэффициенты песчанистости и расчленённости эксплуатационного объекта, его эффективная нефтенасыщенная толщина, соотношение между запасами водонефтяной и нефтяной зонами залежей. Влияние названных факторов на текущий и конечный КИН  составляет 80 % от суммарного влияния всех исследуемых факторов.  Прерывистость продуктивных пластов (W), зональная их неоднородность особенно существенно начинают оказывать влияние на КИН в поздний период разработки. На ранних стадиях разработки, когда в первую очередь вырабатываются наиболее выдержанные и высокопродуктивные пласты, влияние прерывистости пластов не столь заметно. Из технологических факторов наиболее значительное, но неодинаковое для разных стадий разработки влияние на текущий и конечный КИН оказывают относительный объем закачиваемой воды, соотношение m, Тн, ПСС. Плотность сетки скважин оказывает влияние на КИН на всех стадиях разработки, но в начальный период разработки это влияние менее заметно. При этом результаты количественных оценок этими методами недостаточно надежны, и выводы не всегда могут быть распространены на другие мероприятия.

В подразделе 6.2 приводится в хронологическом порядке обзор зависимостей КИН от ПСС, опубликованных разными авторами и применяемых в различных отраслевых институтах.

Нами предложено представить их в виде обобщенной формулы:

                                КИН =  A·ехр(-Sn).                                (12)

Установлены области применимости этой формулы в зависимости от ПСС и величины показателя n. С этой целью исследованы зависимости КИН от ПСС по 22 залежам бобриковских отложений Ромашкинского месторождения. При исследовании применен метод группирования объектов по одинаковым геолого-физическим параметрам. Были выделены три группы. Фактические данные с минимальной погрешностью аппроксимируются обобщенной зависимостью при
n = 1 и n = 1,5 в областях редких (0,1…0,5 км2/скв.) и плотных (0…0,25 км2/скв.) сеток скважин. В узком интервале исследования по ПСС (0,20…0,35 км2/скв.) величина n может принимать любые значения. В широком интервале ПСС
(0…0,5 км2/скв.) экспериментальные данные с минимальной погрешностью аппроксимируются зависимостями вида:

       lnКин = f(S,S1,5), lnКин = f(S,S2), lnКин = f(S0,5,S1,5).                (13)

Эти уравнения имеют смысл при граничных условиях, т.е. при S0 КИНА, при S КИН0. Наиболее высокий коэффициент корреляции имеет зависимость вида:

                               .                                        (14)

Для условий месторождений РТ установлены величины коэффициента α обобщенной зависимости при n = 1. Для тульско-бобриковских отложений изменяется от 1,3 до 2,1, для карбонатных коллекторов - от 2,5 до 4,0. В результате корреляционного анализа получено уравнение регрессии для определения коэффициента :

                        = 2,675 + 0,255V - 0,0272/,                        (15)

где V параметр неоднородности; / подвижность нефти.

Подраздел 6.3. Существенное влияние на КИН оказывают комплексные показатели – удельные балансовые запасы на единицу площади (),  коэффициенты гидропроводности и продуктивности (). Результаты исследований по 26 месторождениям бобриковских отложений, находящимся на 3-ей стадии разработки, позволили получить зависимость КИН от показателя интенсивности разработки, учитывающую в комплексе влияние начального дебита залежи () и балансовых запасов (Qб):

                       КИН =Ае.                                        (16)

Квадрат коэффициента корреляции равен 0,92.  Зависимость позволяет  дифференцированно выделять влияние отдельных факторов на КИН, в том числе ПСС, m, прерывистости пластов (W), зональной неоднородности (V), перепада давления между скважинами (р), продуктивности (), удельных балансовых запасов ().  Формулу можно переписать в виде зависимости от ПСС и m:

                                        Кин=А·ехр[ -(·S+·S2)],                         (17)

                                       Кин=А·ехр[-·(m+1)],                                (18)

где ;        ;        = Q·(S+2,3·S2)/(100·qэ);

Q запасы на одну скважину; , qэ начальный годовой дебит скважин и элемента системы заводнения.

Подраздел 6.4 посвящен обоснованию оптимальной ПСС при проектировании разработки нефтяных месторождений. Выбор начальной, текущей и конечной ПСС для рациональной выработки запасов нефти является одной из главных задач организации системы разработки. Как известно, извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну проектную скважину, прямо пропорциональны произведению:

                       .                        (19)

Максимум извлекаемых запасов нефти на проектную скважину () наблюдается при , отсюда аналитическое решение задачи по оценке максимального разрежения плотности сетки скважин (Sн):

                       , км2/скв.                                (20)

При , равном 1,25, максимальное разрежение сетки, рассчитанной по зависимости (20), составляет 0,8 км2/скв., что соответствует , определенной многовариантными расчетами по экономическим критериям, основным из которых является дисконтированный денежный поток наличности (NPV). Наиболее логичным является получение оптимальной конечной ПСС из условия достижения потенциального КИН. Используя зависимости (18) и (19), определяют расчетную оптимальную ПСС ( Sк ):

               ,  км2/скв.                         (21)

В условиях современных рыночных отношений и быстрого роста научно-технического прогресса  в нефтяной отрасли разбуривание объектов разработки на новых месторождениях, по мнению специалистов ОАО «Татнефть», целесообразно проводить поэтапно. Разработку объекта вначале следует  вести по разреженной сетке и затем проводить поэтапное уплотнение сетки скважин. Рекомендуемый способ разработки отличается тем, что залежь разбуривают по сетке скважин начальной плотности и интенсивности системы заводнения, производят поэтапное многократное уплотнение сетки скважин и увеличение интенсивности системы заводнения во времени дополнительным бурением и освоением нагнетательных скважин (ВС, ГС, БГС, МЗГС)  под закачку воды в соответствии с зависимостью

       , км2/скв.,

где        S(t)p – расчетная плотность сетки скважин в различные моменты времени;

mpt, mk – соответственно расчетная текущая и конечная интенсивность системы заводнения.

Раздел 7 посвящен исследованиям по совершенствованию технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений, обоснованию принципа выбора и оптимизации систем заводнения.

В подразделе 7.1 приведена методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин по терригенным отложениям карбона. Методика основывается на оценке степени гидродинамической связи между законтурными нагнетательными и ближайшими добывающими скважинами по методу ранговой корреляции Спирмена; информативности параметров, влияющих на эффективность мероприятий, вычисленной  по методу последовательного анализа Вальда; корреляционной зависимости между показателем степени гидродинамической связи и наиболее информативными параметрами. В результате анализа установлено, что около 65 % добывающих скважин гидродинамически  слабовзаимосвязаны с ближайшими законтурными нагнетательными скважинами. На степень гидродинамической связи наибольшее влияние оказывают удельная гидропроводность (khр/µhн), расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами (L) и комплексный параметр (w), представляющий произведение удельной гидропроводности на градиент давления. Информативность параметров соответственно составляет 0,443,  0,367 и 0,841. В результате корреляционного анализа получено уравнение вида:

                                               

                               R = exp(- 0,845/w) .                                (22)

Составлена классификация по khр/µhн и L с выделением областей применимости законтурных систем (рисунок 12) при фиксированных устьевых давлениях.

В качестве меры эффективности законтурного метода заводнения по таблице желательности Харрингтона принят коэффициент корреляции по Спирмену R > 0,6. Для рассматриваемых условий закачка воды в законтурные скважины является эффективной при L< 0,5 км и khр/µhн > 0,12 д / (мПа·с).

Рисунок 12 - Области эффективного применения законтурного заводнения

В работе  рассмотрен вариант бурения из неэффективных законтурных и приконтурных нагнетательных скважин боковых горизонтальных стволов со вскрытием всех пропластков в нефтенасыщенной зоне. Для оценки технологической эффективности предлагаемого способа проведено математическое моделирование разработки башкирского объекта Дачного месторождения. По сравнению с вариантом, предусматривающим закачку воды в вертикальные приконтурные нагнетательные скважины, по предлагаемому способу КИН увеличивается с 0,187 до 0,273 д. ед.,  дебит залежи - с 71 до 105 т / сут.

В подразделе 7.2 приведена методика выбора и оптимизации системы заводнения в различных геологических условиях.  Из условия компенсации отбора жидкости в пластовых условиях закачкой воды получена зависимость оптимальной интенсивности систем заводнения вида:

               ,                        (23)

где соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях; Ф = qвн /qвс  отношение начальной приемистости к средней приемистости за межремонтный период; хд, хн – относительные коэффициенты продуктивности соответственно добывающих и нагнетательных скважин по нефти; К – коэффициент, учитывающий потери закачиваемой воды; , – коэффициенты эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин; А2 обводненность.

Оптимальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин из условия максимума нефтеизвлечения имеет вид:

                       ,                                (24)

где  х = 1 + m; = β2⋅а;  С = β1 +β2V2з;  .

Здесь V2з, V21 зональная и послойная неоднородности пласта; β1, β2 – параметры, которые зависят от расчетной доли агента (А) в дебите жидкости. По показателю неоднородности (В/С) и параметру β3 составлена классификация регулярных систем заводнения с выделением областей применимости их разновидностей (рисунок 13). Принципиальным является вывод о том, что поддержание пластового давления должно сопровождаться усилением интенсивности системы заводнения в динамике по мере обводнения продукции скважин. Предлагается способ разработки нефтяной залежи, суть которого заключается в осуществлении наиболее эффективных систем заводнения на каждом этапе разработки с учетом степени обводненности продукции, благодаря чему достигается более полный охват пластов заводнением и вытеснением, происходит многократное и все время новое изменение направления фильтрационных потоков (рисунок 14).

В подразделе 7.3 приведена методика обоснования технологии ЦВ. Применение традиционных методов ЦВ  при фиксированных системах заводнения со временем снижает отдачу и становится менее эффективным. Системное адресное ЦВ на различные зоны пласта между скважинами (от нагнетательных до добывающих) может решить эту проблему. Отличительная особенность новой технологии от других  в том, что она представляет собой системный подход к эффективному применению различных схем заводнения и соответствующих видов технологий нестационарного воздействия в сочетании с методами интенсификации, МУН и изоляции в зависимости от этапов разработки. При этом продолжительность цикла закачки и отбора изменяют во времени в зависимости от средней длины главных линий тока осуществляемой схемы заводнения и коллекторских свойств.

На первом этапе осуществляют ЦВ со стороны нагнетательных скважин.  В таблице 5 приведены известные разновидности циклического способа закачки воды. Последовательность применения разновидностей ЦЗ определяется в зависимости от конкретной геолого-физической характеристики месторождения.

Продолжительность первого этапа ограничивается обводненностью .

Рисунок 13 – Классификация регулярных систем заводнения

Рисунок 14 - Варианты трансформации систем заводнения

По результатам математического моделирования процессов заводнения в пластах для выбранной начальной и последующих систем заводнения или по аналитическим формулам определяют среднюю длину главных (Lгл) и нейтральных (Lн) линий тока фильтрационного потока. Определяют коэффициент 

                        и отношение .                                (25)

Рассчитывают время эксплуатации и остановки нагнетательных скважин:

         ;  ,                                (26)

где x - пьезопроводность пласта, м2/с.

На каждом этапе осуществляют до 3-5 циклов с изменяющимися от цикла к циклу расстоянием (t) и частотой воздействия (рt):

                               ,                                              (27)

где n  - целое положительное число, соответствующее порядковому номеру цикла.

Таблица 5 –  Блок-схема реализации НЗ

Этапы разработки

по обводненности (В)

Разновидности

систем

заводнения

Виды

нестационарного заводнения

Методы МУН

и стимулирования

скважин

I этап (I и II стадии разработки)

В <

Ячеистые, три-надцатиточечные, многорядные

Циклическая закачка и её разновидности

а) изменение свойств пласта;

б) увеличение нефтеотмывающей способности вытесняющего агента

II этап (III стадия разработки)

Блочные, десятиточечные, трехрядные, девятиточечные

Импульсное воздействие и его разновидности

Снижение вязкостной неустойчивости вытесняющего  агента, ограничение подвижности закачиваемого агента в зонах высокой водонасыщенности

III этап (IV стадия разработки)

В 0,7…0,9

Семи-, пятиточечные однорядные системы

Нестационарный режим дренирования

Тампонирование промытых зон гелями, затем суспензиями

IV этап ( IV стадия разработки)

В 0,95

Семи-, пятиточечные однорядные системы

Упругий режим и циклический форсированный отбор

Тампонирование промытых зон гелями, затем суспензиями

На втором этапе, характеризующемся закономерным увеличением обводненности продукции скважин, осуществляют циклическое воздействие на чередующемся (импульсном) режиме. При этом изменяют интенсивность системы заводнения и переходят на замкнуто-блочную схему. Скважины переводят на периодический отбор жидкости при обводненности продукции, определяемой по зависимости:

                               .                                        (28)

Продолжительность второго этапа ограничивается средней обводненностью – 70…90 %.

Для каждой добывающей скважины, переведенной на циклический режим отбора, рассчитывают время эксплуатации и остановки в зависимости от осуществляемой схемы заводнения:

                               ,        .                        (29)

Среднюю продолжительность полуцикла отбора определяют как отношение суммы времени эксплуатации добывающих скважин к их количеству.

На 3-ем этапе переходят к более интенсивным системам заводнения и на технологию стационарных режимов работы нагнетательных скважин, чередующихся пусков и отборов через равные промежутки времени по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления вытеснения по площади, т.е. нестационарный режим дренирования.

Продолжительность полуцикла отбора жидкости определяют по формуле:

                                                                               (30)

На 4-ом этапе переходят на режим истощения и периодический форсированный отбор жидкости.

В подразделе 7.4 приведены результаты исследования по совершенствованию заводнения с применением технологии ОРЭ и энергосберегающих технологий по закачке воды.

Реализация в системах разработки месторождений разработанных новых способов в сочетании с технологиями ОРЭ, ГС, энергосберегающих методов закачки воды представляет собой новую систему, которая предусматривает:

• создание индивидуальных систем разработки пластов с учетом геологического строения месторождения;

• дифференцированное воздействие на пласты путем выделения площадей самостоятельной разработки с учетом их геологической неоднородности. В каждой выделенной зоне обосновываются своя оптимальная плотность сетки скважин и система заводнения с начальной оптимальной интенсивностью. Залежи нефти, характеризующиеся небольшими размерами площади, на начальной стадии разрабатывают на естественном режиме. На залежах с площадным развитием коллекторов рекомендуются ячеистые, многорядные, блочные, избирательные системы заводнения. Нагнетательные скважины должны размещаться с учетом локальных структурных особенностей месторождения и объекта. Ширина блоков при многорядных и блочных системах определяется оптимальной плотностью сетки скважин и начальной интенсивностью системы заводнения;

• рациональное размещение ячеек систем заводнения с учетом тензорной природы проницаемости. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси, к зонам замещения коллекторов, разломам и контурам нефтеносности. При круговой форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (т.е. с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. Такое размещение рядов скважин в какой-то мере уменьшает отрицательное влияние зональной анизотропии коллекторских свойств пласта;

• оптимизацию системы заводнения и ПСС по мере разработки залежи путем трансформации начальной системы в другие более интенсивные освоением под нагнетание воды дополнительных скважин или применением горизонтальной технологии. Трансформация в другие разновидности производится на основе детализации геологического строения, локализации остаточных запасов и соблюдения принципов рационального размещения скважин на каждом этапе трансформации;

• реализацию системного адресного ЦВ, включающего применение различных схем заводнения и соответствующих видов технологии нестационарного воздействия в сочетании с методами интенсификации, МУН и изоляции в зависимости от стадии разработки.

Основные выводы

1. Разработана новая классификация методов заводнения, обоснованы критерии оценки эффективности регулярных и нерегулярных систем заводнения. Установлено, что метод заводнения может эффективно применяться на месторождениях с самыми различными геолого-физическими условиями при разных их коллекторских характеристиках со значительным диапазоном вязкостных параметров нефти.

2. Впервые рекомендованы к внедрению видоизмененные схемы размещения скважин для различных геолого-физических условий. Научно обоснованы принципы рационального размещения скважин в послойно и зонально-неоднородных и анизотропных по коллекторским свойствам пластах.

3. Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности законтурного заводнения. Научно обоснованы условия эффективного использования ГС при оптимизации систем заводнения для условий месторождений РТ.

4. Установлены зависимости коэффициента вытеснения (Квыт) от коэффициентов проницаемости, пористости, коэффициента охвата пласта заводнением с учетом тензорной природы проницаемости; КИН от Квыт, ПСС, вязкости пластовой нефти и комплексного параметра, учитывающего влияние потенциального дебита  залежи и геологических запасов; оптимальной интенсивности систем заводнения и ПСС от природных и технологических параметров.

5. Научно обоснованы и рекомендованы к реализации принципы и методы определения системы и схем размещения нагнетательных и добывающих скважин на залежи, изменение интенсивности системы заводнения и ПСС во времени.

6. Создана технология дифференцированного воздействия на пласты  на базе реализации предложенных способов разработки в сочетании с технологиями ОРЭ, систем с использованием горизонтальных скважин и энергосберегающих методов по закачке воды. Разработана технология  системного адресного циклического воздействия, включающая применение различных схем заводнения, плотности сетки скважин и соответствующих видов технологий нестационарного воздействия в сочетании с методами обработки призабойных зон пласта и МУН в зависимости от стадии разработки.

7. Принципы рациональной разработки, сформулированные в диссертации, прошли  апробацию при проектировании разработки месторождений Татарстана, Западной и Восточной Сибири.

8. Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждается 19 патентами РФ на изобретения. Чистый доход от внедрения разработанных автором технологий составил 2 359 млн руб. (в ценах 2010 г.)

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые журналы и  издания

  1. Бакиров И.М. Сравнение эффективности систем заводнения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 38-41.
  2. Бакиров И.М. Особенности вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при регулярных системах заводнения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 33-35.
  3. Бакиров А.И., Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г., Низаев Р.Х. Формирование исходных данных для расчета технологических показателей разработки по гидродинамической модели // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 10. – С. 49-50.
  4. Бакиров А.И., Бакиров И.М. О коэффициенте вытеснения нефти // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 31-33.
  5. Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Муслимов Р.Х. Выбор систем внутриконтурного заводнения // НТИС «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». – 1992. – № 6. – С. 28-31.
  6. Дияшев Р.Н., Бакиров И.М., Чекалин А.Н. Новые системы разработки карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 1. – С. 37-40.
  7. Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г. Эффективность создания забойных каверн-накопителей // РНТС «Нефтепромысловое дело». – 1982. – № 6. – С. 22-24.
  8. Хисамов Р.С., Бакиров И.М., Низаев Р.Х., Александров Г.В., Арзамасцев А.И. Зависимость показателей разработки от распределения нефтенасыщенности вдоль ствола нагнетательной горизонтальной скважины при паротепловом воздействии // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 52-53.
  9. Евдокимов А.М., Таипова В.А., Карпова О.М., Бакиров И.М. Одновременно-раздельная эксплуатация как перспективный метод выработки трудноизвлекаемых запасов объектов разработки НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 3. – С. 89-91.
  10. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Султанов А.С., Бакиров И.М. Регулирование разработки месторождений ОАО «Татнефть» при высокой выработанности запасов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 26-28.
  11. Ханнанов Р.Г., Бакиров И.М., Зацарина Л.В., Миронова Л.М., Кормишин Е.Г. Опыт применения регулярной системы заводнения в сочетании с горизонтальной технологией в карбонатных отложениях кизеловского горизонта Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 1. – С. 64-67.
  12. Шафигуллин Р.И., Бакиров И.М. Изучение зависимости коэффициента вытеснения от фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров пластов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 70-73.
  13. Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г., Насыбуллина С.В., Шакирова Р.Т., 
    Харитонов Р.Р. Совершенствование разработки малых нефтяных месторождений с высоковязкой нефтью с применением новых технологий (на примере Зюзеевского месторождения) // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 26-29.
  14. Бакиров И.М., Евдокимов А.М., Таипова В.А., Карпова О.М. Одновременно-раздельная эксплуатация как перспективный метод выработки трудноизвлекаемых запасов объектов разработки НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. – № 5. – С. 8-15.
  15. Хисамов Р.С., Шафигуллин Р.И., Кормишин Е.Г., Бакиров И.М. Развитие применения гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения на месторождениях ОАО «Татнефть» // Вестник ЦКР Роснедра. – 2011. – № 1. – С. 47-58.

Патенты

  1. Пат. 1724858 РФ, МПК E 21 B 43/20, E 21 B 43/30. Способ разработки нефтяной залежи / И.М. Бакиров, Р.Н. Дияшев, Р.Х. Муслимов, А.И. Никифоров (РФ). -
    4786702; Заявлено 26.01.90; Опубл. 07.04.92. Бюл. № 13.
  2. Пат. 1820657 РФ, МПК E 21 B 43/20, Е 21 В 43/14. Способ разработки нефтяных пластов различной проницаемости, разделенных друг от друга непроницаемыми породами / И.М. Бакиров, Р.Н. Дияшев, А.Т. Панарин (РФ). - 4842890/03; Заявлено 21.06.90; Опубл. 10.03.95. Бюл. № 7.
  3. Пат. 1836551 РФ, МПК E 21 B 43/30. Способ разработки нефтяной залежи / И.М. Бакиров, И.Н. Хакимзянов (РФ). - 4941399; Заявлено 03.06.91; Опубл. 23.08.93. Бюл. № 31.
  4. Пат. 2046181 РФ, МПК E 21 B 43/20. Способ разработки зонально-неоднородных по коллекторским  свойствам залежей нефти / И.М. Бакиров, Р.Н. Дияшев, А.Т. Панарин, Г.Х. Бакирова (РФ). - 93010536/03; Заявлено 01.03.93; Опубл. 20.10.95. Бюл. № 29.
  5. Пат. 2085723 РФ, МПК E 21 B 43/30, E 21 B 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами / Р.Г. Рамазанов, И.М. Бакиров, Р.Т. Фазлыев, Р.Х. Муслимов (РФ). - 94013012/03; Заявлено 12.04.94; Опубл. 27.07.97. Бюл. № 21.
  6. Пат. 2090743 РФ, МПК E 21 B 43/20, E 21 B 43/30. Способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания коллектора / Р.Г. Рамазанов, И.М. Бакиров, А.Ш. Ситдиков (РФ). - 94029783/03; Заявлено 09.08.94; Опубл. 20.09.97. Бюл. № 26.
  7. Пат. 2194153 РФ, МПК E 21 B 43/16. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения / И.М. Бакиров, Р.Г. Абдулмазитов, Г.Х. Бакирова, А.И. Бакиров (РФ). - 2001103198/03; Заявлено 05.02.01; Опубл. 10.12.02. Бюл. № 34.
  8. Пат. 2235867 РФ, МПК E 21 B 43/20. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения / И.М. Бакиров, А.И. Бакиров, А.Л. Кульмамиров (РФ). -
    2003116936/03; Заявлено 05.06.03; Опубл. 10.09.04. Бюл. № 25.
  9. Пат. 2247829 РФ, МПК E 21 B 43/20. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения / И.М. Бакиров, А.И. Бакиров, А.Л. Кульмамиров (РФ). -
    2003119661/03 ; Заявлено 30.06.03 ; Опубл. 10.03.05. Бюл. № 7.
  10. Пат. 2387815 РФ, МПК E 21 B 43/20. Способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах / И.М. Бакиров, Н.В. Музалевская, О.В. Разуваева, С.Ю. Ибатуллина, Р.И. Мухаметвалеев (РФ). - 2009115223/03; Заявлено 21.04.09; Опубл. 27.04.10. Бюл. № 12.
  11. Пат. 2391496 РФ, МПК E 21 B 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами / Р.С. Хисамов, И.М. Бакиров, Р.Г. Рамазанов, Г.С. Абдулмазитова, А.С. Жиркеев, Д.В. Страхов, Р.З. Зиятдинов, В.Б. Оснос (РФ). -
    2009122103/03; Заявлено 09.06.09; Опубл. 10.06.10. Бюл. № 16.
  12. Пат. 2399755 РФ, МПК E 21 B 43/24. Способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт / И.М. Бакиров, Р.Р. Ибатуллин, Р.С. Хисамов, М.И. Амерханов, И.И. Бакиров, Р.Х. Низаев, Г.В. Александров, С.К. Чепик (РФ). - 2009127930/03; Заявлено 20.07.09; Опубл. 20.09.10. Бюл. № 26.
  13. Пат. 2431740 РФ, МПК E 21 B 43/20. Способ разработки залежи нефти,
    осложненный вертикальным разломом / И.М. Бакиров, Н.В. Музалевская, О.В. Разуваева, С.Ю. Ибатуллина, Р.И. Мухаметвалеев (РФ). - 20100115303/03; Заявлено16.04.10; Опубл. 20.10.11. Бюл. № 29.
  1. Пат. 2424425 РФ, МПК E 21 B 43/24. Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах / И.М. Бакиров, Н.В. Музалевская, А.А. Стриженок, О.В. Разуваева, С.Ю. Ибатуллина, Р.И. Мухаметвалеев (РФ). - 2010104375/03; Заявлено 08.02.10; Опубл. 20.07.11. Бюл. № 20.
  2. Пат. 2434124 РФ, МПК E 21 B 43/20. Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом / И.М. Бакиров, Н.В. Музалевская, О.В. Разуваева, С.Ю. Ибатуллина, Р.И. Мухаметвалеев (РФ). - 2010121096/03; Заявлено 25.05.10; Опубл. 20.11.11. Бюл. № 32.
  3. Пат. 2436943  РФ, МПК E 21 B 43/24. Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт / И.М. Бакиров, М.И. Амерханов, В.В. Шестернин (РФ). - 2010122747/03; Заявлено 03.06.10; Опубл. 20.12.11. Бюл. № 35.
  4. Пат. 2439298 РФ, МПК E 21 B 43/16. Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью / Р.С. Хисамов, Р.Г. Рамазанов, И.М. Бакиров, З.С. Идиятуллина, В.Б. Оснос (РФ). - 2010129895/03; Заявлено 16.07.10; Опубл. 10.01.12. Бюл. № 1.
  5. Пат. 2439306  РФ, МПК E 21 B 43/24. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов / Р.Р. Ибатуллин,  И.М. Бакиров, М.И. Амерханов, А.И. Арзамасцев, Р.И. Филин (РФ). - 2010128660/03; Заявлено 09.07.10; Опубл. 10.01.12. Бюл. № 1.
  6. Пат. 2441977 РФ, МПК E 21 B 43/20. Способ разработки месторождения /
    Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, И.М. Бакиров, А.В. Насыбуллин, В.В. Зубарев (РФ). -  2010131628/03; Заявлено 27.07.10; Опубл. 10.02.12. Бюл. № 4.

Прочие печатные издания

  1. Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г., Ракутин  Ю.В. Исследование нефтеотдачи на небольших месторождениях Татарии // Проблемы совершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Тез. докл. научн.-техн. конф. – Альметьевск, 1983. –
    С. 95-96.
  2. Бакиров И.М., Бакирова Г.Х. Обоснование сетки скважин при проектировании нефтяных месторождений // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений: Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – Бугульма, 1988. – С. 49-52.
  3. Бакиров И.М., Чекалин А.Н., Дияшев Р.Н. Исследование эффективности применяемых систем заводнения // Геология и разработка нефтяных месторождений. Тез. докл. научн.-практ. конф., посвященной 50-летию татарской нефти. – Альметьевск, 1993. – С. 75-76.
  4. Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Закиров И.З. О размещении нагнетательных скважин и системах заводнения при разработке нефтяных месторождений // Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов – основа рациональной разработки нефтяных месторождений. Тр. Всеросс. совещания по разработке нефтяных месторождений 5 - 9 июня 2000 г. – Альметьевск, 2000. – Ч. 1. – С. 127-140.
  5. Хакимзянов И.Н., Бакиров И.М., Фазлыев Р.Т. Математическое моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии (на примере опытного участка Сиреневского месторождения) // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Докл. юбилейной конф. 19–22 октября 1999 г.  – СПб., 1999. – С. 320-328.
  6. Бакиров И.М., Кульмамиров А.Л., Бакиров А.И. Оптимизация систем заводнения с применением горизонтальной технологии // Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения. Тез. докл. научн.-практ. конф., посвященной 10-летию Академии наук Республики Татарстан. – Казань, 2001. – С. 12-17.
  7. Бакиров И.М., Бакиров А.И., Кульмамиров А.Л. Исследования по изучению эффективности законтурного (приконтурного) заводнения на примере тульско-бобриковских отложений небольших месторождений Татарстана // Тез. докл. межрегиональной научн.-практ. конф., посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Альметьевска. – Альметьевск, 2003. – С. 52-53.
  8. Бакиров И.М. К вопросу классификации систем заводнения // Тез. докл. межрегиональной научн.-практ. конф., посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Альметьевска. – Альметьевск, 2003. – С. 54.
  9. Бакиров И.М., Кульмамиров А.Л., Бакиров А.И. Условия применения метода поддержания пластового давления и размещения скважин при реализации системы горизонтальных технологий // Тез. докл. межрегиональной научн.-практ. конф., посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и
    50-летию г. Альметьевска. – Альметьевск, 2003. – С. 62.
  10. Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г., Низаев Р.Х., Музоваткин И.Н.,
    Ахмадишин А.Т. Гидродинамическое моделирование как способ эффективной разработки месторождения нефти на примере 1 блока Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения // Прошлое, настоящее и будущее нефтяных месторождений в Республике Татарстан. Сб. докл. научн.-практ. конф., посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть», 28 мая 2010 г. – Альметьевск, 2010. – Ч. 1. – С. 115-119.
  11. Латыпова Р.Ф., Сулейманова Л.М., Бакиров И.М. Выбор систем разработки пластов АВ2 и АВ13 в пределах Лангепасской и Покачевской групп месторождений // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений: Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – Бугульма, 1988. – С. 46-49.
  12. Бакиров И.М., Дияшев Р.Н., Бакирова Г.Х. Влияние плотности сетки скважин и интенсивности разработки на коэффициент нефтеизвлечения // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана: Сб. научн. тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2000. – С. 123-129.
  13. Файзуллин И.Н., Бакиров И.М., Бакиров И.И., Магдеева О.В. Контроль за разработкой многопластовых месторождений на поздней стадии эксплуатации радиогеохимическим методом // Сб. научн. тр. ин-та / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – Вып. 78. – С. 55-65.
  14. Бакиров И.М., Никифоров А.И., Низаев Р.Х., Александров Г.В., Судыкин С.Н. Влияние геолого-физических условий залежей высоковязких нефтей на характер протекания внутрипластового горения при инициировании его путем закачки воздуха // Сб. научн. тр. ин-та / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – Вып. 78. – С. 82-88.
  15. Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г., Низаев Р.Х., Музоваткин И.Н.,
    Ахмадишин А.Т. Гидродинамическое моделирование как основа эффективной разработки месторождения нефти на примере I блока Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения // Сб. научн. тр. ин-та / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – Вып. 78. – С. 99-104.
  16. Нуртдинов Н.Р., Насыбуллин А.В., Бакиров И.М., Лифантьев А.В. Оценка эффективности циклического заводнения в различных геолого-физических условиях на основе гидродинамической модели // Сб. научн. тр. ин-та / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – Вып. 78. – С. 111-126.
  17. Бакиров И.М., Музалевская Н.В., Разуваева О.В., Ибатуллина С.Ю., Мухаметвалеев Р.И. Повышение эффективности разработки залежей нефти в слоистых карбонатных коллекторах // Научн.-техн. ярмарка идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвященная 60-летию ОАО «Татнефть». Номинация: геология и разработка нефтяных месторождений.  – Бугульма, 2010. – С. 29-35.
  18. Хисамов Р.С., Рамазанов Р.Г., Бакиров И.М., Идиятуллина З.С., Оснос В.Б., Ибатуллина С.И., Салихов А.Д. Комплексная технология разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью // Научн.-техн. ярмарка идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвященная 60-летию ОАО «Татнефть». Номинация: геология и разработка нефтяных месторождений. – Бугульма, 2010. – С. 59-67.
  19. Хисамов Р.С., Бакиров И.М., Музалевская Н.В. Особенности геологического строения и рекомендации по совершенствованию методов разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа Любовского месторождения Самарской области // Сб. научн. тр. ин-та / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – Вып. 79. – С. 86-95.
  20. Бакиров И.М., Латифуллин Ф.М., Насыбуллин А.В., Рафиков Р.Б.,
    Галиев А.Ш. Использование АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» при планировании геолого-технических мероприятий для стабилизации добычи нефти на объектах разработки НГДУ «Прикамнефть» // Сб. научн. тр. ин-та / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – Вып. 79. – С. 95-103.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 2012 г. Бумага писчая.

Заказ № 135. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.