WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Работа выполнена в Учреждении Российской Академии наук

Институт УЧР ЕЖ ДЕНИЕ Р ОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК проблем нефти и газа РАН.

И НСТИТУТ ПР О БЛЕМ НЕФ ТИ И ГАЗА Р АН (ИПНГ Р АН)

Научный консультант: доктор технических наук, профессор

На правах рукописи

Закиров С.Н.

УДК 622.27

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Ерёмин Н.А. (ИПНГ РАН) доктор технических наук Индрупский Илья Михайлович Малютина Г.С. (ОАО «ВНИИнефть») доктор технических наук, профессор Васильев Ю.Н. (ОАО «Газпром ВНИИГаз») НОВЫЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ

Ведущая организация: Российский Государственный И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИМЕНИТЕЛЬНО университет нефти и газа К РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. Губкина НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОГО ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА

Защита состоится «13» октября 2010 г. в 15 ч. 00 мин. на заседании Специальность 25.00.Диссертационного Совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН в зале Учёного Совета “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений” ИПНГ РАН.

С диссертацией можно ознакомиться у секретаря Диссертационного Со

АВТОРЕФЕРАТ

вета ИПНГ РАН. Отзывы на автореферат можно присылать по адресу:

диссертации на соискание ученой степени 119333, г. Москва, ул. Губкина, 3, ИПНГ РАН.

доктора технических наук

Автореферат разослан « » 2010 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета, Москва 20канд. техн. наук М.Н. Баганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

коэффициентами эффективной пористости и эффективной проницаемости (проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасыщенности).

Актуальность тематики работы. Развитие современных теории и практики Выше затронуты вопросы повышения достоверности исследований в нефтегазоразработки месторождений нефти и газа невозможно в отрыве от сопредельных вой отрасли в связи с проблемами разработки месторождений нефти и газа. Другой дисциплин нефтегазовой науки – физики пласта и петрофизики, методологии провеактуальной задачей теории и практики разработки залежей углеводородов является дения и интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС), обоснование новых и/или более эффективных технологий извлечения нефти, газа, подсчёта запасов нефти и газа, 3D геологического и гидродинамического моделироконденсата из продуктивных пластов. В работе такое обоснование оказывается возвания, методов гидродинамического исследования скважин и интерпретации полуможным на основе изменения представлений о строении залежей углеводородов, чаемых данных и др.

как следствие перехода к новому методологическому подходу к их изучению.

Сказанное отражает важную роль системного взаимодействия отдельных научных дисциплин для повышения достоверности прогнозирования процессов разра- Исследования продуктивных пластов в реальных условиях фильтрации флюидов являются важным источником исходной информации для проектирования, анализа и ботки и обоснования эффективных технологических решений. Поэтому выявление и устранение несогласованностей в методологии отдельных нефтегазовых дисциплин, регулирования разработки месторождений нефти и газа. В частности, это относится к методам гидродинамического исследования скважин (ГДИС). Вместе с тем, пракприводящих к недостоверным или некорректным результатам, является актуальной задачей для теории и практики разработки месторождений природных углеводоро- тически отсутствуют методы ГДИС и интерпретации получаемых данных для оценки характеристик совместного течения нефти (газа) и воды в терригенных и карбодов.

Проблемы нарушения конструктивного взаимодействия специалистов сопре- натных пластах. Кроме того, ограничен арсенал технологий ГДИС, направленных на определение показателей анизотропии проницаемости пласта. Поэтому данный круг дельных исследовательских направлений проявились наиболее явно в методологии 3D компьютерного моделирования. В нашей стране его повсеместное внедрение задач также актуален. Их решение в работе осуществляется в рамках предлагаемого единого методологического подхода к изучению продуктивных пластов.

началось с 2000 г. согласно решению Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений (ЦКР Роснедра). Цель работы состоит в повышении эффективности разработки месторождений нефти и газа путем создания новых научно-методических и технологических решеКак в зарубежной, так и в отечественной практике проблемы взаимодействия разноплановых дисциплин были призваны решать мультидисциплинарные группы. ний на основе модели эффективного порового пространства.

Основные задачи исследований, в соответствии с обозначенной целью работы, Однако, как показывается в работе, они не разрешили стоящих перед ними задач.

Разрешение проблем методологического характера возможно путём реализации заключаются в:

выявлении и анализе проблем взаимодействия между отдельными научными во всех дисциплинах единых базисных представлений об исследуемом объекте – нефтегазоносном пласте. Многочисленные примеры, рассматриваемые в работе, дисциплинами, а также соответствующих некорректных методологических подходов и результатов исследований, возникающих при изучении продуктивных плапоказывают, что именно указанное условие в настоящее время оказалось нарушенстов;

ным. Основной причиной явилось то, что традиционная методология нефтегазовой обосновании методологии исследований на основе модели эффективного понауки развивалась на основе модели “абстрактной” пористой среды. Базисные парарового пространства (ЭПП), позволяющей реализовать системность в изучении нефметры которой – коэффициенты абсолютной проницаемости (по газу) и открытой тегазоносных пластов сопредельными научными дисциплинами;

пористости, не отражают фактические условия залегания и течения углеводородов в обосновании, в соответствии с моделью ЭПП, изменений в методологических продуктивных пластах.

подходах к изучению залежей углеводородов в физике пласта, петрофизике, метоПоэтому возникла потребность в обосновании такого единого базисного подхода дах геофизических и гидродинамических исследований скважин и интерпретации к проведению исследований при изучении нефтегазовых пластов, который обеспеполучаемых данных, методах подсчёта запасов нефти и газа, 3D геологическом и чит естественную системность и согласованность задач и результатов исследований гидродинамическом моделировании;

в отдельных научных дисциплинах. Предлагаемый в работе подход направлен на обосновании новых и совершенствовании существующих технологий разрарешение указанной задачи за счёт обоснования базисной модели пористой среды, ботки месторождений нефти и газа, обеспечивающих повышение нефте-, газо- и характеризуемой параметрами пласта в реальных условиях фильтрации флюидов в конденсатоотдачи пластов, на основе изменения представлений о строении залежей залежах углеводородов – в присутствии остаточной водонасыщенности. А именно, 3 нефти и газа как следствия новой методологии их изучения; На основе 3D компьютерных экспериментов показана технико-экономическая обосновании новых методов и технологий гидродинамического исследования целесообразность организации опережающей закачки воды в низкопроницаемые нефтяных и газовых скважин, а также алгоритмов интерпретации получаемых дан- пласты, содержащие залежи легких нефтей с высоким газосодержанием (в ачимовных, обеспечивающих расширение спектра определяемых в пластовых условиях ских и юрских отложениях).

параметров и зависимостей, в соответствии с новой методологией изучения продук- Обоснованы технологии исследования нефтяных скважин с организацией разтивных пластов. нонаправленных двухфазных фильтрационных течений для терригенных и карбоМетоды решения поставленных задач. Для решения поставленных задач при- натных пластов, а также разработаны алгоритмы интерпретации получаемых данменялись общепринятые методы проведения научных исследований, включая ана- ных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухфазного лиз и обобщение результатов предшествующих исследований, интерпретацию и течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массообмена меанализ результатов лабораторных экспериментов и данных промысловых исследо- жду системами пустотности для трещинно-поровых коллекторов.

ваний, методы математического моделирования с применением алгоритмов и ком- Обоснованы технологии 3D гидропрослушивания на основе горизонтальных пьютерных программ собственной разработки на основе апробированных аналити- скважин и вертикального гидропрослушивания, позволяющие в промысловых услоческих и численных методов, методов теории оптимального управления, а также виях устанавливать на качественном и количественном уровне характеристики сосовременных коммерческих программных комплексов. общаемости пласта поперёк напластования, что необходимо для повышения степени Научная новизна результатов исследований, по мнению автора, заключается в достоверности результатов 3D компьютерного моделирования.

следующем. Новизна предложенных технологий разработки и гидродинамического исследо Обоснована методология системного изучения продуктивных пластов нефтега- вания скважин подтверждена 7 патентами РФ.

зовыми научными дисциплинами, базирующаяся на модели эффективной пористой Практическая значимость работы характеризуется следующими результатами.

среды, повышающая достоверность исследований в области разработки месторож- Переход на составление 3D геологических и гидродинамических моделей продений нефти и газа, а также способствующая увеличению коэффициентов нефте-, дуктивных пластов на основе модели ЭПП с целью повышения достоверности прогазо-, конденсатоотдачи продуктивных пластов. ектирования, анализа и регулирования процессов разработки месторождений нефти Выявлены проблемы несогласованности методологий нефтегазовых научных и газа признан необходимым ЦКР Роснедра (протокол № 3449 от 13 октября 20дисциплин и обоснованы пути их устранения на основе базисной модели ЭПП, г.), а также рекомендован решением Международной академической конференции включая: повышение достоверности интерпретации данных лабораторных исследо- “Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной ваний, ГИС и ГДИС и использования их результатов при 3D геологическом и гид- Сибири” (Тюмень, 16-18 сентября 2009 г.).

родинамическом моделировании; учёт реальных свойств низкопроницаемых кол- Развитие научных исследований в рамках методологии ЭПП рекомендовано релекторов (“неколлекторов”) на всех этапах изучения пласта; учёт забалансовых за- шением Международной конференции “Петрофизика: современное состояние, пропасов нефти в “неколлекторах” и переходных зонах в 3D моделях и при подсчёте блемы, перспективы” (Москва, 27-28 мая 2010 г.).

геологических запасов нефти и др., что предопределяет повышение степени досто- Технология вертикально-латерального заводнения на основе горизонтальных верности проектных решений по разработке месторождений нефти и газа. скважин рекомендована к реализации на залежи БВ31 Новогоднего месторождения.

Обоснована технология вертикально-латерального заводнения нефтяных пла- Соответствующие проектные решения утверждены ЦКР Роснедра в рамках “Техностов, обеспечивающая увеличение коэффициента охвата пласта воздействием, в логической схемы ОПР Новогоднего месторождения” (протокол №3942 от двух разновидностях – для вводимых в разработку залежей и залежей на поздней 28.12.2006 г.).

стадии заводнения. Технология вертикально-латерального заводнения, включающая вывод из кон Обоснована технология разработки газоконденсатных залежей на основе вер- сервации и использование ранее пробуренных вертикальных скважин, запроектиротикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных сква- вана к внедрению на залежи БВ31 Новогоднего месторождения в рамках “Авторскожин, обеспечивающая повышение конденсатоотдачи неоднородных пластов и со- го надзора за реализацией “Технологической схемы ОПР Новогоднего месторождекращение объемов попутно добываемой воды применительно к водоплавающим ния”, утвержденного ЦКР Роснедра (протокол №4209 от 27.12.2007 г.).

залежам. Для залежи лёгкой нефти в отложениях Ю11 Новогоднего месторождения 5 обоснована целесообразность реализации предложенного в работе способа заводне- мых данных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухния с опережающей закачкой воды. фазного течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массооб Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием мена между системами пустотности для трещинно-поровых коллекторов.

горизонтальных скважин рекомендована к внедрению на одном из газоконденсат- Технологии 3D гидропрослушивания на основе горизонтальных скважин и верных месторождений Республики Узбекистан, разрабатываемых с участием отечест- тикального гидропрослушивания, обеспечивающие оценку эквивалентных значений венной нефтяной компании. проницаемости вдоль и поперёк напластования в пластовых условиях.

Проведение гидродинамических исследований скв. 97 Спорышевского место- Апробация работы. Основные положения работы и результаты исследований рождения по предложенной в работе технологии, включающей закачку в пласт воды неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах Института проблем нефи последующий отбор двухфазной смеси, позволило оценить кривые относительных ти и газа РАН (2001-2010 гг.), семинарах и научно-технических совещаниях ОАО фазовых проницаемостей и другие параметры пласта в пластовых условиях. “Газпром нефть” (2006-2008 гг.), семинарах повышения квалификации Института По результатам реализованного на залежи БВ31 Новогоднего месторождения нефтегазового бизнеса (под рук. Р.Г. Шагиева), а также на следующих семинарах и 3D гидропрослушивания с использованием горизонтальных скважин установлено конференциях:

наличие гидродинамической связи пласта по разрезу и оценены эквивалентные ко Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи плаэффициенты проницаемости в направлениях вдоль и поперёк напластования.

стов», Москва, 13-15 марта 2002 г.;

Защищаемые положения.

V научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и раз1. Методология системного изучения продуктивных пластов нефтегазовыми навития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003 г.;

учными дисциплинами на основе модели эффективного порового пространства, по V всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленнозволяющая устранить рассогласованность в постановке задач и результатах исслести», Москва, 23-26 сентября 2003 г.;

дований нефтегазовых научных дисциплин и обеспечивающая методологическую Международном форуме «Современные гидродинамические исследования основу геологически адекватного подсчёта запасов нефти и газа, построения 3D скважин. Разбор реальных ситуаций», Москва, 16-18 декабря 2003 г.;

геологических и гидродинамических моделей, а также повышающая достоверность Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефпрогноза, анализа и регулирования разработки залежей, включая учёт реальных тегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», свойств низкопроницаемых коллекторов (“неколлекторов” в традиционной методоМосква, 24-26 ноября 2004 г.;

логии).

IV Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разра2. Технология вертикально-латерального заводнения залежей нефти в двух разботки и повышения нефтеотдачи», Москва, 15-17 марта 2005;

новидностях – с использованием горизонтальных скважин и на основе вывода из заседаниях ЦКР Роснедра 13.10.2005 г., 28.12.2006 г., 27.12.2007 г.;

консервации и использования ранее пробуренных вертикальных скважин, позво Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения метоляющая повысить коэффициенты охвата пласта заводнением и извлечения нефти в дов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 18-19 сентября 2007 г.;

слоисто-неоднородных нефтяных пластах.

расширенном заседании ЦКР Роснедра “Методы повышения эффективности Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса газоконденсатных заразработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии”, Москва, лежей на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, позво6-7 декабря 2007 г.;

ляющая повысить коэффициент извлечения конденсата в слоисто-неоднородных VII Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоепластах при сокращении объемов попутно-добываемой подошвенной воды.

ния и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоСпособ разработки на основе заводнения с опережающей закачкой воды, обеспеотдачи», Москва, 18-20 марта 2008 г.;

чивающий улучшение технологических и экономических показателей для залежей научно-практической конференции “Обеспечение эффективного функциониронефти с высоким газосодержанием в низкопроницаемых пластах.

вания нефтегазодобывающего комплекса”, Анапа, 26-30 мая 2008 г.;

3. Технологии гидродинамического исследования нефтяных скважин в терри Международных академических конференциях “Состояние, тенденции и прогенных и карбонатных коллекторах при организации двухфазных разнонаправленблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири”, Тюмень, 17-19 сенных фильтрационных течений и разработанные алгоритмы интерпретации получае7 тября 2008 г. и 16-18 сентября 2009 г.;

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

II Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения метоВо введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулирована цель и дов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г.;

определены основные задачи исследования, указаны методы решения поставленных научном семинаре РГУ нефти и газа им. Губкина “Актуальные проблемы нефзадач, выделены элементы научной новизны и практической значимости работы, тегазовой подземной гидромеханики и разработки нефтяных и газовых месторождепредставлены защищаемые положения.

ний”, 16 декабря 2009 г.;

Первая глава посвящена теоретическому обоснованию базисной модели эффек VIII Всероссийской научно-технической конференции “Актуальные проблемы тивного порового пространства (ЭПП).

развития нефтегазового комплекса России”, Москва, РГУ нефти и газа имени ГубСовременная теория разработки месторождений нефти и газа опирается на модекина, 1-3 февраля 2010 г.;

ли и решения, развитые за последние 70 и более лет, начиная с работ Международной юбилейной конференции “Петрофизика: современное состоя- Л.С. Лейбензона, А.П. Крылова, Б.Б. Лапука, И.А. Чарного, В.Н. Щелкачёва, ние, проблемы, перспективы”, Москва, РГУ нефти и газа имени Губкина, 27-28 мая М.Д. Розенберга, M. Leverett, M. Muscat, W. Hurst и многих других.

2010 г.; Исторически соответствующие модели усложнялись от однофазных к многофазным, дополнялись учетом различных факторов. Однако их единой основой остаются научном семинаре кафедры Прикладной математики и компьютерного моделиуравнения неразрывности (закон сохранения массы) и закон фильтрации (закон Даррования РГУ нефти и газа им. Губкина, 3 июня 2010 г.

си или его обобщения и аналоги). Конкретная модель дополняется необходимыми Публикации. Основные результаты исследований по тематике работы изложены замыкающими соотношениями и уравнениями – например, сохранения энергии в в монографии (в соавторстве), 32 статьях (включая 18 в ведущих изданиях согласно неизотермическом случае и т. д. Также общими в основных моделях фильтрации списку ВАК, 6 без соавторов) и 7 патентах РФ.

являются ключевые параметры пористой среды и ее взаимодействия с насыщающиОбъём и структура работы. Работа состоит из введения, четырёх глав, заклюми флюидами – коэффициенты пористости, проницаемости пласта, функции отночения, списка литературы, включающего 287 наименований, и трех приложений.

сительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления и др. На их определеСодержание работы изложено на 324 страницах машинописного текста, включая ние нацелены подходы, развиваемые в сопредельных научных дисциплинах – физирисунка и 10 таблиц.

ке пласта, петрофизике, методах геофизических исследований скважин (ГИС) и гидБлагодарности. Автор благодарит С.Н. Закирова за помощь в выборе тематики родинамических исследованиях скважин (ГДИС) и т. д. От требований со стороны исследований, ценные консультации и всестороннюю поддержку, а также признатеуравнений фильтрации к исходным коэффициентам зависит, какие подходы к их лен Э.С. Закирову за полезные консультации и А.Н. Дмитриевскому, определению развиваются в сопредельных научных дисциплинах.

В.М. Максимову и К.Я. Якубсону за внимание к проводимым исследованиям. ВажНаиболее простой моделью течения флюидов в пористых средах является модель ное значение в течение всего периода выполнения работы имели поддержка и коноднофазной фильтрации, в которой пористую среду характеризуют коэффициент сультации со стороны Д.П. Аникеева и др. сотрудников и аспирантов ИПНГ РАН.

пористости m и коэффициент проницаемости k (в более общем случае – тензор Отдельные этапы работы, связанные с исследованиями по Новогоднему и Спорышевскому месторождениям, выполнялись в сотрудничестве со специалистами ОАО проницаемости). Если в поровом пространстве присутствует только один флюид, то “Газпром нефть”. Автор признателен за поддержку указанных исследований величина m соответствует открытой пористости mo, а коэффициент (или тензор) k Р.Н. Фахретдинову, Р.Н. Мухаметзянову, И.С. Джафарову, Р.Н. Нуриеву, а также за – проницаемости при 100% насыщении данным флюидом (для газа – абсолютной участие в соответствующих работах – А.И. Брусиловскому, В.В. Левочкину, проницаемости kабс ). Однако, вследствие наличия в порах нефтеносных и газоносА.И. Ипатову, М.И. Кременецкому, Д.А. Гуляеву, В.В. Семёнову и др. специалиных пластов минимально остаточной (неснижаемой) водонасыщенности Sво, даже в стам. Кроме того, ценными явились обсуждения работы и полезные замечания со зоне предельного насыщения однофазная фильтрация углеводородов определяется стороны Н.Н. Михайлова и поддержка исследований Фондом содействия отечестпараметрами эффективной пористости mэф mo (1 Sво ) и эффективной проницаевенной науке. Свою семью автор благодарит за терпение, поддержку и понимание.

мости kэф – фазовой проницаемости для нефти (или газа для газоконденсатных залежей) при остаточной водонасыщенности.

9 Параметр mэф в нефтегазовой литературе применялся в теоретических моделях ства скелета породы, величина с эф может быть аддитивно выражена через с и пористых сред (Л.С. Лейбензон и др.), а также для решения ряда задач петрофизики коэффициент сжимаемости воды в (умноженный на объем остаточной воды в по(А.А. Ханин, В.Н. Кобранова и мн. др.). Вместе с тем, в литературе по нефтегазовой рах). В общем случае необходимо определение с эф непосредственно из лабораподземной гидромеханике в уравнениях однофазной фильтрации параметры пласта торных экспериментов на образцах с остаточной водонасыщенностью или испольk и m по умолчанию понимались как абсолютная проницаемость и открытая позование многокомпонентных петрофизических моделей упругости, включающих ристость.

компоненты матрицы и цемента в увлажненном состоянии.

Характерным примером является классическое уравнение пьезопроводности Таким образом, уже на уровне однофазных моделей имеет значение правильный В.Н. Щелкачева (1946 г.). Оно описывает фильтрацию однородной слабосжимаемой выбор базисных параметров пористой среды. Традиционный подход опирается на жидкости в упруго деформируемой пористой среде. До настоящего времени его ремодель абсолютного порового пространства (АПП) с базисными коэффициентами шения применяются при интерпретации результатов гидродинамических исследоваоткрытой пористости m и абсолютной проницаемости (по газу) kабс.

ний нефтяных скважин. Для осесимметричного случая используется следующая его Предлагаемый в диссертации подход основывается на модели эффективного поформа:

рового пространства (ЭПП). В качестве базисных характеристик пористой среды p 1 p r , (1) рассматриваются эффективная пористость mэф и эффективная проницаемость r r t где r – радиальная пространственная координата, p – давление, а коэффициент kэф. Учитывается влияние остаточной водонасыщенности на эффективные свойства пьезопроводности определяется равенством пористой среды, например, сжимаемость, а также возможное изменение mэф и kэф в k процессе разработки. Ранее эффективные параметры пористой среды ограниченно . (2) (с mж ) применялись в теории разработки газовых и газоконденсатных месторождений, в Здесь – вязкость флюида, а ж и с – коэффициенты объемной упругости области интерпретации ГДИС, а также успешно использовались для решения ряда (сжимаемости) соответственно жидкости и пористой среды согласно определениям, задач петрофизики (А.А. Ханин, В.Н. Кобранова, Н.А. Скибицкая, Д.А. Кожевников введённым В.Н. Щелкачевым. и др.).

Традиционно при выводе уравнения пьезопроводности и других моделей одно- Практически значимыми, естественно, являются случаи многофазной фильтрафазной фильтрации делается предположение о насыщении пласта однородной жид- ции. Все широко применяемые в настоящее время модели многофазной фильтрации костью. То есть в (2) под k понимается коэффициент абсолютной проницаемости развивают или основываются на классической модели Маскета-Мереса (1936 г.).

Уравнения Маскета-Мереса, например, в случае двухфазной фильтрации нефти и (для данного флюида), m – коэффициент mo. Однако, для нефтеносных пластов корводы записываются в виде:

ректное значение k в выражении (2) соответствует эффективной проницаемости * kэф. Более того, учёт наличия в реальных нефтеносных пластах остаточной водона- kkв mSвв div вpв в gz Qв, (4) t в сыщенности приводит к следующей формуле для коэффициента пьезопроводности: * kэф kkн , (3) mSнн div нpн нgz Qн. (5) (с эф mэфн) t н где н – коэффициент объемной упругости (сжимаемости) нефти, с эф – коэффиЗдесь использованы стандартные математические обозначения для операторов дивергенции и градиента; индексами в и н обозначены величины, относящиеся циент объемной упругости эффективной пористой среды, с учетом остаточной водонасыщенности. Важно отметить, что нефть остается единственной фильтрующейсоответственно к воде и нефти; – плотность, k* – относительная фазовая пронися фазой, если только пренебречь возможностью образования подвижной воды из цаемость (ОФП), а S – насыщенность (объемная доля флюида в порах) для соответостаточной вследствие её упругого расширения.

ствующей фазы; Q – массовый расход, связанный с локальным источником/стоком В предположении отсутствия влияния насыщающих флюидов на упругие свой(скважиной), g – ускорение свободного падения, z – глубина текущей точки.

11 * * Уравнения (4–5) дополняются замыкающими соотношениями, включая выражение kн * * kв kн kв 1.1.разницы давлений в фазах через капиллярное давление и равенство суммы насыщенностей единице. Приводимые далее соображения справедливы в общем случае многомерной многофазной фильтрации с учётом различных факторов (многокомпо* * kн kв * нентности течения, тензорного характера фильтрационных параметров и т.д.).

* kн k в Согласно традиционной модели АПП, величины m и k в уравнениях МаскетаМереса соответствуют mo и kабс. Для учета реального состояния пористой среды вводятся коэффициенты фазовой проницаемости k*, соотносимые с коэффициентаSв Sв ми флюидонасыщенности S (в общем случае – и с другими параметрами). В част1 2 S 0 Sв S 1.0 0 1.в а) в б) ности, влияние связанной воды на процессы фильтрации в модели АПП учитываетРис. 1. Зависимости ОФП для нефти и воды: (а) модель АПП – при некорректной ся за счет соответствующего задания функций относительных фазовых проницаемо(штриховые линии) и корректной (сплошные линии) нормировке; (б) – модель ЭПП;

1 стей и капиллярного давления.

Sв и Sв – остаточная и максимальная водонасыщенности Таким образом, уравнения Маскета-Мереса продиктовали принятие “абстрактБазовая система уравнений модели ЭПП наследует форму уравнений Маскетаных” коэффициентов mo и kабс в качестве базисных параметров пласта в сопредельМереса, то есть сохраняется, в принципе, преемственность существующих алгоритных нефтегазовых научных дисциплинах. Как показывается в работе, это способстмов и программных комплексов моделирования многофазной фильтрации. При этом вовало нарушению их системного взаимодействия и привело к негативным последимеют место следующие особенности.

ствиям в традиционной методологии изучения пласта.

Для большинства практически важных случаев допустимо применение уравнеОтметим также, что запись уравнения баланса массы воды в модели АПП подрания сохранения массы для воды в простой форме, аналогичной его записи в модели зумевает равенство плотности и других свойств свободной и связанной воды в кажАПП. При этом делается предположение о постоянстве массы остаточной воды. Кодом элементарном объеме пласта. Тогда как в действительности имеет место сущеторое является не менее физически обоснованным, чем применяемое в традиционственное их различие, которым вынужденно пренебрегают.

ной практике моделирования условие неизменности во времени остаточной водонаПри переходе от модели АПП к модели ЭПП меняется природа входящих в сыщенности.

уравнения многофазной фильтрации базисных параметров пласта и замыкающих Для учета эффектов перехода воды между связанным и свободным состоянием соотношений. Открытая пористость m заменяется эффективной mэф, в качестве (вследствие ионного обмена свободной и связанной воды и пористой среды, изменения поверхностных свойств скелета и др.) обе модели требуют проведения спебазисных коэффициентов проницаемости k рассматриваются значения kэф, а также циализированных лабораторных экспериментов. При этом в модели АПП задаются коэффициенты насыщенности пласта нефтью, водой, газом нормируются не по обсоответствующие замыкающие соотношения для Sво, а в уравнение баланса массы щему (открытому), а по эффективному поровому объему. Соответственно меняется воды в модели ЭПП вводится дополнительное слагаемое типа источника-стока. Оно нормировка ОФП для нефти и воды (в общем случае – для нефти, газа, конденсата, выражает интенсивность изменения массы подвижной воды за счет перехода части воды) как функций флюидонасыщенностей (рис. 1). В модели ЭПП: а) ОФП для связанной воды в подвижное состояние, и наоборот.

нефти начинается от оси ординат, и ее наибольшая величина равняется единице; б) ОФП для воды изменяется от начала координат; в) для кривой капиллярного давле- В отличие от уравнений многофазной фильтрации в модели АПП, уравнения в ния в системе нефть-вода асимптотой становится ось ординат. Коэффициент вытес- модели ЭПП позволяют непосредственно учитывать различие плотности и других свойств подвижной и остаточной воды в каждом элементарном объеме пласта.

нения нефти водой K для чисто нефтяной зоны в модели ЭПП совпадает с веливыт ~ ~ В модели ЭПП коэффициент сжимаемости пористой среды и другие параметры чиной Sв2 1 Sно K. Гистерезисные кривые ОФП для вторичных режимов древыт заменяются их эффективными величинами, с учётом, в общем случае неаддитивнонирования и пропитки также нормируются в соответствии с mэф согласно первичго, влияния связанной воды.

ному процессу дренирования (процессу формирования залежи).

В петрофизике выделяют различные виды связанной воды, отличающиеся меха13 низмом и степенью взаимосвязи со скелетом породы. Им соответствуют различные ответствующей неснижаемой водонасыщенности. Исследована роль капиллярно определения остаточной водонасыщенности и эффективной пористости. В работе удерживаемой воды, моделируемой с учетом корректного задания кривых капиллярного давления, применительно к процессам фильтрации в лабораторных и плаобосновывается, что в методологии 3D моделирования и проектирования разработстовых условиях.

ки в качестве остаточной водонасыщенности и базы для определения эффективной Во второй главе обосновываются изменения и положительные последствия в пористости целесообразно принимать величину неснижаемой водонасыщенности.

связи с переходом к базисной модели ЭПП в методологии проектирования и научВ этом случае, во-первых, в качестве остаточной воды выделяется наиболее суного сопровождения разработки месторождений нефти и газа, включая сопредельщественно отличающаяся по свойствам от свободной воды прочносвязанная и неконые дисциплины нефтегазовой науки.

торая часть рыхлосвязанной воды (В.Н. Кобранова, Н.И. Нефедова и Н.А. Пих и Современная структура взаимодействия нефтегазовых научных дисциплин явидр.). Во-вторых, соответствующая величина эффективной пористости является лась результатом многолетних процессов становления и развития соответствующих информативной петрофизической характеристикой коллектора (А.А. Ханин, научных направлений. При этом методология нефтегазовой науки в значительной Д.А. Кожевников и К.В. Коваленко и др.). В-третьих, в этом случае базовые модели мере предопределялась выбором в качестве базисных параметров коэффициентов многофазной фильтрации позволяют учитывать зависимость доли текущей неподkабс и mо. Это отразилось в нацеленности на определение и использование соответвижной (капиллярно-удерживаемой) насыщенности от градиента давления.

При этом важную роль играют капиллярные концевые эффекты, возникающие на ствующих исходных параметров в физике и петрофизике пласта, при проведении и границах участков пласта с различными ФЕС. В работе их влияние демонстрируется интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС), в методона примере математического моделирования процесса стационарной двухфазной логии подсчета запасов нефти и газа, в развитии методик прогноза показателей разфильтрации в лабораторных условиях. Результаты расчётов показывают, что даже в работки месторождений нефти и газа и т. д.

случае применения вспомогательных керновых образцов на входе и выходе модели По мере развития каждой из научных дисциплин в них появлялись свои лидеры концевой эффект приводит к кажущемуся увеличению порога подвижности (критии научные школы. Это приводило к поиску и успешному решению важных и содерческой насыщенности) для смачивающей фазы (воды) по сравнению с остаточной жательных задач, присущих соответствующей дисциплине. При этом сохранение (неснижаемой) насыщенностью. А также к необходимости изменения традиционпреемственности результатов между дисциплинами должно было обеспечиваться ных процедур интерпретации лабораторных экспериментов. В промысловых услоединством концептуального подхода.

виях аналогичные эффекты приводят к высвобождению части связанной (капиллярРассмотренные выше (в связи с нормировкой ОФП, уравнением пьезопроводноно удерживаемой) воды при запуске скважин, увеличении депрессии на пласт, инсти) и приводимые далее примеры показывают, что практика 3D компьютерного тенсификации притока и т.п. Доля капиллярно удерживаемой воды определяется моделирования, проектирования разработки выявила серьёзные несогласованности положением интервала пласта над уровнем зеркала свободной воды и соответств методологиях сопредельных научных дисциплин. Это приводит к недостоверным вующей кривой капиллярного давления, зависящей от ФЕС.

моделям пластов, результатам прогнозных расчетов и т.д.

Таким образом, в первой главе работы обоснована целесообразность перехода В настоящее время для устранения соответствующих проблем практикуется орот традиционной базисной модели АПП, описывающей абстрактную (“экстрагиганизация мультидисциплинарных групп. Однако такие группы обеспечивают тольрованную”) пористую среду, к базисной модели ЭПП, соответствующей фактичеко внешнюю форму взаимодействия разноплановых специалистов, каждый из котоским условиям залегания и течения нефти и газа в продуктивных пластах. При рых сохраняет понимание проблемы с позиции своей дисциплины. Для внутреннего этом исключается некорректное приложение уравнений фильтрации к нефтегазонаполнения такого взаимодействия требуется единый концептуальный подход в вым коллекторам, появляется возможность учитывать различие свойств подвижпроведении исследований. То есть целесообразно восстановление нарушенных ной и остаточной воды при гидродинамическом моделировании. Показано, какие взаимосвязей между отдельными научными дисциплинами на основе базисной моизменения претерпевают в модели ЭПП основные уравнения многофазной фильтдели ЭПП. Так как именно эффективные параметры определяют реалистичные рации и входящие в них коэффициенты и зависимости. Исследован вопрос учёта свойства порового пространства и предопределяют характер фильтрационных произменения массы остаточной воды (или остаточной водонасыщенности) в процесцессов при разработке залежи. Соответствующие методологические последствия в се разработки в традиционной и предлагаемой моделях. Обоснована целесообразнефтегазовых научных дисциплинах последовательно рассматриваются далее.

ность при 3D геологическом и гидродинамическом моделировании задания mэф, соЭксперименты в области физики пласта. Значительный объем экспериментов 15 в физике пласта (по отдельным месторождениям – на нескольких тысячах керновых применяемые процедуры экстракции с использованием растворителей. Они привообразцов) приходится на стандартные исследования – массовое определение базис- дят к изменению смачиваемости пористой среды, что неконтролируемо влияет на достоверность определения остаточных насыщенностей фаз, капиллярного давленых коэффициентов kабс и mo. Однако они не характеризуют реальные фильтрациния, ОФП. Проблема воссоздания смачиваемости полностью не решается даже при онные процессы в пласте. В модели АПП переход к реальным, эффективным парадлительном выдерживании образцов при пластовой температуре с насыщением мометрам пористой среды производится на основе корреляционных соотношений баделями пластовых флюидов. Кроме того, не восстанавливается исходное содержазисных параметров с коэффициентами остаточной водонасыщенности Sво и эффекние в поровом пространстве высокомолекулярных углеводородных отложений, окативной проницаемости kэф, а также кривых ОФП. Исследования же по определению зывающих влияние на ФЕС коллекторов (К.Б. Аширов, Н.А. Скибицкая, этих величин проводятся в значительно меньших объемах, чем стандартные. То есть Е.Ф. Кутырев), на фазовые превращения при разработке газоконденсатных залежей огромный объем стандартных керновых экспериментов не способствует повыше(А.И. Брусиловский, С.Н. Закиров, В.З. Баишев), динамику изменения проницаемонию достоверности определения реальных параметров коллектора.

сти в процессе разработки (Ф.А. Требин, Н.Н. Михайлов и мн. др.), петрофизичеМетодология лабораторных исследований согласно модели ЭПП подразумевает ские параметры для интерпретации ГИС.

определение mэф и kэф при сохранении (воссоздании) фактических условий насыПереход к методологии ЭПП делает возможным и целесообразным отказ от экстрагирования растворителями. В качестве одного из перспективных подходов щения флюидами порового пространства, в присутствии остаточной водонасыщенследует рассматривать экстракцию керосином при центрифугировании ности (а также адсорбированных углеводородных веществ, например, битумов).

(В.Н. Дахнов, К.Б. Аширов), совместно с технологиями изоляции керна на забое и Усложнение таких экспериментов по сравнению со стандартными в модели АПП применением соответствующих буровых растворов.

компенсируется исключением массовых исследований по определению kабс и mo, а Петрофизика. Применяемые в петрофизике теоретические и корреляционные объем действительно необходимой информации об эффективных параметрах пласвязи учитывают результаты лабораторных исследований в физике пласта. Они исста увеличивается.

пользуются для оценки параметров пласта по интерпретационным показателям того Согласно применяемой методологии, специализированные эксперименты, свяили иного геофизического метода, а также для оценки на основе первичных ФЕС занные с теми или иными физическими явлениями при разработке месторождений, (например, открытой пористости) других параметров, необходимых для подсчета практически всегда проводятся на экстрагированных кернах или искусственных мозапасов и 3D моделирования. Результаты интерпретации ГИС в отношении открыделях с однофазным насыщением. Получаемые результаты затем переносятся на той пористости часто служат основой для оценки изменения по разрезу остаточной пластовые условия.

водонасыщенности Sво, абсолютной проницаемости kабс и др. На связях с kабс, в Известно, однако, что в присутствии связанной воды существенно и нелинейно свою очередь, типично основываются корреляционные соотношения для коэффициснижается пороговая насыщенность ретроградным конденсатом, обеспечивающая ента вытеснения, параметров ОФП.

его подвижность после выпадения в пласте (A. Danesh, G. Hendersen, J. Peden). С В методологии ЭПП базисными параметрами являются mэф и kэф, соответстточки зрения влияния пористой среды на фазовое поведение углеводородных смесей (М.Т. Абасов, В.А. Николаев, Р.М. Тер-Саркисов) адсорбция отдельных компоненвующие характеристикам реального продуктивного пласта. Этот фактор приводит к тов может как ослабляться, так и усиливаться в присутствии связанной воды улучшению основанных на этих параметрах корреляционных зависимостей. По этой (В.М. Булейко и др.). Результаты лабораторных экспериментов (Н.Н. Михайлов и причине параметры mэф и kэф и ранее, для определенных задач, применялись в петдр.), а также, например, фактические данные заводнения меловых пород (месторожрофизике (связи mэф – Sво, mэф – kабс, kэф – Kвыт ). Однако результативность их придение Ekofisk, Северное море) свидетельствуют о том, что упругие и прочностные менения как “надстройки” над стандартной методологией АПП невысока из-за пресвойства коллекторов могут принципиальным образом меняться при смачивании имущественно косвенных способов определения самих mэф и kэф (через mо и kабс ).

водой. Эти и другие примеры показывают, что лабораторное изучение физических процессов, сопровождающих разработку месторождений углеводородов, необходиВ методологии ЭПП указанное преимущество реализуется в полной мере.

мо проводить в реальных условиях насыщения коллекторов.

В эффективном (реальном) поровом пространстве наиболее мелкие поры заполДля определения базисных параметров модели АПП необходимы традиционно нены связанной водой, то есть поровое пространство на микроуровне является более 17 однородным. Напротив, в АПП мелкие поры и поровые каналы суммарно дают ощу- ных коллекторов является инвариантной петрофизической характеристикой, что тимый вклад в величину открытой пористости, но практически не влияют на значе- позволяет рассматривать ее в качестве первичного интерпретационного параметра ние абсолютной проницаемости. В частности, известная классификация терриген- большинства известных методов ГИС. Петрофизический инвариант несет информацию о водоудерживающей способности породы, которая связана с содержанием ценых коллекторов А.А. Ханина основана именно на тесных связях между mэф и kэф.

мента, минеральным составом, определяющими фильтрационно-емкостные и петВыполненная автором обработка результатов керновых исследований для одного рофизические свойства коллектора. Важно также, что интерпретация ГИС с испольиз отечественных нефтяных месторождений, с определением ФЕС согласно методозованием петрофизического инварианта основана на адаптивном подходе, позвологиям АПП и ЭПП, показала следующее. В ЭПП значение коэффициента детермиляющем осуществлять настойку интерпретации непосредственно по показаниям нированности построенной зависимости lgkэф f (mэф ) оказалось в 3,8 раза выше, исследуемого объекта в условиях измерений и повысить достоверность получаемых чем зависимости lgkабс f (mo ) в АПП.

результатов.

Значимое увеличение коэффициента детерминированности аналогичных зависиТаким образом, развиваемые в области интерпретации ГИС подходы позволямостей (0,74 в ЭПП против 0,48 в АПП) отмечено и по результатам проведенной с ют обеспечить необходимую информационную базу для построения геологических участием автора серии лабораторных экспериментов на 35 искусственных сцеменмоделей, подсчёта запасов на основе модели ЭПП. В том числе – на основе стантированных керновых образцах с различными фракциями песка, но одинаковым дартного комплекса ГИС, включая переинтерпретацию ранее выполненных измеретипом и содержанием цементного материала. Значительно более тесные связи mэф с ний. В свою очередь, применение модели ЭПП в рамках адаптивного подхода обеспечивает повышение достоверности интерпретации результатов ГИС.

проницаемостью коллекторов, по сравнению с mо, получены также в работах дру3D геологическое моделирование. 3D геологическая модель пласта обобщает гих авторов (Д.А. Кожевников и К.В. Коваленко, Н.А. Скибицкая, Т.М. Мамедов и всю накопленную информацию о строении рассматриваемой залежи, седиментолодр.).

гических и тектонических процессах формирования, свойствах продуктивных колТаким образом, переход к базисным параметрам ЭПП обеспечивают сущестлекторов и обеспечивает исходные данные для дальнейшего гидродинамического венное (кратное) повышение достоверности применяемых для построения 3D момоделирования – геометризацию залежи и распределения ФЕС в объеме пласта делей и подсчета запасов петрофизических связей, включая связи между емкостны(L. Cosentino, Н.А. Еремин).

ми и фильтрационными параметрами.

Очевидно, что отмеченные выше положительные следствия перехода к модели ГИС. В методологии АПП базисным параметром интерпретации ГИС является ЭПП в физике пласта, петрофизике, ГИС приводят к повышению достоверности 3D коэффициент открытой пористости. Для различных типов коллекторов развиты мегеологического моделирования. Ещё одно важнейшее методологическое следствие, тодики определения mо (или общей пористости) по данным того или иного комвытекающее из модели ЭПП, касается деления пород продуктивного пласта на плекса методов. Тем не менее, многие факторы приводят к значительным и слабо “коллекторы” и “неколлекторы”.

контролируемым погрешностям в результатах интерпретации (переменный состав Теоретически, под “неколлекторами” понимаются породы, не содержащие подцемента коллектора, наличия битуминозных, гипсовых и других отложений в поровижных флюидов и через которые не могут фильтроваться нефть, газ, подвижная вом пространстве, выбор опорных пластов и др.).

вода. В методологии АПП “неколлекторам” присваиваются нулевая пористость, Задача непосредственного определения по ГИС параметра mэф успешно решаетнулевая проницаемость при подсчете запасов нефти и газа, а также при гидродинамическом моделировании.

ся на основе данных ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). Также для определения Большинство существующих подходов к выделению “неколлекторов” основаны эффективной пористости в традиционной методологии ГИС могут использоваться на сопоставлении петрофизических и фильтрационно-емкостных параметров неконекоторые алгоритмы интерпретации данных гамма-спектрометрии.

торого прослоя в рассматриваемой скважине с результатами опробования пласта Развиваемые в последние годы исследования в области интерпретации ГИС поили признаками проникновения фильтрата бурового раствора. Однако неполучение казывают, что для оценки mэф может успешно применяться и стандартный комиз интервала промышленного притока часто обусловлено неоптимальной технолоплекс геофизических методов. В частности, согласно работам Д.А. Кожевникова и гией вскрытия и освоения пласта (С.И. Райкевич, В.И. Нифантов и др.). Кроме того, К.В. Коваленко, нормированная величина эффективной пористости для гранулярпри опробовании или в процессе бурения площадь контакта скважины с пластом 19 незначительна. Однако огромная площадь поверхности взаимодействия соответстнован на выявлении нулевых значений mэф или динамической пористости, но с певующего пропластка с выше- и нижележащими породами и длительное время проресчетом на основе корреляционных связей в граничное значение mо. Однако, при цессов разработки (тем более – образования залежи) могут предопределять сущеэтом возникает статистическая погрешность, а также осуществляется неправомерная ственные масштабы фильтрационных процессов с участием “неколлекторов”. В экстраполяция зависимости mо – mэф до пересечения с осью абсцисс. Приводимые в том числе – пропластков “глин” с проницаемостью 0,1–0,01 мДарси (1 мДарси ряде работ фактические данные по разным месторождениям (Н.А. Скибицкая и др., 0,98710-3 мкм2) и толщиной 3-5 метров, что подтверждается фактическими данными Д.А. Кожевников и др.) в диапазоне низких значений пористости показывают, что разработки месторождений (Н.А. Черемисин и др., А.А. Боксерман и др.). В США и корреляционный тренд меняется, и нулевые значения mэф не достигаются. Что каКанаде с применением гидроразрыва пласта разрабатываются месторождения газа с проницаемостью коллекторов до десятитысячной доли миллидарси. Согласно ресается использования (для нефтесодержащих коллекторов) динамической пористозультатам фундаментальных лабораторных исследований (В.М. Шмонов и др.), факсти, то при этом происходит потеря упругого запаса остаточной нефти в “неколлектам повсеместной дегазации земли (А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев и др.), все торах” и не учитываются другие методы воздействия, кроме заводнения.

природные породы являются проницаемыми, включая граниты и базальты.

Таким образом, при традиционном подходе, из-за искусственного введения граТаким образом, выделение “неколлекторов” некорректно базируется на данных ничных значений, фактические коллекторы с низкими ФЕС становятся “неколопробования интервалов пласта и признаках проникновения фильтрата бурового лекторами”. Методология ЭПП предопределяет следующий подход к решению прораствора. С помощью этих данных обосновываются граничные значения ФЕС или блемы “неколлекторов”.

геофизических параметров для коллектора, а “абстрактный” характер базисных па В физике пласта повышенное внимание должно уделяться исследованию низраметров mо и kабс по отношению к реальной пористой среде не позволяет контрокопроницаемых образцов (“неколлекторов”) – с определением mэф и kэф, кривых лировать адекватность принимаемых граничных значений.

капиллярного давления, упругих свойств, а также экранирующих свойств по аналоТак, характерный пример приводится на рис. 2 (К.М. Мусин и др., 2005). Здесь гии с породами-покрышками (А.А. Ханин, М.К. Калинко, В.М. Добрынин и др.).

принятое для выделения коллекторов граничное значение mо соответствует верти Искусственное понятие “неколлекторов” устраняется при 3D геологическом и кальной пунктирной линии. Горизонтальной пунктирной линией отмечено соответ3D гидродинамическом моделировании, а также подсчете запасов нефти и газа. Все ствующее ему граничное значение Sво. Как показано эллипсами, керновые образцы породы учитываются в качестве коллекторов с реально присущими им значениями ФЕС.

“неколлекторов” характеризуются величинами Sво существенно ниже 100% и даже Данный подход, находящий фундаментальное обоснование на основе модели в ряде случаев менее 40%. То есть оставшуюся долю порового объема занимают в ЭПП, соответствует точке зрения отдельных специалистов о необходимости учёта пластовых условиях углеводороды и подвижная вода.

“неколлекторов” при геологическом моделировании (З.С. Алиев и Б.Е. Сомов, Более петрофизически обоснованный подход к выделению “неколлекторов” ос- А.А. Плотников, Р.Х. Муслимов, P.S. Ringrose). При этом достоверность 3D моделирования повышается, даже если ФЕС “неколлекторов” определены приближенно. Наиболее важные методологические изменения при отказе от понятия “неколлекторов” состоят в следующем.

Введение “неколлекторов” в методологии АПП приводит к занижению величины геологических запасов нефти и газа. В методологии ЭПП учитываются все геологические запасы нефти и газа в продуктивном пласте. Это имеет принципиальное значение, прежде всего, с точки зрения достоверности 3D гидродинамического моделирования.

Пропластки и области с нулевой проницаемостью на месте “неколлекторов” Открытая пористость, % искажают геологическое строение залежей в методологии АПП. Пласты искусстРис. 2. Сопоставление значений открытой пористости и остаточной водонасыщенности венно рассматриваются как изолированные, линзовидные. Рукотворно исключаются для совокупности керновых образцов 21 какие-либо течения через пропластки “неколлектора”. В методологии ЭПП эти по- проблема вычисления коэффициента проницаемости крупных ячеек в вертикальном роды характеризуются фактическими значениями эффективных ФЕС и др. пара- направлении. Теоретически его значение должно равняться нулю, что во многих метров. Роль “неколлекторов” при том или ином воздействии на продуктивный случаях не согласуется с данными эксплуатации скважин (образование конусов вопласт выявляется в процессе моделирования, а также в процессе разработки. ды, газа), не позволяет рассчитывать стандартными методами индекс продуктивноДалее эти тезисы раскрываются более подробно. сти горизонтальной скважины и т.д. Поэтому специалисты по моделированию не3D гидродинамическое моделирование. С точки зрения уравнений фильтрации, редко привлекают дополнительные, экспертные соображения для оценки вертипереход к базисной модели ЭПП соответствует изменению смысла задаваемых ис- кальной проницаемости, субъективно изменяя её как в большую, так и в меньшую ходных данных и замыкающих соотношений. При этом существующие алгоритмы и сторону.

программные комплексы для гидродинамического моделирования во многих прак- На основе модели ЭПП проблема upscaling’а низкопроницаемых пропластков тически значимых случаях остаются применимыми. В модели ЭПП: 1) в качестве (“неколлекторов”) разрешается за счёт наличия у каждой сеточной ячейки своих ненулевых значений ФЕС. Рекомендации применительно к ремасштабированию собазисных величин пористости и проницаемости выступают коэффициенты mэф и стоят в сохранении контрастных по проницаемости к основному массиву пород kэф, а другие свойства пористой среды (например, сжимаемость) также характерипропластков в виде отдельных сеточных слоев в укрупненной 3D модели. Низкозуются эффективными показателями, с учетом влияния остаточной воды; 2) значепроницаемые слои, даже при малых толщинах, контролируют процессы фильтрации ния коэффициентов водонасыщенности отсчитываются не от mо, а от mэф, и меняв вертикальном направлении. Высокопроницаемые в значительной степени опредеется способ нормировки функций ОФП по вертикали и горизонтали; 3) уделяется ляют эффекты неоднородности вытеснения по разрезу пласта. При невозможности особое внимание определению реальных свойств низкопроницаемых пород (“некол- явного сохранения некоторых тонких контрастных пропластков они рассматриваютлекторов”). ся на единой основе с остальными слоями, благодаря наличию в соответствующих Другие важные следствия модели ЭПП в 3D гидродинамическом моделировании ячейках отличных от нуля величин ФЕС. Для уточнения проницаемости вдоль вернаследуются из сопредельных дисциплин. 1) 3D модель пласта включает все поро- тикальной координаты по промысловым данным реализуются специализированные ды, пропластки с присущими им ФЕС. Реальная картина фильтрационных потоков технологии гидропрослушивания (глава 4).

заранее не искажается, а является результатом гидродинамических расчетов. 2) Методология ЭПП способствует повышению достоверности адаптации модеПовышению достоверности гидродинамического моделирования способствуют ак- лей к данным мониторинга за разработкой залежей по следующим причинам.

цент на усиленные исследования низкопроницаемых (“некондиционных”) коллекто Адекватное отражение в модели ненулевых свойств низкопроницаемых пород ров, а также перенос значительного объема лабораторных исследований ФЕС на (“неколлекторов”). Практический опыт многих специалистов в 3D компьютерном эксперименты в реальных условиях насыщения. 3) Более высокая достоверность моделировании показывает, что при сохранении искусственно создаваемых в метоисходных параметров связана с улучшениями в методологиях петрофизики и интердологии АПП непроницаемых барьеров “неколлекторов” не удается достичь приемпретации ГИС. А также с новыми технологиями ГДИС (глава 4), развитие которых лемого совпадения результатов расчётов с фактическими показателями.

является следствием модели ЭПП.

Н.А. Черемисин и др. (2003) убедительно это показали даже на примере сангопайВажные положительные следствия для процедур ремасштабирования ских глин. Для приближения к фактическим показателям на практике приходится (upscaling’а) 3D моделей также связаны с разрешением проблемы “неколлекторов”.

прибегать к нефизичным изменениям модели – введению фиктивных интервалов Известно, что существенная потеря в качестве описания фильтрационных течений перфорации скважин, потоков между не контактирующими ячейками (несоседние происходит при объединении ячеек “коллектора” и “неколлектора”, поэтому рекосоединения) и др. Пренебрежение запасом упругой энергии флюидов и пористой мендации многих исследователей состоят в максимальном сохранении выдержан- среды в “неколлекторах” заставляет завышать его в зонах “кондиционных коллектоных пропластков “неколлектора” в виде отдельных сеточных слоев укрупненной ров”. В модели же ЭПП для “неколлекторов” задаются фактические значения модели (М.М. Максимов, Л.С. Бриллиант и др., В.И. Дзюба и др.). В традиционной ФЕС, оцениваемые по результатам лабораторных и промысловых исследований, и методологии сохранение “неколлекторов” в явном виде в 3D гидродинамической производится их уточнение в процессе адаптации к промысловым данным.

модели заранее предопределяет разобщенность пласта по вертикали. Наоборот, если В практике адаптации 3D гидродинамических моделей к фактическим данным пропластки “неколлектора” “теряются” в объединенных слоях модели, то возникает эксплуатации скважин имеет место тенденция необоснованной коррекции функций 23 ОФП для компенсации неадекватного отражения в модели особенностей геологиче- пасы.

ского строения залежей. Основным регламентированным методом подсчёта запасов является объёмный Методология ЭПП обеспечивает естественные регуляризирующие условия при метод. Соответствующая традиционная методология, ключевые принципы которой изменении ОФП: 1) максимальная ордината ОФП для нефти по определению равня- отражены в “Методических рекомендациях…” 2003 г. (В.И. Петерсилье, ется единице; 2) левая граничная точка ОФП для воды равняется нулю; 3) правая В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко и др.), базируется на модели АПП. Здесь учёту подлеграничная абсцисса двухфазной области ОФП соответствует коэффициенту вытес- жат только запасы нефти (газа, конденсата) в “коллекторах”, а “неколлекторам” нения. приписываются нулевые значения пористости, нефтегазонасыщенности.

Уточнение проницаемости по промысловым данным и ГДИС. Данные эксплуа- Как показано выше, методология ЭПП обосновывает наличие в “неколлекторах” тации скважин и ГДИС, особенно в период безводной добычи, являются наиболее определенных запасов углеводородов. Эти (забалансовые) запасы являются соинформативными для оценки проницаемости пласта. Соответствующие значения в ставной частью геологических запасов. То есть балансовые запасы получаются из зоне предельного насыщения отвечают средней (по работающей толщине) величине геологических за счёт исключения “неколлекторов” по граничным значениям ФЕС или др. критериям. Такое понимание балансовых запасов отличается от принятого в kэф. Массив же значений проницаемости в 3D модели, формируемый на основе настоящее время его экономического толкования и соответствует, например, опрекерновых данных и косвенных оценок по ГИС, в методологии АПП соответствует делению Ф.И. Котяхова.

неоднородному распределению kабс. Данное несоответствие приводит к проблеме Для иллюстрации значимости проблемы структуризации запасов приведём присовместного учета данных о проницаемости из указанных источников – в частности, мер Ромашкинского месторождения. На рис. 3 по данным Р.Х. Муслимова предкорректного разнесения осредненного значения проницаемости по ГДИС по разрезу ставлено геологическое строение характерного профильного разреза горизонта Дпласта. Предлагаемые в публикациях ряда авторов методы предполагают сохранеАбдрахмановской площади. Серым цветом на рис. 3(а) показаны области “коллекние характера статистического распределения проницаемости в 3D модели, но уточторов”, выделенные в соответствии с утверждёнными в 1960-х гг. граничными знанение его параметров для согласования со средним по разрезу значением kэф по чениями ФЕС (по проницаемости – не менее 10 мДарси). Незакрашенные зоны на данным ГДИС. Для модели АПП такое предположение не является справедливым рис. 3(а) соответствуют “некондиционным коллекторам” (“неколлекторам”).

из-за различной природы соответствующих проницаемостей. В методологии ЭПП На рис. 3(б) приведены результаты исследований последних лет по данным ноуказанное несоответствие исключается. То есть данные ГДИС и эксплуатации вых методов интерпретации ГИС. Наряду с ранее выделявшимися “кондиционными скважин по проницаемости могут на корректной основе использоваться в процессе коллекторами”, к проницаемым частично отнесены и некоторые вмещающие глинисоздания и адаптации 3D модели.

сто-алевролитовые породы (тёмные области на рис. 3(б)). В результате таких измеЗапасы нефти и газа. Запасы нефти и газа в нашей стране и за рубежом классинений прирост запасов нефти по оценке Р.Х. Муслимова составил для горизонтов фицируются, в основном, по признаку категорийности. То есть во внимание приниД1Д0 минимально около 15%, или более 700 млн. т.

мается степень изученности запасов, подготовленность к разработке, а также их Приведенный пример является характерным с точки зрения субъективности позначимость по экономическим критериям. Вместе с тем, в наиболее принципиальнятия балансовых запасов, особенно для давно разрабатываемых месторождений с ном плане, традиционно говорят о запасах двух типов: геологических и извлекаемых.

высокими граничными значениями ФЕС. Например, по проницаемости они составТакое деление будем называть структуризацией запасов. Необходимость учета боляют несколько миллидарси и более на месторождениях Татарии, Башкирии, Полее детальной структуризации запасов рассматривается в работах некоторых автоволжья, 10 мДарси – на ряде месторождений Западной Сибири, и т. д.

ров (А.Н. Дмитриевский, Ф.А. Гришин, М.Я. Зыкин и др.).

Наряду с проблемой “неколлекторов”, в методологии подсчёта запасов и 3D комРегламентирующими документами предусматривается, что для расчета извлепьютерного моделирования требует своего разрешения проблема флюидальных каемых запасов, проектирования разработки месторождений нефти и газа за основу контактов. Регламентированные подходы к обоснованию отметок ВНК (ГВК, ГНК) должны приниматься геологические запасы нефти (газа, конденсата) в соответствии базируются на данных опробования скважин или интерпретации ГИС, без учёта с их учётом в Государственном балансе страны. Однако анализ ситуации, с позиции серьёзных недостатков этих методов (конусообразование, негерметичность сквамодели ЭПП, показывает, что запасы на Госбалансе на сегодня не являются геоложин, низкая чувствительность методов ГИС в переходной зоне и др.).

гическими. Далее будем их различать по структурной сущности как балансовые заВо-первых, само понятие ВНК у различных авторов имеет разные определения 25 те запасов и 3D моделировании уровни ВНК или ГВК осреднённо принимаются горизонтальными или ступенчатыми. При работе с субъективными отметками ВНК (ГВК) наклонный характер поверхности ЗСВ маскируется влиянием неоднородности пласта в переходной зоне.

Таким образом, методология ЭПП выявляет необходимость разграничения геологических и балансовых запасов углеводородов. Разницу между которыми составляют забалансовые запасы, связанные как с проблемой “неколлекторов”, так и с пеа б реходными зонами, а также наклонными флюидальными контактами.

Рис. 3. Характерный геологический профиль с выделением коллекторов согласно Существующая методология подсчета запасов приводит к постановке на Госбаутвержденным (а) и уточненным (б) кондиционным значениям ланс не геологических, а балансовых запасов. С другой стороны, именно геологиче(отметка непромышленного притока нефти, уровень нулевой ОФП для нефти и др.) ские запасы обязаны присутствовать в 3D геологических и 3D гидродинамических и соответствует разным поверхностям ВНК. Во-вторых, такие поверхности могут моделях пластов и они должны быть основой для определения объективных коэфнепредсказуемо изменяться в межскважинном пространстве из-за неоднородности фициентов извлечения нефти (КИН), газа (КИГ), конденсата (КИК). Существующая пласта по ФЕС и капиллярным характеристикам. Однако на практике принимается методология приводит к их завышению из-за занижения реальных величин геологиупрощенная (кусочно-горизонтальная, редко наклонная) их конфигурация. Более ческих запасов по месторождениям.

того, согласно традиционной методологии, подсчёт запасов (балансовых) нефти и Переход на определение и утверждение реальных геологических запасов требует газа осуществляется вверх от рукотворного уровня ВНК (ГВК). Следовательно, не проведения значительного объема дополнительных исследовательских работ по огполностью учитываются геологические запасы нефти в переходной зоне. Опубликоромному числу месторождений. То есть он не может совершиться за короткое вреванные примеры показывают, что разница между реальными геологическими и бамя. В этот переходный переход требуется чёткое терминологическое разделение лансовыми запасами по указанной причине может достигать 20% (Ю.В. Ендалова, балансовых и геологических запасов и соответственно рассчитываемых значений И.С. Закиров и др.).

КИН, КИГ, КИК. То есть, по мнению автора, 3D моделирование и проектирование Объективной поверхностью флюидального контакта является поверхность нулеразработки необходимо выполнять на основе геологических запасов. А балансовые вого капиллярного давления между контактирующими фазами. В случае ВНК и ГВК запасы, как имеющуюся данность Госбаланса РФ, продолжать использовать для она соответствует зеркалу свободной воды (ЗСВ). В этом случае полностью учиоценки КИН, КИГ, КИК. Параллельный учёт недропользователями КИН, КИГ, КИК тываются геологические запасы нефти (газа) в переходной зоне. Кроме того, полоот геологических запасов будет стимулом для них (и государства) с точки зрения жение уровня ЗСВ в межскважинном пространстве не зависит от неоднородности усиления внимания к проблеме повышения нефте-, газо-, конденсатоотдачи продукпласта и в пределах единой залежи является горизонтальным (или наклонным при тивных пластов.

учёте фильтрационного потока пластовой воды).

Таким образом, по убеждению автора, традиционная классификация запасов по Обоснование уровня ЗСВ в скважинах достаточно надёжно осуществляется на степени их изученности должна дополняться структуризацией запасов. Предлагаеоснове поинтервальных замеров давления в открытом стволе с использованием пламая автором структуризация, наряду с геологическими, балансовыми и извлекаемыстоиспытателей (типа MDT) или по данным исследований изолированных кернов со ми, включает также восполняемые и техногенно изменяемые запасы запасы. Вклю100%-ным отбором, включая зоны нефте-, газо-, водонасыщения.

чение последних двух пунктов непосредственно не является следствием методолоНаряду с корректным учётом переходных зон, переход к подсчёту геологических гии ЭПП. Тем не менее, в последнее время всё больше публикаций и фактических запасов от ЗСВ приводит к возможности и необходимости контролируемого учёта данных указывают на необходимость выявления и учёта фактов восполнения запанегоризонтальности флюидальных контактов вследствие наличия естественного сов и техногенного переформирования залежей (Р.Х. Муслимов, Б.М. Валяев, фильтрационного потока воды той или иной интенсивности (В.П. Савченко, А.Н. Дмитриевский, В.П. Гаврилов, Н.П. Запивалов, О.Ю. Баталин и Н.Г. Вафина, М.К. Хабберт, И.А. Чарный, А.А. Плотников, С.Н. Закиров, А.И. Гутников и др.). В А.А. Баренбаум, С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, О.А. Лобанова, С.И. Райкевич и др.).

настоящее время практически отсутствуют документы по подсчету запасов нефти и Значимость корректного учёта реальных геологических запасов в 3D моделирогаза, а также на разработку месторождений, в которых проблема искривления ГВК и вании связана со следующим принципом:

ВНК анализируется на основе геологических и физических принципов. При подсчё27 ческом моделировании. С последующим подтверждением их роли и значимости Невозможно выполнить качественную адаптацию, создать достоверную 3D соответствующими промысловыми исследованиями и согласованием (адаптацией) с гидродинамическую модель залежи и осуществить долгосрочный прогноз показатефактическими данными разработки. Как главное следствие, потенциально становитлей разработки, если запасы 3D модели отличаются от реальных, находящихся в ся возможным обоснование новых эффективных технологий разработки залежей пласте.

нефти и газа с неоднородными коллекторами.

Этот достаточно очевидный принцип формулируется по следующей причине.

Вертикально-латеральное заводнение. Технология заводнения – наиболее расДействующими регламентирующими документами (РД) предписывается равенство пространенный в России и мире способ разработки нефтяных месторождений. Схевеличин запасов нефти (газа, конденсата) в 3D моделях числящимся на Госбалансе.

матично, с точки зрения направления вытеснения нефти водой, типизацию систем То есть расчётные показатели работы скважин в создаваемых 3D моделях соответзаводнения представляет рис. 4.

ствуют балансовым, а не геологическим запасам. Реальные же показатели их эксТрадиционные системы разработки на основе заводнения с использованием верплуатации несут в себе информацию о геологических запасах. Поэтому стремление тикальных добывающих и нагнетательных скважин можно назвать системами латевыполнить, казалось бы, справедливые требования РД приводит к необходимости рального заводнения. Вытеснение нефти водой протекает практически только вдоль задания искажённых значений ФЕС, конфигураций флюидальных контактов и др.

напластования, вследствие принципиальной роли “неколлекторов” в слоистом Таким образом, методология ЭПП дает основу для системного решения проблестроении продуктивного коллектора. Реализуемые системы разработки слоистомы геологических и балансовых запасов нефти, газа, конденсата. Включая их корнеоднородных пластов с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых ректный подсчёт, учёт в Госбалансе, 3D компьютерное моделирование, проектирогоризонтальных стволов (БГС), преимущественно в роли добывающих, при традивание разработки месторождений углеводородов.

ционном подходе также не изменяют латеральной направленности вытеснения.

Основной вывод по второй главе состоит в следующем. Переход к методологии ЭПП в научных дисциплинах, сопредельных теории и практике разработки место- Практика применения латерального заводнения показывает, что здесь имеют мерождений нефти и газа, позволяет восстановить системность их взаимосвязей на сто высокие водонефтяные факторы (ВНФ), низкие значения коэффициента охвата единой методологической основе. В результате устраняются некорректные подхопласта вытеснением ( Kохв ) и КИН из-за избирательного продвижения закачиваемой ды и результаты исследований, обеспечиваются условия для более углублённого и воды по высокопроницаемым пропласткам. Запасы нефти в менее проницаемых подостоверного изучения и моделирования продуктивных пластов. В конечном итоге родах вырабатываются слабо или не вовлекаются в дренирование (тем более, забаэто способствует обоснованию более достоверных технологических решений в облансовые запасы в “неколлекторах”). Технологии выравнивания профилей приёмиласти проектирования, анализа и регулирования разработки залежей углеводоростости и притока, изменения направления фильтрационных потоков обеспечивают дов.

улучшение показателей разработки, в основном, лучших в разрезе коллекторов.

Третья глава работы посвящена обоснованию новых технологий разработки Альтернативный метод – вертикальное заводнение, реализуется путём вытеснеместорождений нефти и газа на основе методологии ЭПП.

ния нефти водой в направлении снизу вверх. Например, при активизации естественВ традиционной методологии АПП введение “неколлекторов” с нулевыми ФЕС ного режима разработки массивных залежей нефти с активной подошвенной водой.

приводит к неучёту забалансовых запасов углеводородов. Залежи искусственно В таком варианте вертикальное заводнение реализовано на ряде грозненских и попредставляются расчленено-разъединёнными по вертикали, линзовидными. То есть волжских месторождений, месторождении Белый Тигр во Вьетнаме и некоторых др.

заранее исключаются любые фильтрационные процессы между соответствующими Для случая выражено слоисто-неоднородных коллекторов результаты лабораторных пропластками или линзами. Это предопределило применение традиционных техноэкспериментов показывают (С.Ф.Сайкин и др., КГУ, 1969), что Kохв (и КИН) кратно логий разработки залежей нефти и газа с присущими им проблемами и недостатками.

Технологии разработки на основе заводнения Согласно методологии ЭПП, все породы в объёме залежи, включая “неколлекторы”, необходимо учитывать с реально присущими им свойствами. Фактическая роль “неколлекторов” в вертикальных процессах массообмена, возможность вытеснения латерального вертикально- вертикального из них флюидов при тех или иных воздействиях на пласт, влияние соответствующе латерального го запаса упругой энергии должны выявляться и учитываться при 3D гидродинамиРис. 4. Типизация систем заводнения 29 возрастают при вытеснении нефти водой поперёк, а не вдоль напластования. Однако рис. 5 представлена рекомендуемая схема элемента разработки на основе вертипути реализации этой идеи на практике предложены только для определённых спе- кально-латерального заводнения (вид в плане и разрезе).

циальных ситуаций (А.А. Боксерман, М.Ю. Ахапкин и др.). 3. Ключевая характеристика залежи для организации вертикально-латерального В случае разнесения забоев добывающих и нагнетательных скважин как в плос- заводнения – степень сообщаемости пласта вдоль вертикальной координаты. Покости, так и в разрезе пласта реализуется вертикально-латеральное вытеснение. этому закладываемые в 3D модель значения вертикальной проницаемости проплаРанее подобные системы разработки предлагались для залежей с большим этажом стков требуют уточнения по результатам специализированных промысловых исслепродуктивности (С.Н. Закиров и др. – для Карачаганакского месторождения), зале- дований. Технологии 3D гидропрослушивания и вертикального гидропрослушиважей высоковязкой нефти (С.Н. Закиров, В.В. Булаев), для освоения запасов нефти от ния, рассматриваемые в главе 4, позволяют в пластовых условиях установить факт ВНК к кровле пласта (A.T. Turta et al.). гидродинамической сообщаемости пласта по разрезу и идентифицировать эквиваВ общем случае эффективная реализация идеи вертикально-латерального вытес- лентную величину проницаемости поперёк напластования.

нения опирается на использование добывающих и нагнетательных горизонтальных 4. Наряду с интегральными исследованиями в пластовых условиях, внимание акскважин (ГС) или боковых горизонтальных стволов (БГС). центируется на более детальном изучении всех пропластков в продуктивном разреВ имеющихся публикациях практически не рассматриваются следующие прин- зе. Для этого комплекс стандартных керновых исследований целесообразно дополципиальные вопросы: при каких геологических условиях может быть реализовано нять профилеметрическими лабораторными экспериментами на керновой колонке.

вертикально-латеральное заводнение, каковы этапы обоснования соответствующей Вертикально-латеральное заводнение может реализовываться на поздних стадисистемы разработки для конкретной залежи? Явно или неявно, такая система разра- ях разработки месторождений. В этом случае оно рассматривается как разновидботки рассматривалась только при условии хорошей гидродинамической связи по ность метода изменения направления фильтрационных потоков (М.Л. Сургучёв и вертикали и значительной толщины продуктивных отложений. Хотя недостатки др.) по отношению к предшествовавшему латеральному заводнению. Однако, изметрадиционного латерального заводнения в наибольшей мере проявляются для зале- нение направления фильтрационных течений осуществляется не в плоскости, а в жей пластового типа. Для таких залежей слоистая неоднородность обычно выраже- трёхмерном пространстве – одновременно вдоль и поперёк напластования. При на в наибольшей мере и характерно наличие в разрезе низкопроницаемых прослоев этом активизируется определённая часть забалансовых запасов нефти в пропластках “неколлектора”, в той или иной мере выдержанных по площади. “неколлекторов” (малопроницаемых прослоях).

Учёт в методологии ЭПП реальных свойств “неколлекторов” (малопроницае- Особенности проектирования систем разработки на основе вертикальномых прослоев) открывает возможность для более широкого рассмотрения техно- латерального заводнения рассматриваются в работе на примере залежи БВ31 Новологии вертикально-латерального заводнения за счёт допустимых фильтрационных годнего месторождения. На рис. 6 приводится карта нефтенасыщенных толщин и течений как вдоль, так и поперек напластования. Относительная роль процессов система размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с отмевытеснения в вертикальном и латеральном направлениях может быть различной, в ченными накопленными показателями их эксплуатации на момент вывода залежи в зависимости от геолого-физических условий конкретной залежи. консервацию.

Обосновываемые в работе принципы проектирования систем разработки на ос- Залежь БВ31 разрабатывалась с 1986 г. по трехрядной системе латерального занове вертикально-латерального вытеснения (заводнения) состоят в следующем. воднения, с уплотнением в центре до пятирядной. Консервация залежи произошла в 1. 3D геологическая и 3D гидродинамическая модели продуктивного пласта районе 2000 г. по причине высокой обводненности добываемой продукции (95-98%) строятся на основе методологии ЭПП. Все пропластки включаются в модели с при- и достижения низких дебитов скважин по нефти (около 1 т/сут). На момент консерсущими им свойствами и характеристиками. вации залежи КИН составил всего 15% при утвержденном значении 36,7%. С 2005 г.

2. В наиболее предпочтительном варианте технология вертикально-латерального проводились попытки вывода 10 из 126 простаивающих скважин в эксплуатационзаводнения должна основывается на горизонтальных добывающих и нагнетатель- ный фонд на основе различных известных технологий (ремонтно-изоляционных ных стволах (новых ГС или БГС), располагаемых соответственно вблизи кровли и работ, повторной перфорации, гидроразрыва пласта и др.). Однако были достигнуты подошвы пласта (или ЗСВ). При этом обеспечивается, во-первых, наибольшее раз- дебиты по нефти в среднем около 1-2 т/сут при обводненности продукции до 98 %.

несение их друг от друга по вертикали. Во-вторых, сопоставимая или большая про- В выполненной с участием автора в качестве ответственного исполнителя Техдуктивность (приёмистость) скважин по сравнению с латеральным заводнением. На нологической схеме ОПР Новогоднего месторождения (декабрь 2006 г.) на залежи 31 - тикально-латерального заводнения, а также возможность получения результата промыслового 3D гидропрослушивания в течение нескольких суток.

Выполненный на 3D модели прогноз добычи нефти на участке ОПР показал возможность получения высокого начального дебита нефти (более 200 т/сут) со сниже500 м 500 м 300 м 300 м нием в течение 3-х лет до 20 т/сут по причине довольно быстрого обводнения продукции, что в немалой мере предопределяется предысторией латерального заводнения. Дополнительная накопленная добыча нефти могла составить около 55 тыс. т за 3 года.

Также были выполнены расчёты для различных темпов расконсервации залежи БВ31 Новогоднего месторождения на основе технологии вертикально-латерального заводнения. В качестве дополнительной меры по замедлению обводнения скважин низкопронинизкопрониhн-нас hн-нас цаемый цаемый сопоставлены показатели эффективности вертикально-латерального заводнения при прослой прослой непрерывном режиме работы добывающих и нагнетательных скважин и при чередовании трехмесячных периодов добычи нефти с аналогичными периодами закачки воды. Расчёты показали, что дополнение вертикально-латерального заводнения цик~ 300 м ~ 300 м ~ 300 м лическим воздействием на пласт обеспечивает не только предпочтительные покаРис. 5. Схема вертикально-латерального Рис. 6. Карта эффективных затели добычи нефти и обводненности продукции в периоды работы добывающих заводнения на основе горизонтальных нефтенасыщенных толщин залежи БВстволов (размеры условные) Новогоднего месторождения скважин, но и более высокую конечную нефтеотдачу при заданном предельном знаБВ31 был запроектирован участок ОПР по апробации технологии вертикальночении обводненности продукции.

латерального заводнения (схема рис. 5). Программа опытно-промышленных работ В отношении практической реализации запроектированных решений на залежи включала:

БВ31 заслуживают внимания следующие моменты.

бурение пилотного ствола со 100-процентным отбором керна и последующими Выполнены исследования 36-метровой колонки керна, отобранного в пилотлабораторными исследованиями, а также проведение комплекса ГИС;

ном стволе со 100%-ным выносом при изолирующей технологии транспортировки бурение горизонтального добывающего ствола со вскрытием пласта вблизи керна. Профилеметрические исследования позволили сопоставить результаты инкровли;

терпретации ГИС и керновых исследований. Отмечается низкая разрешающая спо бурение горизонтального нагнетательного ствола вблизи подошвы пласта из собность методов ГИС, которая не позволяет учесть все контрастные по свойствам соседней простаивающей скважины;

пропластки в разрезе пласта. То есть высока значимость проведения профилеметри реализацию 3D гидропрослушивания путём закачки воды в нагнетательный ческих фильтрационных и петрофизических исследований на керновой колонке для ствол и регистрации изменения давления в добывающем стволе;

адекватной оценки изменения свойств пласта по разрезу.

опытно-промышленную эксплуатацию скважин по технологии вертикально На участке ОПР проведены ГДИС по технологии 3D гидропрослушивания. Солатерального заводнения.

ответствующие результаты рассматриваются в четвёртой главе работы. Основной В условиях ограниченной исходной информации прогнозные расчёты выполневывод состоит в установлении по фактическим данным наличия удовлетворительны на основе ранее построенной 3D секторной геологической модели залежи. Соной гидродинамической сообщаемости пласта по разрезу, несмотря на наличие выгласно методологии ЭПП, ячейки “неколлектора” преобразованы в активные ячейки держанных пропластков “неколлектора” по данным керновых исследований и ГИС.

путем отказа от граничного значения по пористости и экстраполяции имевшихся Фактические данные ОПР по вертикально-латеральному заводнению оказапетрофизических зависимостей для ФЕС, параметров ОФП и капиллярного давлелись неоднозначными. Дебит по нефти добывающей горизонтальной скважины досния. Осуществлена приемлемая адаптация зоны вблизи участка ОПР к данным тигал 15-17 т/сут, что значительно выше дебитов скважин, полученных при традипредшествующей эксплуатации окружающих скважин. Моделирование 3D гидроционной технологии расконсервации. Но прогнозные уровни добычи нефти не были прослушивания показало теоретическую пригодность участка для реализации верполучены.

33 Анализ причин таких результатов показал негативную роль следующих факто- способу на основе ГС или БГС. Выбор оптимального варианта реализации вертиров: 1) некорректность (ошибки в 15 м) структурных построений в вынужденно кально-латерального заводнения должен осуществляться на основе техникоиспользованной 3D геологической модели, что привело к попаданию участка ОПР в экономических расчётов для обеих разновидностей технологии. При возможной их локальную седловину, вместо купольной части; 2) неадекватность существовав- комбинации на разных участках залежи.

ших петрофизических зависимостей при интерпретации данных ГИС по насыще- Для целей альтернативного варианта вертикально-латерального заводнения рению пласта; 3) несвоевременное закрытие соседних скважин, вызвавшее снижение комендуется применение технологии вертикального гидропрослушивания, рассматриваемой в четвёртой главе.

пластового давления на 40-50 ат (1 ат 9,81104 Па), что привело к бурению гориВывод из консервации по схеме рис. 7 и использование ранее пробуренных верзонтальных участков стволов при высоких репрессиях на пласт.

тикальных скважин в рамках альтернативной схемы вертикально-латерального Таким образом, имели место существенные недостатки в реализации ОПР по заводнения вошли для залежи БВ31 в проектные решения “Авторского надзора за вертикально-латеральному заводнению на залежи БВ31. Они не позволили устанореализацией “Технологической схемы ОПР Новогоднего месторождения” (протокол вить истинный потенциал технологии как метода повышения нефтеотдачи местороЦКР Роснедра №4209 от 27.12.2007 г.).

ждений на поздней стадии. То есть практические аспекты реализации и оценки эфПри реализации заводнения нефтяных залежей, в том числе вертикальнофективности вертикально-латерального заводнения требуют более тщательных латерального заводнения, актуальным является исследование целесообразного мопредпроектных исследований. Тем не менее, применительно к залежи БВ31 важнымента начала закачки воды в нагнетательные скважины. Как в отечественной, ми являются полученный опыт и результаты проектных и исследовательских ратак и в зарубежной практике разработку залежей начинают на естественных режибот.

мах, а закачку воды осуществляют с задержкой во времени. Тем самым откладываАльтернативный вариант вертикально-латерального заводнения целесообются дополнительные капиталовложения на организацию процесса поддержания разен для залежей нефти, сложившаяся система заводнения которых базируется на пластового давления (ППД) на более поздний период. Предполагается, что при тавертикальных скважинах. Он основывается на (рис. 7): 1) цементировании под давком подходе, благодаря ускоренным темпам ввода добывающих скважин, по крайлением забоя выше кровли продуктивного пласта; 2) разбуривании созданного ценей мере, накопленная добыча нефти за первые годы будет наибольшей. Оба эти ментного стакана на глубину не более 1/2 интервала продуктивного пласта в добыфактора положительно сказываются на экономических показателях проекта, рассчивающих и до подошвы в нагнетательных скважинах (c зумпфом); 3) проведении потываемых с учётом дисконтирования. В отдельных публикациях (В.Д. Лысенко) вторной перфорация в верхнем интервале (не более 1/2) продуктивного пласта в обосновывается целесообразность для низкопроницаемых залежей начинать закачку добывающих и в нижней 1/3 пласта в нагнетательных скважинах.

воды одновременно с добычей нефти в каждом элементе разработки.

Такой способ обеспечивает определенное разнесение по вертикали интервалов В настоящее время активно вводятся в разработку залежи с низкопроницаемыми перфорации добывающих и нагнетательных скважин без проведения затратных коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей, например, в ачимовработ по сооружению новых ГС или БГС и с наибольшим использованием простаиских и юрских отложениях месторождений Западной Сибири. В работе на основе вающего фонда скважин. Однако он уступает по потенциальной эффективности гидродинамических расчётов на неоднородной 3D секторной модели с типичными насос насос для восточной залежи пласта Ю11 Новогоднего месторождения характеристиками обоснована целесообразность осуществления опережающего заводнения. Его НКТ НКТ цель состоит в компенсации негативного фактора медленной передачи воздействия НКТ НКТ от нагнетательных к добывающим скважинам, приводящего к снижению пластового 16 м 16 м 14 м 14 м вторичная вторичная вторичная вторичная давления и активным процессам разгазирования нефти.

перфорация перфорация перфорация перфорация 8 м 8 м Расчёты проведены применительно к элементу разработки на основе горизон5 м 5 м цеметный цеметный тальных добывающей и нагнетательной скважин. Они показали, что упреждающая стакан стакан закачка воды до начала добычи нефти (для рассмотренных условий – на 1-3 месяца) добывающая скважина нагнетательная скважина позволяет существенно повысить начальный дебит по нефти и многократно снизить Рис. 7. Схема вертикально-латерального заводнения объемы добычи попутного газа в начальный период разработки. Более того, несмотна основе вертикальных скважин (размеры условные) 35 ря на задержку начала добычи нефти, за счет предпочтительной динамики уже к других авторов на основе методологии ЭПП. Они относятся к повышению эффекконцу первого года возможно превышение накопленной добычи нефти по сравнению тивности разработки линзовидных коллекторов (С.Н. Закиров, А.А. Контарёв), а с одновременным вводом добывающей и нагнетательной скважин. То есть опере- также к приложениям разновидностей метода вертикально-латерального заводнения жающее заводнение оказывается и экономически целесообразным. для ряда объектов Самотлорского месторождения и для залежей нефти с наличием в Применительно к газоконденсатным залежам в работе обоснована технология продуктивном разрезе суперколлекторов (например, для пластов ЮК10-11 Талинской вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных площади Красноленинского месторождения).

скважин. Известно, что разработку газоконденсатных залежей при высоком содер- Таким образом, изучение и учёт при 3D компьютерном моделировании в рамках жании конденсата в пластовом газе (от 150-200 г/м3) целесообразно осуществлять с методологии ЭПП реальных свойств малопроницаемых коллекторов (“неколлекторов”) открывает возможности для обоснования более эффективных технологий и поддержанием пластового давления на основе закачки сухого газа. Однако в случае проектирования соответствующих систем разработки залежей нефти и газа.

выраженной слоистой неоднородности пласта эффективность такого воздействия Сказанное проиллюстрировано на ряде новых авторских технологий разработки, оказывается невысокой из-за раннего прорыва сухого газа в добывающие скважины.

нашедших отражение в утвержденных ЦКР Роснедра проектных документах.

Кроме того, при наличии подошвенной воды забои добывающих и нагнетательных Четвёртая глава работы посвящена обоснованию новых методов ГДИС и алгоскважин размещают на удалении до нескольких десятков метров от ГВК (ЗСВ) для ритмов интерпретации результатов исследований.

снижения эффектов конусообразования. В результате соответствующий объём плаХарактерной особенностью ГДИС является получение информации о свойствах ста оказывается не охваченным воздействием.

продуктивного пласта в реальных условиях фильтрации флюидов. Современная меВ работе предложена следующая технология, развивающая идею вертикальнотодология ГДИС активно развивается, начиная с работ М. Маскета, В.Н. Щелкачёва, латерального вытеснения применительно к сайклинг-процессу. Она базируется на И.А. Чарного, Миллера, Дайеса и Хатчинсона, Хорнера и др. Последующему развисооружении горизонтальных добывающих стволов вблизи кровли пласта, а горизонтию методов ГДИС посвящены исследования многих отечественных и зарубежных тальных нагнетательных стволов – вблизи отметки ГВК (ЗСВ). При таком механизучёных. Соответствующие результаты отражены в монографиях и публикациях ме вытеснения жирного пластового газа сухим возрастает коэффициент охвата М.Т. Абасова, С.Н. Бузинова и И.Д. Умрихина, В.Н. Николаевского, К.С. Басниева, слоисто-неоднородных пластов, активизируются запасы жирного газа вблизи ГВК, а А.Т. Горбунова, Л.Г. Кульпина и Ю.А. Мясникова, Г.А. Зотова и С.М. Тверковкина, также обеспечивается создание барьера повышенного давления в районе ГВК для А.И. Гриценко, З.С. Алиева и О.М. Ермилова, Р.Г. Шагиева, М.Х. Хайруллина, замедления явлений конусообразования. По завершении периода эффективной заА.И. Ипатова и М.И. Кременецкого, В.А. Иктисанова, Р. Эрлангера мл., R. Horne, качки сухого газа нагнетательные скважины переводятся в режим добывающих и M. Kamal et al. и мн. др. авторов.

способствуют сокращению поступления подошвенной воды в газоконденсатную Практически все существующие подходы к интерпретации данных ГДИС осночасть пласта. По завершении периода их рентабельной эксплуатации осуществляетваны на однофазных моделях фильтрации или сводятся к ним. Поэтому ключевыми ся их реперфорация или забуривание БГС в верхней части пласта.

параметрами, определяемыми по результатам ГДИС, являются коэффициенты проВыполненные (в сотрудничестве с И.В. Рощиной) сопоставительные газогидроницаемости и пьезопроводности пласта, скин-фактор, пластовое давление, геометдинамические расчёты на слоисто-неоднородных 3D секторных моделях в трёхфазрические параметры зоны дренирования. В то же время, практически отсутствуют ной постановке показали следующее. По сравнению с традиционным (латеральным) методы определения характеристик многофазного течения, в частности, кривых сайклинг-процессом предлагаемый способ может обеспечить кратное увеличение ОФП для нефти и воды.

продолжительности закачки газа до его прорыва в добывающие скважины, а также Другой спектр актуальных вопросов в методологии ГДИС связан с установленипериода безводной добычи газа, и существенное (до 40%) увеличение КИК за период ем наличия и количественной оценкой сообщаемости пласта в вертикальном насайклинг-процесса. Конечный КИК также оказывается предпочтительным.

правлении. Развиваемые в настоящей работе подходы отвечают современным поДанная технология сайклинг-процесса была рекомендована для одного из газотребностям 3D компьютерного моделирования и новых технологий разработки меконденсатных месторождений Узбекистана, подготавливаемого к разработке отесторождений, рассмотренных в главе 3.

чественной компанией на условиях СРП.

Технология двухфазных ГДИС в нефтяных пластах. Одной из главных целей Наряду с обосновываемыми в работе технологиями разработки залежей, в третьпредлагаемой технологии исследования скважин является идентификация функций ей главе даётся также краткий обзор результатов соответствующих исследований 37 ОФП для нефти и воды. Для этого в окрестности скважины (с проектным статусом ниям давления и водонасыщенности, граничные условия на внешнем (условном) нагнетательной) осуществляется создание в продуктивном пласте последовательно контуре соответствуют, например, непротеканию воды и нефти. Граничное условие разнонаправленных двухфазных фильтрационных течений. Схематично эту идею на стенке скважины записывается по-разному в зависимости от этапа исследования иллюстрирует рис. 8. Исследование включает как традиционные этапы работы скважины – как условие заданного (возможно, переменного или нулевого) дебита по скважины с отбором пластового флюида и остановки на снятие кривой восстановле- нефти, или жидкости, или расхода воды при закачке, выраженных через градиент ния давления (КВД), так и два новых этапа – закачки в пласт воды и последующего давления на стенке скважины.

отбора закачанной воды с нефтью в изменяющихся во времени пропорциях. Допус- Для решения прямой задачи применяется полностью неявная консервативная котимы различные способы эксплуатации скважины на этапах исследования и пере- нечно-разностная численная схема. Шаг сетки по радиальной координате неравноменные параметры её работы (дебиты, расходы), а между этапами – перерывы на мерный, с логарифмическим возрастанием. Возникающая на каждом временном проведение необходимых технологических операций по смене оборудования. слое система нелинейных разностных уравнений решается метод Ньютона-Рафсона.

Таким образом, традиционные однофазные исследования дополняются сущест- Обратная задача – задача идентификации параметров пласта и кривых ОФП венно двухфазными разнонаправленными течениями флюидов в продуктивном пла- по данным исследования скважины, решается в оптимизационной постановке. Мисте. В то же время, возникает необходимость достаточно непрерывного и достовер- нимизируется следующий функционал (критерий) качества:

N ного замера во времени забойного давления, дебитов нефти и воды, расходов воды и j j j j j j J (u) (u) Sф)2 CQ (Qр(u) Qф)2 , (6) Cp( pр (u) pф)2 +CS (S р выполнение хотя бы нескольких определений коэффициента водонасыщенности jпласта в ближайшей окрестности скважины на разные моменты исследования метогде N – количество замеров во времени; t – моменты проведения замеров на скваj дами промысловой геофизики (ПГИ). Например, методом импульсного нейтронj j j нейтронного каротажа (ИННК) с закачкой оторочек солевых растворов.

жине, p, S, Q – соответствующие значения давления в нефтяной фазе, водонаАлгоритм решения прямой и обратной задачи для интерпретации результатов сыщенности вблизи забоя скважины и дебита по нефти (на четвертом этапе исслеисследования по предлагаемой технологии основывается на: 1) численных методах дования); индексы р и ф означают – расчетные и фактические; Cp, CS, CQ – произанализа; 2) формулировке задачи идентификации параметров в оптимизационной ведения нормирующих и весовых коэффициентов, связанных с точностью опредепостановке; 3) привлечении современных методов теории оптимального управления ления и относительной важностью того или иного показателя.

для идентификации искомых параметров. В качестве идентифицируемых параметОбратная задача решается на основе итерационной процедуры минимизации ров рассматриваются коэффициенты пористости и проницаемости, скин-фактор, а критерия (6) при ограничениях на диапазон изменения идентифицируемых параметтакже параметры функциональных зависимостей ОФП для нефти и воды от их ров. Поиск минимума осуществляется эффективными градиентными методами, танасыщенностей (включая пороговые насыщенности фаз).

кими как метод сопряженных градиентов или квазиньютоновские методы. При выПрямая задача (задача прогнозирова- Традиционный подход числении производных функционала по управляющим параметрам используются ния процесса исследования) формулирусовременные методы теории оптимального управления. Для этого на каждой итерается на основе системы нелинейных дифции алгоритма идентификации определяются решения трех краевых задач одинакоференциальных уравнений совместной Нефть вой размерности – нелинейной прямой задачи, а также линейных сопряженной заданеустановившейся фильтрации нефти и чи (для вычисления производных) и задачи для вариаций (для определения шага воды применительно к осесимметричному Предлагаемый подход смещения вдоль направления поиска).

течению (аналог уравнений (4–5) для Эффективность предлагаемого способа исследования скважин и алгоритма инплоскорадиального случая). Влияние Вода+Нефть терпретации результатов исследований изучены на основе математических экспескин-фактора учитывается путем приняВода риментов. Результаты успешной идентификации кривых ОФП (совместно с другим тия различных значений коэффициента искомыми параметрами) для одного из тестовых расчётов приведены на рис. 9. В проницаемости для скин-зоны и внешней Рис. 8. Схематизация традиционного и качестве “фактических” промысловых измерений забойного давления, водонасы(удаленной) зон пласта. Начальные услопредлагаемого подходов к исследованию щенности и дебита по нефти использованы результаты решения прямой задачи с за- вия соответствуют заданным распределе- нефтяных скважин 39 данными параметрами гипотетического лось с 0,4 до 0,123, при одновременном уточнении граничных насыщенностей фаз фактические 1 до идентификации пласта. Рис. 9 также отражает невоз- по данным ГИС и ИННК.

после идентификации можность нормирования оцениваемых Контроль достоверности результатов идентификации по данным более позднего 0.8 0.по данным ГДИС кривых ОФП кор- ГДИС данной скважины в режиме закачки воды показал хорошее согласие по параректным для модели АПП образом (по метру фазовой проницаемости воды при остаточной нефтенасыщенности. Вместе с 0.6 0.тем, сопоставление полученных ОФП с результатами керновых исследований подkабс, а не по kэф ), вследствие “абсттвердило значительное влияние масштабного фактора и различных условий 0.4 0.рактности” параметра kабс для пластофильтрации в промысловых и лабораторных условиях на параметры совместного вых условий.

0.2 0.2 течения нефти и воды.

Ранее мы данный класс задач расДвухфазные ГДИС в карбонатных коллекторах. Дальнейшее обобщение рассматривали в рамках модели АПП. По0 смотренной технологии ГДИС связано с созданием в окрестности скважины двухследующий переход к модели ЭПП под- 0 0.2 0.4 0.6 0.8 фазных разнонаправленных фильтрационных течений применительно к исследоваВодонасыщенность твердил преимущество новой модели. А Рис. 9. Относительные фазовые нию скважин в сложнопостроенных карбонатных отложениях.

именно, имеет место сокращение числа проницаемости для нефти и воды Обоснование эффективных методов разработки карбонатного коллектора сущеидентифицируемых параметров на две единицы, при сохранении количества полуственно зависит от особенностей его строения. В случае преимущественно поровых чаемой физически содержательной информации. Известно, что это способствует или чисто трещинных (трещинно-кавернозных) коллекторов, размещение основных регуляризации решения обратной задачи за счёт уменьшения возможных смещений запасов нефти совпадает с путями фильтрации флюидов в пласте. В случае трещиноценок идентифицируемых параметров.

но-поровых коллекторов низкопроницаемая матрица практически не участвует в В целом математическое тестирование предлагаемого метода ГДИС и алгоритма продвижении нефти к добывающим скважинам, но осуществляет подпитку системы интерпретации результатов показало возможность успешной идентификации всех трещин содержащимися в ней, часто основными, запасами нефти. В случае проявискомых параметров, как в идеальных условиях, так и в условиях погрешностей ления у матрицы гидрофильных свойств или гетерогенной смачиваемости, эффекпромысловых замеров при применении современного измерительного оборудовативное извлечение нефти из таких коллекторов возможно на основе процессов кания. При этом важное значение имеет процедура предварительного планирования пиллярной пропитки. Традиционные однофазные ГДИС, а также мелкомасштабные ГДИС на основе численных экспериментов.

исследования керна, не позволяют идентифицировать проявление данного механизГДИС по предложенной технологии проведены на скв. 97 Спорышевского мема в пластовых условиях.

сторождения, с закачкой в пласт солевого раствора. Это позволило для контроля Результаты математических экспериментов на основе двухфазной гидродинамиизменения водонасыщенности и оценки остаточной нефтенасыщенности использоческой модели двойной среды (Г.И. Баренблатт, Ю.П. Желтов, И.Н. Кочина, обобвать геофизические измерения по методу ИННК. Отбор пластового флюида осущещение H. Kazemi et al.) позволили обосновать характерные признаки различных тиствлялся методом свабирования и с использованием струйного насоса, с несколькипов карбонатных коллекторов по динамикам измеряемых показателей при реализами циклами снятия КВД до и после закачки солевого раствора в пласт.

ции предлагаемой технологии ГДИС. В качестве примера на рис. 10 приводится Неоднородность пласта по разрезу и несовершенство скважины по степени его наиболее информативная зависимость от времени накопленного отбора воды на повскрытия обусловили проведение интерпретации результатов с использованием моследнем этапе исследования (добычи пластовых флюидов). В отличие от порового и дифицированного алгоритма решения обратной задачи – в двумерной (r-z) постачисто трещинного коллекторов, трещинно-поровый коллектор за счёт процессов новке (совместно с Д.П. Аникеевым). Недостаточные количество (всего несколько капиллярной пропитки пористых блоков матрицы характеризуется ограниченным измерений) и точность измерений обводненности продукции скважины в процессе объёмом обратно поступающей воды, ранее закачанной в скважину. Отношение исследования не позволили осуществить идентификацию всех параметров функций накопленного объема добытой воды к общему объему закачанной воды довольно ОФП. Поэтому, совместно с фильтрационными характеристиками пласта, уточнябыстро стабилизируется на определённом уровне (при выраженной гидрофильности лось только соотношение максимальных значений ОФП для нефти и воды. По сравматрицы – на уровне первых десятков процентов).

нению с априорной оценкой, его значение по результатам идентификации измениВ случае трещинно-порового коллектора важнейшими исходными данными для 41 по воде по нефти Относительная фазовая проницаемость Относительная фазовая проницаемость 1 1 моделирования и проектировании раз- 0.Фактическая кривая трещ.-пор. коллектор Начальное приближение работки являются параметры, опредечисто трещ. коллектор После идентификации Фактическая кривая 0.8 0.8 чисто пор. коллектор ляющие процессы обмена флюидами Начальное приближение 0.После идентификации между двумя системами пустотности.

0.6 0.6 Кроме того, требуются достоверные данные о фильтрационно-емкостных 0.0.4 0.4 характеристиках как системы трещин и каверн, так и пористых блоков. Для 0.2 0.2 0.таких пластов информативность керновых исследований применительно к 0 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.2 0.4 0.6 0.8 пластовым условиям является ограни0 Коэффициент водонасыщенности Коэффициент водонасыщенности ченной вследствие значительного Рис. 12. Результаты идентификации 240 280 320 360 400 440 4Рис. 11. Результаты идентификации Время, ч кривой капиллярного давления для влияния масштабного фактора. А тра- кривых ОФП для основной фильтрующей Рис. 10. Зависимости от времени пористой матрицы системы диционные методы ГДИС базируются накопленного отбора воды на однофазных течениях. вания позволяют определять коэффициенты, учитывающие крупномасштабную на этапе добычи пластовых флюидов Для идентификации параметров двухфазных течений в трещинно-поровых кол- площадную анизотропию проницаемости продуктивного пласта или её площадную лекторах применима разновидность рассмотренной выше технологии ГДИС. Алго- неоднородность.

ритм идентификации параметров (решения обратной задачи) в этом случае видоиз- Оценка проницаемости пласта в вертикальном направлении (поперёк напластоменяется следующим образом. Прямая задача базируется на уравнениях двухфазной вания) kz возможна на основе развиваемых методов 3D гидропрослушивания и верфильтрации в соответствии с моделью двойной среды, с учётом пространственной тикального гидропрослушивания.

фильтрации только в системе трещин. Переток флюида между средами в данном Затруднительность определения параметра kz на масштабе пласта по данным подходе рассчитывается пропорционально соответствующему перепаду давления в керновых исследований или традиционных ГДИС приводит на практике к принятию данной фазе. То есть учитывается различие капиллярного давления в пористой матего значений на экспертном уровне (нередко – как 0,1 от kx или ky ), а основой для рице и системе трещин.

их уточнения являются, часто неоднозначные, результаты адаптации 3D модели к Обратная задача также решается в оптимизационной постановке на основе истории разработки залежи. Мотивирующим фактором для обоснования методов 3D критерия качества (6), с использованием методов теории оптимального управлеи вертикального гидропрослушивания также является необходимость оценки степения. В качестве идентифицируемых параметров рассматриваются проницаемость ни сообщаемости продуктивного разреза в вертикальном направлении для проектисистемы трещин, скин-фактор, значения пористости для двух сред, удельная порования разработки залежей по технологиям главы 3.

верхность пористых блоков, а также параметры функций ОФП для системы трещин 3D гидропрослушивание на основе горизонтальных скважин. Предложенная в и капиллярного давления для пористой матрицы. Пример идентификации параметработах О.В. Брадулиной, Э.С. Закирова и др. технология 3D гидропрослушивания ров для одного из математических экспериментов представлен на рис. 11 и 12.

базируется на применении вертикальных скважин в качестве возбуждающей и реаВертикальное и 3D гидропрослушивание продуктивных пластов. Достоинстгирующих, с различными положениями интервалов вскрытия пласта по азимутальвом методов гидропрослушивания является возможность оценки параметров пласта ным направлениям и по разрезу. Такая технология наиболее применима в залежах со в межскважинном пространстве. С точки зрения геометрии исследуемых фильтразначительной продуктивной толщиной.

ционных потоков, среди традиционно применяемых методов можно выделить 1D Применительно к разработке залежей на основе технологии вертикальногидропрослушивание (традиционное исследование с использованием одной возбужлатерального заводнения с использованием горизонтальных скважин (глава 3) обосдающей и одной реагирующей скважин и определением свойств пласта вдоль соотнована другая разновидность метода 3D гидропрослушивания. В качестве возбужветствующего направления) и 2D гидропрослушивание (несколько реагирующих дающего и реагирующего используются горизонтальные стволы, пробуренные у скважин по разным азимутальным направлениям от возбуждающей). Такие исследо- 43 ОФП по воде ОФП по нефти Капиллярное давление, ат Накопленный объем отобранной воды в долях общего объема закачанной воды кровли и подошвы пласта (рис. 5). Возбуждение создаётся путём закачки воды или отбора жидкости в один из стволов, другой ствол используется в качестве реагирующего. Основной задачей такого исследования является установление качественной и количественной характеристик сообщаемости пласта в направлении поперёк напластования.

Промысловое исследование по 3D гидропрослушиванию на основе горизонтальб а ных скважин проведено на участке ОПР пласта БВ31 Новогоднего месторождения.

P P В качестве возбуждающего использован нагнетательный горизонтальный ствол Рис. 14. Схема вертикального гидропрослушивания ближе к подошве пласта, в качестве реагирующего – добывающий горизонтальный в случае необсаженного (а) и обсаженного (б) забоя ствол у кровли пласта. Проведение исследования сопровождалось рядом осложделённых пакером, или двух пакеров в случае открытого ствола. Возмущение созданяющих факторов (высокая обводненность участка, влияние остановки соседних ется, например, отбором или закачкой флюида по затрубью в верхнем интервале, а скважин, технические проблемы при работе автономных манометров). Тем не мереагирующий манометр спускается на уровень нижнего интервала по НКТ (рис. 14).

нее, в добывающей (простаивающей) скважине однозначно проявилась реакция на Математические эксперименты на моделях слоисто-неоднородных пластов выявили работу нагнетательной скважины. Для интерпретации результатов гидропрослушиинформативность замеряемых динамик давления при таком исследовании не только вания применена 3D двухфазная (нефть-вода), слоисто-неоднородная секторная к интегральным значениям латеральной и вертикальной проницаемости пласта, но и гидродинамическая модель, с учётом данных ГИС по неоднородности ФЕС и нефк особенностям распределения проницаемости пропластков по разрезу.

тенасыщенности в разрезе и фактических траекторий горизонтальных стволов.

Таким образом, предлагаемые в четвёртой главе методы ГДИС и алгоритмы Идентификации подлежали множители на значения проницаемости вдоль и поперёк интерпретации получаемых данных направлены на определение в пластовых услонапластования. Полученная оценка для интегрального коэффициента вертикальной виях характеристик двухфазного течения в терригенных и карбонатных пластах, а анизотропии проницаемости kx / kz составила 8,1 (рис. 13).

также вертикальной проницаемости продуктивного разреза. Применение модели Вертикальное гидропрослушивание проводится с использованием единственной ЭПП позволяет повысить достоверность интерпретации за счёт снижения разскважины в роли возбуждающей и реагирующей. Развитие данного метода ГДИС мерности обратных задач. Методология ЭПП также выступила в роли мотивипредопределилось альтернативным вариантом вертикально-латерального заводне- рующего фактора для обоснования и реализации новых технологий гидропрослуши1вания. Развитые подходы призваны повысить достоверность создаваемых 3D гидния на основе вертикальных добываюродинамических моделей пластов. Они обеспечивают также информационную осщих и нагнетательных скважин (рис. 7). Нашедшая применение разно- 190 нову для обоснованных в главе 3 технологий разработки.

Заключение. Современная теория и практика разработки месторождений привидность данного метода на основе родных углеводородов неотъемлемо связана с исследованиями в сопредельных нефпластоиспытателей (типа MDT) харак1тегазовых научных дисциплинах. Степень их системной взаимосвязи наиболее явно теризуется ограниченным по вертикали проявилась в связи с повсеместным распространением методов 3D компьютерного воздействием на пласт и локальным 1моделирования.

характером исследуемой зоны.

Исторически, начиная с модели многофазной фильтрации Маскета-Мереса, меРассматриваемая в работе техноло1тодология исследований в различных направлениях нефтегазовой науки развивагия вертикального гидропрослушивалась, исходя из потребностей традиционного подхода к описанию порового прония основана на создании двух изоли1странства и протекающих в нём процессов. В основу этого подхода – модели АПП, рованных интервалов контакта сква1600 1800 20положены базисные коэффициенты открытой пористости и абсолютной проницаежины с пластом – у кровли и подошвы Время после остановки скв. 561, час мости. Которые являются неинформативными (абстрактными) параметрами, не сопласта, на основе двух интервалов Рис. 13. Расчетная и фактическая динамики изменения давления в ответствующими фактическим условиям залегания и движения нефти и газа в приперфорации в обсаженном стволе, раз- реагирующей скважине родных пластах. Переход к реально проявляющимся в промысловых условиях ха45 Заб. давление в скв. 561Г, ат рактеристикам нефтегазовых коллекторов в модели АПП осуществляется опосредо- Последний из перечисленных факторов приводит во многих случаях к изменеванно, на основе корреляционных зависимостей и замыкающих соотношений. нию представлений о геологическом строении продуктивных пластов. Это позволиПредлагаемый в работе подход основывается на рассмотрении, в качестве базис- ло автору (и другим исследователям) обосновать ряд более эффективных технолоных параметров пористой среды, коэффициентов эффективной пористости и эффек- гий разработки залежей нефти и газа, а также сформулировать принципы проектитивной проницаемости – проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасы- рования соответствующих систем разработки.

щенности. Целесообразность, предопределённость такого подхода – модели ЭПП, Обоснованные в работе новые технологии гидродинамического исследования заключается в соответствии её базисных параметров реальным характеристикам скважин и методы интерпретации получаемых данных расширяют круг определяеколлектора по отношению к содержащимся в нём нефти, газу, свободной воде. мых в промысловых условиях параметров и зависимостей в связи с современными Принятие эффективных параметров пористой среды в качестве базисных коэф- потребностями 3D компьютерного моделирования, анализа и регулирования разрафициентов в соответствующих дифференциальных уравнениях 3D многофазной ботки в многомерной, многофазной постановке. В частности, новые методы ГДИС фильтрации приводит к изменению методологии проведения исследований в физике востребованы для целей проектирования систем разработки на основе обоснованпласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и газа, теории ных в работе технологий.

фильтрации, 3D геологическом и гидродинамическом моделировании, проектирова- Таким образом, автор надеется, что предложенные в работе подходы и полученнии и анализе разработки, методах ГДИС и т. д. То есть, методологии проведения ные результаты будут способствовать, в конечном итоге, повышению эффективноисследований в нефтегазовых научных дисциплинах приводятся к единой основе. сти разработки отечественных месторождений нефти и газа.

Благодаря этому устраняются выявленные практикой 3D моделирования проблемы ЛИЧНЫЙ ВКЛАД СОИСКАТЕЛЯ взаимодействия отдельных научных направлений, приводившие затем к некорректБезусловны заслуги традиционной методологии исследований в разработке меным результатам на уровне многочисленных проектных документов на разработку сторождений нефти и газа, создававшейся и развивавшейся в течение многих десяместорождений нефти и газа.

тилетий тысячами отечественных и зарубежных ученых.

В частности, исследования в рамках методологии ЭПП обеспечивают:

Необходимость выделить личный вклад диссертанта, вопреки традиции, застави получение более достоверных петрофизических зависимостей, результатов инла научного консультанта постараться объективно оценить роль автора диссертации терпретации данных ГИС и ГДИС, а также более адекватных реальным пластовым в трудоемких, многогранных исследованиях, являющихся серьезной альтернативой условиям результатов керновых исследований;

устоявшимся представлениям.

корректное совместное применение результатов лабораторных, геофизических Вся четвертая глава и приложения являются авторскими от постановки задач и гидродинамических исследований, а также анализа промысловых данных, для подо алгоритмов решения и их программирования. Совместные с коллегами результастроения распределений коэффициента проницаемости в 3D геологической и гидроты относятся только к интерпретации данных промысловых исследований, выполдинамической моделях пласта;

ненной автором в сотрудничестве со специалистами соответствующих организаций.

естественные регуляризирующие ограничения и снижение размерности обрат- Результаты исследований в третьей главе, в значительной мере, возникли в ных задач в рамках адаптации 3D гидродинамической модели к данным истории связи с участием автора в качестве ответственного исполнителя по разрешению разработки залежи, а также интерпретации результатов ГДИС; проблем разработки Новогоднего месторождения (в двух проектных документах). В соответствующих публикациях присутствуют в качестве соавторов сотрудники дру корректную методологию оценки геологических запасов нефти и газа в соотгих вовлеченных в тематику работ организаций. Участие автора состояло в научном ветствии с их фактическим содержанием в продуктивных пластах и их согласованобосновании соответствующих технологических решений, направленных на повыный учёт в 3D геологических и гидродинамических моделях, при проектировании шение эффективности разработки месторождений нефти и газа и, в частности, Норазработки и т. д.;

вогоднего месторождения.

углублённое изучение и корректный учёт свойств низкопроницаемых коллек Диссертант творчески и активно участвовал во всех научных исследованиях торов в физике пласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и коллектива лаборатории. Его фамилия заслуженно почти во всех публикациях стоит газа, 3D геологическом и гидродинамическом моделировании, процедурах ремасна втором месте после научного руководителя проводившихся исследований. В том штабирования (upscaling’а), обосновании технологий разработки и т. д.

числе в совокупной обобщающей книге с 14 соавторами.

47 с. 39-42.

Работа неоднократно обсуждалась в лаборатории, как на семинарах, так и в ра13. Булейко В.М., Воронов В.П., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Закономербочем порядке, и представленные диссертантом научные результаты подтверждены ности поведения углеводородных систем залежей нефти и газа. // Доклады РАН, 2007, том в совместных публикациях коллективным решением научных сотрудников лабора414, №6, с. 788-792.

14. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Абасов М.Т., Фахретдинов Р.Н., Ипатов тории. Также другие соавторы включались в состав авторского коллектива зачастую А.И., Кирсанов Н.Н. Проблемы подсчета запасов, разработки и 3D компьютерного моделиров связи со своими параллельными результатами исследований. При этом ни один из вания. // Нефтяное хозяйство, №5, 2007, с. 66-68.

соавторов не имеет никаких претензий к соискателю с точки зрения авторских прав.

15. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании. // Нефтяное хозяйство, 1/2006, с. 34-41.

Таким образом, диссертационная работа и её автореферат отражают результаты 16. Индрупский И.М. Идентификация параметров трещинно-порового коллектора. // Докнаучных исследований И.М. Индрупского, индивидуальных и в составе авторских лады РАН, 2005, том 405, № 5.

коллективов, при значительном личном вкладе диссертанта. Это в полной мере по17. Закиров С.Н., Индрупский И.М. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным исследований скважины. // Доклады РАН, 2004, том 396, № 6, с. 800-803.

зволяет, по мнению научного консультанта, рассматривать данную работу 18. Закиров Э.С., Тарасов А.И., Индрупский И.М. Новый подход к исследованию газовых И.М. Индрупского в качестве квалификационной на соискание степени доктора техскважин и интерпретации получаемых результатов. // Газовая промышленность, 9/2003, с. 61нических наук.

63.

19. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новый подход к исследоСПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ванию скважин и пластов. // Нефтяное хозяйство, 6/2002, с. 113-115.

Монография:

Публикации в других изданиях:

1. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и 20. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новая технотехнологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. – М.-Ижевск: Институт компьлогия вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скваютерных исследований, 2009. – 484 с.

жин. // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» Публикации в ведущих изданиях согласно перечню ВАК:

(www.oilgasjournal.ru), 1/2010.

2. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. К досто21. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. Системный верному подсчету запасов углеводородов и построению 3D моделей пластов. // Нефтяное подход в нефтегазовой науке. Проблемы и решения. // Электронный журнал «Георесурсы, хозяйство, 3/2010, с. 42-46.

геоэнергетика, геополитика» (www.oilgasjournal.ru), 1/2010.

3. Индрупский И.М. Учет капиллярно удерживаемой воды при моделировании двухфазной 22. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Муртазалиев А.Ш., Файзрахманов Р.Р. Исследование фильтрации в лабораторных и пластовых условиях. // Автоматизация, телемеханизация и кернов на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространства. // Недросвязь в нефтяной промышленности, 11/2009, с. 45-53.

пользование–XXI век, 2/2009, с. 74-76.

4. Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного 23. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Баганова М.Н., Аникеев Д.П. Технологии и эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 8/2009, с. 60-63.

повышения нефте- газо-, конденсатоотдачи на основе концепции эффективного порового 5. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Еще раз о концепции ЭПП.

пространства. // Тр. II Междунар. научн. симпозиума «Теория и практика применения мето// Нефтяное хозяйство, 5/2009, с. 76-80.

6. Индрупский И.М. Опережающее заводнение для залежей с низкопроницаемыми коллек- дов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г. – Том 1, торами и высоким газосодержанием пластовых нефтей. // Газовая промышленность, 3/2009, с.

с. 144-150.

29-32.

24. Индрупский И.М. Влияние капиллярно удерживаемой воды на процессы вытеснения в 7. Индрупский И.М., Цаган-Манджиев Т.Н. Идентификация вертикальной проницаемости лабораторных и пластовых условиях. // Тр. II Междунар. научн. симпозиума «Теория и пракпласта по данным профильного гидропрослушивания. // Геология, геофизика и разработка тика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-нефтяных и газовых месторождений, 3/2009, с. 50-56.

8. Индрупский И.М. Интерпретация результатов 3D гидропрослушивания на основе сек- сентября 2009 г. – Том 2, с. 162-168.

торного моделирования. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторож25. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Современные проблемы дений, 11/2008, с. 37-41.

3D компьютерного моделирования, подсчета запасов и разработки месторождений нефти и 9. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Последствия перехода на газа. // Тр. Междунар. акад. конф. “Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового концепцию эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 6/2008, с. 105-107.

потенциала Западной Сибири”. Тюмень, 16-18 сентября 2009 г. – С. 47-54.

10. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Ипатов А.И., Фахретдинов Р.Н., Гуляев Д.Н., Клочан И.П. Определение относительных фазовых проницаемостей в скважинных усло- 26. Закиров С.Н., Мухаметзянов Р.Н., Джафаров И.С., Фахретдинов Р.Н., Нуриев М.Ф., Инвиях. // Нефтяное хозяйство, 5/2008, с. 39-42.

друпский И.М., Закиров Э.С., Семенов В.В. Вертикально-латеральное заводнение на завер11. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Фахретдинов Р.Н., Кирсанов Н.Н. Нашающей стадии разработки. // Материалы расширенного заседания ЦКР Роснедра, 6-7 декабзревшие проблемы подсчета запасов, 3D компьютерного моделирования и разработки месторя 2007 г. “Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в зарождений нефти и газа. // Нефтяное хозяйство, №12, 2007, с. 32-35.

вершающей (четвертой) стадии”. Москва, Изд. НП НАЭН, 2008. – С. 154-163.

12. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Фахретдинов Р.Н., Ипатов А.И., Клочан И.П. Определение коэффициентов вытеснения в скважинных условиях. // Нефтяное хозяйство, №12, 2007, 27. Закиров Э.С., Индрупский И.М., Левченко В.С., Брадулина О.В., Цаган-Манджиев Т.Н., 49 Закиров С.Н. Вертикальное и 3D гидропрослушивание продуктивных пластов. // Тр. VII Международного технологического симпозиума «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи», Москва, 18-20 марта 2008 г. – С. 49-63.

28. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Муртазалиев А.Ш. Новая концепция эффективного порового пространства и ее следствия в теории и практике разработки месторождений нефти и газа. // Тр. Междунар. академ. конф. “Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири”. Тюмень, 17-19 сентября 2008 г. – С. 27-32.

29. Величкина Н.Ф., Епишин В.Д., Индрупский И.М., Ахапкин М.Ю., Степанов В.П. Применение гидродинамических моделей для проектирования разработки крупных месторождений высоковязкой нефти. // Недропользование-XXI век, 4/2007, с. 51-55.

30. Закиров С.Н., Мухаметзянов Р.Н., Джафаров И.С., Фахретдинов Р.Н., Нуриев М.Ф., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Семенов В.В. Научные основы вертикального заводнения. // Тр.

Междун. научн. симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, ВНИИнефть, 18-19 сентября 2007. – Том II, с. 188-196.

31. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новое видение проблем 3D моделирования месторождений нефти и газа. // Тр. IV Междун. технол. симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи», Москва, 15-17 марта 2005. – С. 79-85.

32. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Брадулина О.В., Тарасов А.И. Новые технологии исследования скважин и пластов. // Тр/ Междун. форума «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций», Москва, 16-18 декабря 2003 г. – С. 86-94.

33. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Идентификация параметров пласта на основе методов теории оптимального управления. // Сб. статей ИПНГ РАН и МО РФ «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности».

Вып. 2. – М.: Геос, 2002. – С. 212-224.

Патенты:

34. Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов.

Патент РФ № 2213864 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П.

35. Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины. Патент РФ № 2245442 / Закиров С.Н., Индрупский И.М.

36. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи. Патент РФ № 2342523 / Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М.

37. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом. Патент РФ № 2379492 / Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П., Закиров С.Н., Резванов Р.А., Морев В.А.

38. Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. Патент РФ № 2379491 / Индрупский И.М., Закиров С.Н., Васильева З.А., Морев В.А.

39. Способ определения анизотропии проницаемости пласта. Патент РФ № 2374442 / Закиров С.Н., Индрупский И.М., Цаган-Манджиев Т.Н.

40. Способ разработки газоконденсатной залежи. Патент РФ № 2386019 / Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н.

Соискатель И.М.Индрупский




© 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.