WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

1

На правах рукописи

УДК.622.276.6(571.1) ПЕТРАКОВ АНДРЕЙ

МИХАЙЛОВИЧ Научно-методические основы применения технологий адресного воздействия для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти (на примере месторождений Западной Сибири)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва, 2010 г.

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»).

Официальные оппоненты: доктор технических наук Симкин Э.М.

доктор геолого-минералогических наук Михайлов Н.Н.

доктор технических наук Казаков А.А.

Ведущая организация: ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Защита диссертации состоится « 21» мая 2010 г. в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д.222.006.01 ВАК России при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»): 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «20 » апреля 2010 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук, М.М.Максимов

Актуальность проблемы. Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется снижением эффективности разработки продуктивных пластов с одной стороны, и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти – с другой. На месторождениях Западной Сибири суммарная доля трудноизвлекаемых запасов нефти, с учетом неблагоприятных факторов затрудняющих разработку, составляет порядка 67%. Существующие технологии разработки, как правило, не могут обеспечить высокие коэффициенты нефтеотдачи из пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Разработка нефтяных месторождений – сложнейший технологический процесс, протекающий при непостоянных во времени условиях и неподдающийся непосредственному (визуальному) наблюдению. Поэтому эффективные показатели разработки нефтяных месторождений и высокую конечную нефтеотдачу можно получить только при рациональной разработке, при эффективном регулировании.

Средствами регулирования служат изменения темпов отбора жидкости и соответствующее распределение отборов по скважинам, плотность размещения сетки скважин, увеличение проницаемости призабойной зоны и т.п.

Воздействие на пласт при разработке нефтяной залежи осуществляется в дискретных точках – в нагнетательных и добывающих скважинах. Подобное воздействие приводит к возникновению в нефтенасыщенной толще фильтрационных потоков и образованию как активно дренируемых зон, так и «застойных» зон, не охваченных процессом фильтрации.

Регулирование и управление процессом фильтрации в нефтяном пласте возможно лишь при наличии определенного резерва производительности добывающих и нагнетательных скважин, который во многом определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) и ее фильтрационными характеристиками.

В настоящее время на месторождениях применяется большое количество самых разнообразных методов воздействия на ПЗП. Как правило, осуществляемые в настоящее время обработки скважин проводятся хаотично, имеют своей целью воздействие на отдельные скважины, которые как бы изолируются от всего пласта и совокупности нагнетательных и добывающих скважин, посредством которых и осуществляется процесс разработки. Кроме того, применение технологий обработок скважин и повышения нефтеотдачи осуществляется без особого учета индивидуальных геолого-физических характеристик продуктивных пластов, а также без учета возникновения техногенных изменений в процессе разработки месторождений. Таким образом, отсутствует как системность определения проблем и постановки задач, так и адресность разработки и применения композиций химреагентов для конкретных условий пласта.

Принимая во внимание постоянное увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти, а также важность повышения конечной нефтеотдачи пластов, становится актуальным целенаправленное (адресное) исследование и разработка, как технологий обработки скважин, так и методов повышения нефтеотдачи применительно к конкретным геолого-физическим условиям продуктивных пластов.

Цель работы:

1 - Научно-методическое обоснование и практическое применение технологий адресного воздействия на нефтяные пласты, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти; 2 - обоснование методических основ разработки композиций химреагентов для технологий адресного воздействия; 3 - разработка композиций химреагентов для конкретных геолого-физических условий нефтяного пласта; 4 - проведение промысловых испытаний разработанных композиций; определение наиболее эффективных технологий по результатам промысловых испытаний.

Основные задачи исследования:

- обоснование алгоритма программы реализации адресного воздействия для конкретных геолого-физических условий;

- анализ геолого-технологических факторов, влияющих на фильтрационные свойства коллекторов;

- выявление особенностей разработки и адаптация композиций химреагентов для конкретных условий пласта;

- проведение экспериментальных исследований по разработке и адаптации композиций химреагентов и технологий воздействия в процессах повышения производительности и выравнивания профиля приемистости, глушения скважин применительно к конкретным геологофизическим условиям;

- проведение промысловых испытаний созданных композиций химреагентов и технологий, анализ полученных результатов;

- определение наиболее эффективных технологий обработки скважин для конкретных объектов разработки.

Основные методы решения поставленных задач:

1 - Теоретическое обобщение и экспертный анализ литературного материала и промысловых данных; 2 - постановка и проведение экспериментальных исследований по разработке и адаптации композиций химреагентов применительно к конкретным геолого-физическим условиям; 3 - разработка программ и проведение промысловых испытаний созданных композиций химреагентов и технологий на выбранных скважинах или участках месторождений; 4 - оценка технологической эффективности, аналитическое определение наиболее эффективных технологий обработки скважин.

Научная новизна диссертационной работы:

1. Разработаны принципы применения технологий адресного воздействия для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

2. Созданы научно-методические основы разработки композиций химреагентов для конкретных условий пласта.

3. Экспериментально обоснованы рецептуры кислотных составов с низким межфазным натяжением, композиции химреагентов для глушения скважин, составы обратных эмульсий для выравнивания профиля приемистости применительно к конкретным геологофизическим условиям, проведено исследование механизма гелеобразования в пористой среде.

4. Разработан алгоритм реализации адресного нестационарного воздействия для конкретных геолого-физических условий и проведены испытания разработанных композиций в реальных промысловых условиях.

5. Обоснованы наиболее эффективные технологии обработки скважин для конкретных объектов разработки.

6. Получено 2 авторских свидетельства СССР и 6 патентов РФ.

Практическая ценность работы:

1. Проанализированы геолого-технологические факторы, влияющие на фильтрационные свойства коллекторов, рассмотрена классификация трудноизвлекаемых запасов и опыт применения методов повышения нефтеотдачи, в том числе и на поздних стадиях разработки.

2. Обобщены требования и комплекс физико-химических методик для разработки композиций различных химреагентов, используемых при обработке скважин и технологиях повышения нефтеотдачи, проанализирована специфика проведения фильтрационных экспериментов для различных зон продуктивного пласта.

3. Экспериментально разработаны композиции химреагентов для глушения скважин, повышения производительности скважин и выравнивания профиля приемистости применительно к конкретным геолого-физическим условиям.

4. Проведены промысловые испытания разработанных композиций химреагентов (кислотных составов, гелеобразующих растворов, обратных эмульсий) на месторождениях АООТ «Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Проведенные работы подтвердили эффективность разработанных композиций. Дополнительно получено 50 тыс. т нефти.

5. Разработано два Руководящих документа: РД 153-39Н-020-97;

РД 153-39Н-022-97.

6. В результате внедрения основных положений диссертационной работы по созданию и практическому применению адресных технологий воздействия на скважины и нефтяные пласты, содержащие трудноизвлекаемые запасы, на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно получено 240 тыс. т нефти.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Принципы применения технологий адресного воздействия для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

2. Алгоритм разработки композиций химреагентов для конкретных геолого-физических условий.

3. Результаты экспериментального обоснования и разработки композиций химреагентов применительно к конкретным геологофизическим условиям.

4. Алгоритм программы реализации адресного нестационарного воздействия для конкретных геолого-физических условий.

5. Результаты практического применения технологий адресного воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Апробация работы:

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях научно-технического совета ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион); на совещании «Фундаментальные и поисковые исследования механизма вытеснения нефтей различными агентами и создание технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти», г. Альметьевск, 1991г., на IV Европейском Симпозиуме по увеличению нефтеотдачи пластов, г.

Москва, 27-29 октября 1993г.; на научно-техническом совещании «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения», г. Альметьевск, 1995 г.»; на конференции «XIV Губкинские чтения «Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела», 15-17 декабря 1996 г.; на научнопрактическом семинаре «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья», г. Сургут, 28-сентября 2005 г.; на Академической международной конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», 11-13 октября 2006 г., г. Тюмень; на I-м Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 18-19 сентября 2007г., г.

Москва; на Международных академических конференциях «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» г. Тюмень, 2007г., 2008г.; на II-м Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 15-16 сентября 2009 г., г. Москва.

Научные публикации и личный вклад автора По теме диссертационной работы автором опубликованы работ, в том числе, 2 авторских свидетельства СССР и 6 патентов РФ, статей и докладов, составлено 2 руководящих документа на технологический процесс. В изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК опубликовано научных работ.

Автору принадлежат постановка задач исследований, создание и модернизация фильтрационных установок; обоснование основных положений и специфики проведения фильтрационных экспериментов для конкретных геолого-физических условий нефтяного пласта;

разработка и внедрение адресных технологий при непосредственном участии в экспериментальных и опытно-промышленных работах;

разработка «Программ опытно-промышленных работ»; анализ и обобщение результатов экспериментальных и промысловых работ.

Объем и структура работы:

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных результатов и выводов, списка литературы, включающего 1наименования. Работа изложена на 263 страницах машинописного текста, содержит 80 рисунков, 43 таблицы.

Диссертационная работа автора является научно-методическим обобщением теоретических, экспериментальных и промысловых исследований в области повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, выполненных как самостоятельно, так и совместно с д.т.н. Кряневым Д.Ю., к.т.н. Минаковым И.И., к.х.н.

Старковским А.В., к.т.н. Роговой Т.С., а также со специалистами и сотрудниками Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» Автор выражает свою признательность за помощь и поддержку сотрудникам ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» за содействие при организации опытно-промышленных работ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе работы рассмотрены особенности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами, проанализирован опыт применения методов повышения нефтеотдачи, различные виды трудноизвлекаемых запасов и факторы, влияющие на фильтрационные свойства полимиктовых коллекторов.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция в настоящее время является основным источником добычи углеводородного сырья. В 2008 г. в Западной Сибири было добыто 332 млн. т нефти (с конденсатом), то есть 68% общей добычи по стране.

Однако, несмотря на то, что в этом регионе сосредоточена основная часть российских запасов нефти (64%) и природного газа (91%) и в настоящее время из недр добыто не более 18,2% начальных суммарных ресурсов нефти, проектный коэффициент нефтеизвлечения в целом по Западной Сибири равен 0,340, текущий – 0,157.

Проведенный анализ показал, что причинами снижения эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири являются:

- несвоевременный ввод в разработку новых месторождений;

- отставание от проектных объемов эксплуатационного бурения, сложившееся в предыдущие годы;

- большой объем неработающего фонда скважин - 31%;

- опережающий, по отношению к проекту, рост обводненности, вследствие чрезмерной интенсификации системы заводнения на фоне разреженных плотностей сетки скважин;

- недостаточный объем применения методов повышения нефтеотдачи пластов;

- недостаточный контроль за выработкой запасов промысловыми методами.

В условиях высокой обводненности и возрастающей доли трудноизвлекаемых запасов особую роль в поддержании стабильной нефтедобычи и повышении эффективности извлечения нефти из недр приобретают методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов. Однако, объем применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири составляет около 9% от годовой добычи нефти, при этом основной объем приходится на гидроразрыв пласта - 52%. На долю физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов, весьма актуальных для современной стадии разработки большинства месторождений Западной Сибири, приходится не более 1,5% от годовой добычи нефти.

Вопросами повышения эффективности разработки нефтяных месторождений, увеличения конечной нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти занимались такие ученые и исследователи как Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Баишев Б.Т., Басниев К.С., Батурин Ю.Е., Боксерман А.А., Борисов Ю.П., Бурдынь Т.А., Вахитов Г.Г., Гавура В.Е., Газизов А.Ш., Глущенко В.Н., Горбунов А.Т., Дмитриевский А.Н., Желтов Ю.В., Жданов С.А., Забродин П.И., Закиров С.Н., Ибатуллин Р.Р., Иванова М.М., Казаков А.А., Крылов А.П., Крянев Д.Ю., Кудинов В.И., Кузнецов А.М., Лысенко В.Д., Максутов Р.А., Малютина Г.С., Мархасин В.И., Мирзаджанзаде А.Х., Михайлов Н.Н., Мищенко И.Т., Мухаметзянов Р.Н., Оганджанянц В.Г, Розенберг М.Д., Саттаров М.М., Сидоров И.А., Симкин Э.М., Сонич В.П., Сургучев М.Л., Толстолыткин И.П., Требин Г.Ф., Фахретдинов Р.Н., Хавкин А.Я., Халимов Э.М., Шахвердиев А.Х., Швецов И.А., Щелкачев В.Н., Шпуров И.В., Щукин Е.Д., Адам Н.К., Барер Р., Бартелл Ф.И., Вагнер О.Р., Вернеску А., Грахам Дж.В., Даннинг А.Н., Деклауд Дж., Додд С.Г., Кларк Н., Кодряну Д., Кроуфорд Р., Леверетт М.С., Митчелл А.И., Мунган Н., Рапопорт Л.А., Ричардсон Дж.Г., Слобод Л., Торей П.Д., Хатчинсон С.А., Хилл И. и др.

Анализ опыта применения методов увеличения нефтеотдачи показал, что тенденция развития технологий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений во времени связана с постепенным сужением области применения создаваемых и используемых технологий – переходом от универсальных технологий заводнения в 50 – 60 годах, к технологиям для определенных геологофизических условий отдельных месторождений (60 – 70 годы) и далее к объектам разработки, пластам и зонам пластов.

Кроме того, крайне незначительное внимание уделяется разработке композиций химреагентов для конкретных объектов разработки и определению оптимальных условий внедрения конкретных технологий на реальных объектах, поэтому адаптация имеющихся или создание МУН для конкретных геологических объектов является важнейшей и в то же время слабоизученной проблемой.

Несмотря на то, что в настоящее время полного единства взглядов исследователей на классификацию трудноизвлекаемых запасов нефти не существует, к этому виду запасов можно отнести запасы месторождений, залежей или отдельных их частей, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы. При этом набор геолого-физических характеристик залежей для отнесения их к категории трудноизвлекаемых может быть различным для различных нефтегазоносных провинций и даже дифференцироваться по отдельным их частям. Но общим для всех являются низкая продуктивность, обусловленная особенностями геологического строения.

Помимо общепринятых видов трудноизвлекаемых запасов, при достижении выработки начальных извлекаемых запасов нефти до 6575% и обводненности продукции свыше 75- 80% остаточные запасы нефти объекта могут быть отнесены к категории техногенных трудноизвлекаемых. Для выработки запасов нефти месторождений, находящихся на 4-й стадии разработки, требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами за первый период эксплуатации месторождения.

Одной из важных проблем при разработке запасов нефти, особенно крупных залежей Западной Сибири, является проблема низкой проницаемости продуктивных коллекторов – к ним относятся 47% текущих запасов Западной Сибири.

Учитывая тот факт, что многие месторождения характеризуются рядом неблагоприятных факторов, затрудняющих их разработку, суммарная доля трудноизвлекаемых нефтей в текущих разведанных запасах Западной Сибири к настоящему моменту превысила 60%.

Следует отметить, что тенденция увеличения доли трудноизвлекаемой нефти в её запасах будет расти и в будущем.

Продуктивные пласты месторождений Западной Сибири представлены неоднородными по разрезу и площади полимиктовыми коллекторами, сложными по своему минералогическому и гранулометрическому составу, содержащими глинистые материалы, чувствительные к изменению минерализации воды и других рабочих агентов и композиций химреагентов. В результате различных технологических процессов при разработке месторождения имеют место набухание и размокание глин, искусственное увеличение водонасыщенности, кольматация пористой среды мехпримесями и другие поражающие факторы призабойной зоны пласта (ПЗП). Эти и другие явления приводят к значительному снижению производительности (приемистости) скважин. Поэтому одной из важных задач для эффективной разработки месторождений с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами является улучшение притока (приемистости) в прискважинной части пласта, что требует разработки соответствующих технологий и композиций химреагентов, учитывающих геолого-физические особенности конкретного объекта и причины снижения эффективности разработки, то есть адресных технологий.

Во второй главе работы описывается адресное воздействие на пласты и скважины для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

Эффективность разработки нефтяных месторождений непосредственно связана с качественной и бесперебойной работой совокупности нагнетательных и добывающих скважин, которая в свою очередь зависит от состояния призабойной зоны пласта. Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что производительность скважин в результате снижения фильтрационных характеристик призабойной зоны в несколько раз, а то и на порядок, меньше потенциальных возможностей. Производительность нагнетательных, добывающих скважин и пласта в целом находится в прямой зависимости от правильного учета геологических и технологических факторов, обуславливающих изменения свойств ПЗП.

Выбор методов обработки призабойных зон (ОПЗ) пласта осуществляется, как правило, исходя из текущего состояния единичных скважин, при этом в лучшем случае учитываются некоторые результаты промыслово-геофизических или гидродинамических исследований.

Для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений путем обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, совместно с автором была разработана системная технология воздействия на нефтяные пласты комплексом мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта в целом, интенсификацию процесса разработки и снижение объема попутно добываемой воды.

В основу системной технологии путем обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин положены следующие положения:

1) единовременность обработки ПЗП в нагнетательных и добывающих скважинах в пределах выбранного участка;

2) массовость обработки призабойных зон скважин, т.е. обработка наибольшего количества скважин характерных участков;

3) периодичность обработки призабойных зон пласта в скважинах;

4) двухэтапность (многоэтапность) ОПЗ пласта в скважинах, вскрывающих неоднородные коллекторы;

5) изменение направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под ОПЗ по заранее заданной программе;

6) выбор технологий ОПЗ пласта под конкретные геологофизические условия призабойных зон и месторождения в целом.

Соблюдение этих шести (иногда меньше) принципов при обработке призабойных зон скважин позволяет воздействовать на нефтяной пласт посредством обработок скважин и тем самым повлиять на увеличение нефтеотдачи пласта, интенсификацию добычи нефти и сокращение добычи попутной воды.

В период активного испытания и внедрения системной технологии на месторождениях Западной Сибири под ее реализацию было вовлечено более 2 млрд. т балансовых запасов и дополнительно добыто более 10 млн. т нефти. При этом анализ полученных результатов применения системной технологии выявил необходимость применения специально разработанных композиций и технологий обработки скважин, учитывающих специфические условия отдельных объектов разработки.

На основании этого и в связи с увеличивающимся объемом трудноизвлекаемых запасов, снижением эффективности разработки месторождений в целом, необходимостью разработки новых подходов и технических решений на современном этапа развития нефтяной науки в работе предлагается научно-методическое обоснование применения технологий адресного воздействия для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Сущность адресного воздействия заключается в том, что все мероприятия по применению как технологий обработки прискважинных зон пласта, так и методов повышения нефтеотдачи пластов в целом, необходимо осуществлять с использованием специально разработанных композиций химреагентов и технологий с учетом имеющихся проблем и текущего состояния разработки под конкретные условия не только месторождений, но и отдельных участков и даже скважин. Подобный подход, осуществляющийся на основе определенных принципов реализации, позволит повысить эффективность разработки нефтяных месторождений, что особенно актуально для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами либо находящихся на поздних стадиях разработки.

Принципы реализации адресного воздействия:

1. Постановка и проведение всего комплекса работ на основе детального анализа геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки.

2. Выявление приоритетных участков для реализации адресных методов воздействия по результатам анализа текущего состояния разработки пласта, сформированности системы разработки и распределения остаточной нефтенасыщенности.

3. Обоснование метода адресного воздействия с учетом выявленных причин снижения эффективности и возможностей системы разработки.

4. Разработка композиций химреагентов и методов адресного воздействия на основе экспериментальных исследований с использованием естественного кернового материала и пластовых флюидов в условиях, близких к пластовым.

5. Подбор программы и параметров реализации адресного воздействия для опытного участка с учетом конкретных геологофизических характеристик технического состояния скважин и окружающей инфраструктуры.

6. Совершенствование и промышленное внедрение наиболее эффективных технологий на основе полученных промысловых результатов их применения в близких геолого-физических условиях.

Блок-схема адресного воздействия на пласты и скважины, представлена на рис. 1.

Постановка и проведение всего комплекса работ по применению технологий адресного воздействия на пласты и скважины начинается с всестороннего анализа физико-литологических особенностей строения продуктивного пласта, его фильтрационно-емкостных характеристик и свойств пластовых флюидов.

Для выявления основных причин при снижении эффективности процесса добычи нефти проводится анализ текущего состояния разработки, выявляются и намечаются пути решения выявленных проблем, выбираются приоритетные участки воздействия с учетом распределения остаточной нефтенасыщенности и других показателей.

Осуществляется оценка пригодности системы разработки и закачки воды для реализации технологий адресного воздействия на пласт. По результатам проведенного анализа обосновывается наиболее перспективная технология адресного воздействия.

В настоящей работе в качестве технологий адресного воздействия рассматриваются варианты реализации обработок скважин, основанные на принципах системной технологии, и технология повышения нефтеотдачи (комплексная технология, включающая нестационарное заводнение с обработками скважин). Блок-схема реализации адресного воздействия на пласты и скважины представлена на рис. 2.

Анализ геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки Выявление основных причин снижения эффективности разработки на основе анализа текущего состояния Выбор опытного участка с учетом распределения остаточной нефтенасыщенности и анализ его геологофизических характеристик Оценка пригодности системы разработки и закачки воды для реализации адресного воздействия на пласт Обоснование технологии адресного воздействия Технология повышения Обработки скважин нефтеотдачи Рис. 1. Выбор технологии адресного воздействия Технология повышения нефтеотдачи Обработки скважин (нестационарное заводнение) Анализ снижения производительности Анализ технологических показателей скважин на выбранном участке закачки, компенсации отбора закачкой Разработка требований к композициям Оценка технического состояния и химреагентов оснащенности КНС и водоводов Разработка (адаптация) оптимальной Определение длительности циклов композиции химреагентов для конкретного участка Фильтрационные исследования для Составление графика мероприятий по конкретных условий пласта пускам-остановкам скважин Разработка инструкций по применению Выбор технологий обработки скважин разработанной композиции (технологии) (интенсификация, ВПП) Разработка программы работ на основе Составление графика мероприятий по принципов системной технологии обработкам скважин Реализация комплексной технологии на Реализация системных обработок на конкретном участке (месторождении) выбранном участке Определение технологической эффективности, обоснование наиболее эффективных технологий воздействия, рекомендации по дальнейшему применению Рис. 2. Блок-схема реализации адресного воздействия на пласты и скважины Описание разработки композиций химреагентов, особенностей проведения фильтрационных исследований и их результатов, алгоритма программы реализации адресного воздействия для конкретных геолого-физических условий, результатов практического применения разработанных композиций и обоснования наиболее эффективных технологий представлены в последующих главах.

В третьей главе работы представлены научно-методические основы разработки и исследования композиций химреагентов для конкретных условий пласта.

Эффективность реализации конкретной технологии обработки скважин либо повышения нефтеотдачи во многом зависит от применяемой композиции химреагентов. В соответствии с принципами адресного воздействия разработка (адаптация) композиции химреагентов и технологии обработки ПЗП должна проводиться для конкретных геолого-физических условий пласта с учетом выявленных проблем снижения эффективности разработки.

Несмотря на многообразие возможных проблем и осложнений, возникающих при работе добывающих и нагнетательных скважин, существования различных видов композиций как для интенсификации добычи нефти, так и для выравнивания профиля приемистости и изоляции водопритоков, последовательность разработки композиции химреагентов должна быть следующей:

1. Формирование требований к композициям химреагентов;

2. Подбор оптимальных соотношений компонентов для получения стабильной композиции химреагентов для конкретных условий пласта;

3. Определение основных физико-химических и реологических характеристик композиции химреагентов;

4. Исследование взаимодействия и совместимости полученной композиции с пластовыми флюидами при заданной температуре;

5. Проведение фильтрационных экспериментов при условиях, близких к пластовым;

Корректировка состава и концентрации реагентов по результатам фильтрационных исследований.В целях достижения максимально возможных значений коэффициента вытеснения нефти либо степени водоизоляции продуктивного пласта в работе приводится перечень требований к композициям химреагентов, соблюдение которых позволит придать разрабатываемой композиции определенные нефтевытесняющие или водоизолирующие свойства.

Рассмотрены требования к жидкостям глушения, кислотным составам, обратным эмульсиям, гелеобразующим составам, мицеллярным растворам.

Комплекс физико-химических исследований для обоснования наиболее эффективной композиции химреагентов зависит от поставленных задач, вытекающих из результатов анализа текущего состояния разработки, причин снижения производительности скважин и сформулированных требований к свойствам разрабатываемой композиции.

Фильтрационные испытания в условиях близких к пластовым для оценки изменения фильтрационно-емкостных свойств пористой среды и содержавшихся в ней флюидов при воздействии разработанной композицией химреагентов проводятся для окончательной оценки возможности применения данного химсостава в целях повышения производительности скважин, изоляционных работах или при глушении скважин. На этом этапе исследований определяются изменение остаточной нефтенасыщенности, увеличение или снижение водопроницаемости, связанной воды, максимально возможные градиенты давления, отрабатываются элементы технологии применения разработанной композиции не только для обработки скважин, но и для воздействия на остаточную нефть после заводнения, то есть для реализации технологий повышения нефтеотдачи.

Экспериментальные исследования фильтрации на образцах пористой среды проводятся с соблюдением реального характера процессов, происходящих в естественных условиях.

Фильтрационные эксперименты выполняются как на естественных образцах кернов, отобранных из конкретных продуктивных пластов (объектов разработки), так и на насыпных моделях пласта. При проведении фильтрационных экспериментов с композициями химреагентов повторное использование моделей пористой среды недопустимо, поскольку в процессе фильтрации происходит адсорбция химреагентов на породе, изменение пустотного пространства и вещественного состава (например, при закачке кислотных составов) и т.п. Поэтому выполнение подобных сравнительных исследований с различными композициями химреагентов возможно только с использованием вновь приготовленных моделей пласта. При этом проведение экспериментов предпочтительнее на насыпных моделях пластов, изготовленных из дезинтегрированного керна соответствующего объекта разработки.

Фильтрационные эксперименты для исследования процессов довытеснения остаточной нефти осуществляются на моделях длиной 75 см и более. Скорости фильтрации и градиенты давления в этом случае подбираются исходя из реальных значений, соответствующих пластовым, то есть линейная скорость фильтрации должна находиться в пределах 0,5-1 м/сут, а градиенты давления при фильтрации воды не должны превышать 0,03-0,05 МПа/м.

При проведении опытов для условий ПЗП применяются линейные модели длиной порядка 25 см с внутренним диаметром 2030 мм. Градиенты давления при проведении подобных опытов должны быть не менее 1 МПа/м.

Достаточно важным аспектом проведения фильтрационных исследований применительно к конкретным геолого-физическим условиям является соблюдение температурного режима в ходе выполнения опытов, соответствующего пластовой температуре.

Проведение фильтрационных экспериментов при комнатных условиях не может считаться достоверным, если пластовая температура составляет 70-90оС. Также необходимо соблюдать и диапазоны пластового давления при проведении фильтрационных экспериментов, особенно, таких как исследование газовых и водогазовых методов довытеснения остаточной нефти. Все это связано не только с изменениями структуры пористой среды при различных давлениях, в случае использования реальных образцов керна, но и процессами, протекающими в пластовых флюидах и рабочих агентах и связанных с изменением насыщенности нефти и воды газом, вязкости рабочих агентов, объемами фаз и т.п.

В качестве рабочих агентов в экспериментах должна быть использована реальная нефть и пластовая вода, отобранные из конкретного продуктивного пласта. Для получения наиболее эффективных композиций предпочтительно использовать химреагенты, де-факто применяемые в промысловых условиях.

В работе рассмотрены особенности фильтрационных исследований для условий призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, выполняемых в целях определения влияния различных химреагентов на увеличение приемистости, изоляции высокопроницаемых пропластков, повышения дебита по нефти, на изменение фильтрационно-емкостных свойств пористой среды под действием жидкостей глушения. Также разобраны особенности проведения фильтрационных экспериментов по довытеснению остаточной после заводнения нефти мицеллярными и полимерными растворами и щелочными агентами.

При оформлении результатов исследований указывают характеристики используемых рабочих агентов (нефти, воды и композиций химреагентов), также приводят характеристики модели пласта. При описании процесса вытеснения нефти водой и довытеснения остаточной нефти композицией химреагентов указывают следующие параметры и величины:

- проницаемость модели по воде при 20оС и температуре опыта, мкм2;

- начальная нефтенасыщенность, %;

- проницаемость модели по нефти при остаточной воде и температуре опыта, мкм2;

- фазовая водопроницаемость при остаточной нефтенасыщенности, мкм2;

- максимальный градиент давления при вытеснении нефти водой, МПа/м;

- коэффициент нефтевытеснения при заводнении;

- размер оторочки (или оторочек) композиций химреагентов, % объема пор;

- максимальный градиент давления при закачке композиции химреагентов, МПа/м;

- количество воды, прокачанной через модель после композиции; объемы пор;

- фазовая водопроницаемость после прокачки композиции химреагентов, мкм2;

- остаточная нефтенасыщенность, %;

- коэффициент нефтевытеснения после закачки композиции и проталкивающей воды;

- абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения по сравнению с заводнением, %;

- относительный коэффициент нефтевытеснения, % от общего объема оставшейся нефти после заводнения;

- выход нефти в виде устойчивой эмульсии, % от общего извлечения нефти композицией;

- удельная эффективность использования композиции (количество дополнительно извлеченной нефти на 1 единицу объема закачанной композиции), см3/ см3.

Представлено описание и принципиальная схема фильтрационной установки, позволяющей проводить исследования в условиях, близких к пластовым (диапазон температуры от 4 до 150 оС, расход рабочих агентов от 0,01 до 5 см3/мин, давление нагнетания до 40 МПа, противодавление до 35 МПа). Точность расхода и регистрация перепада давления в ходе экспериментов осуществляется с помощью специальной компьютерной программы.

В четвертой главе работы изложены результаты экспериментальных исследований по разработке и адаптации композиций химреагентов для повышения производительности скважин и выравнивания профиля приемистости, в процессах глушения применительно к конкретным геолого-физическим условиям.

На практике используется большое количество самых разнообразных методов обработки ПЗП, в том числе воздействие кислотами и кислотными растворами, содержащими ПАВ. Высокая скорость реакции водных растворов 12%-ной соляной кислоты с породой и незначительный радиус проникновения существенно снижают эффективность их применения, поэтому большой интерес представляют кислотные составы (КС) с низким межфазным натяжением, позволяющие не только воздействовать на остаточную нефть, но и снизить скорость растворения пород, тем самым увеличивая радиус обработки.

Применительно к условиям месторождений Ноябрьского региона были выполнены лабораторные исследования по подбору КС на основе Нефтенола ВВД, СНО-3Б, ИВВ-1, сорастворителя КОР-1 и 12%-ной соляной кислоте. Исследования проводились при температурах 20 - 90оС и минерализации пластовой воды 18 г/л.

В результате физико-химических исследований получены стабильные кислотные системы в диапазоне температур до 90оС, характеризующиеся межфазным натяжением 0,95-2,5 мН/м и скоростью растворения мрамора в 5 - 6 раз ниже, чем в соляной кислоте.

Фильтрационные эксперименты на насыпных моделях пласта длиной 25 см с внутренним диаметром 20 мм, проницаемостью 0,0450,056 мкм2 при 100% водонасыщенности выполнялись для условий призабойной зоны нагнетательных скважин при температуре 60оС с использованием молотого естественного керна и реальных пластовых флюидов Ноябрьского региона. Проведенные опыты показали, что в результате закачки КС на основе ПАВ Нефтенола ВВД и СНО-3Б происходит увеличение водопроницаемости (коэффициент стимуляции) в 2 и более раз, а увеличение коэффициента вытеснения нефти при этом составляет свыше 10%.

Полученные результаты разработки и исследования кислотных составов на основе ПАВ явились основой для дальнейших промысловых испытаний в условиях месторождений Ноябрьского региона.

Для изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта применяются различные водоизолирующие материалы, в том числе гели на основе раствора силиката натрия (жидкое стекло) и соляной кислоты. С целью получения оптимальных систем применительно к условиям месторождений Ноябрьского региона проведен комплекс физико-химических исследований по адаптации базовых гелеобразующих составов, подобраны оптимальные концентрации компонентов раствора (6% силиката натрия, 0,6% соляной кислоты, остальное - пресная вода).

Фильтрационные эксперименты по определению кратности снижения проницаемости (коэффициент изоляции) пористой среды после закачки гелеобразующих растворов (ГОР) и образования геля и градиента давления, при котором происходит резкое увеличение фильтрующей способности воды (давление прорыва) проводились на насыпных низко- (0,2 мкм2) и высокопроницаемых (10 мкм2) моделях пористых сред при градиентах давления от 0,1 до 10 МПа.

Установлено, что образование силикатных гелей в пористой среде приводит к снижению водопроницаемости до нескольких тысяч раз. В ходе анализа результатов экспериментов получены эмпирические зависимости расчета коэффициента изоляции силикатным гелем в зависимости от приложенного градиента давления:

После образования силикатного геля в пористой среде может быть выделено 3 характерные зоны, названные следующим образом:

• 1 зона - стабильного геля;

• 2 зона - частичного разрушения геля;

• 3 зона - выноса геля.

Анализ экспериментальных данных показал, что в пределах 1-й зоны происходит резкое снижение первоначальной водопроницаемости пористой среды и плавное её повышение до 3-5% от первоначальной водопроницаемости. Зона 2 характеризуется более интенсивным увеличением водопроницаемости до уровня 5-10% от начальной. В 3-й зоне наблюдается прогрессирующее нарастание водопроницаемости.

По результатам исследования ГОР на основе жидкого стекла и соляной кислоты были проведены промысловые работы по обработке нагнетательных и добывающих скважин на месторождениях Ноябрьского региона.

Для условий пласта Ю13 Харампурского месторождения проведены исследования по оценке влияния фильтрата бурового раствора, содержащего полиакриламид («Сайпан») в концентрации до 0,5% на фильтрационные свойства пористой среды. Эксперименты при 80оС проводились на естественных кернах (диаметр 38мм, длина 50-60мм), отобранных из скв. 473 Харампурского месторождения, водопроницаемость составляла 8-10*10-3 мкм2, пористость 16-17%.

Результаты фильтрационных экспериментов показали, что при прокачке пресной воды происходит снижение проницаемости в среднем до 30 % от первоначальной величины в результате набухания глинистого цемента, а закачка фильтрата бурового раствора (раствора полимера «Сайпан») приводит к снижению проницаемости пористой среды в 8-40 раз. При этом степень снижения проницаемости зависит напрямую от объемов прокачки фильтрата или времени контакта пресной воды с породой. Для восстановления проницаемости предложено использовать КС с низким межфазным натяжением.

Аналогичные исследования выполнялись для условий пласта БС12 Ново-Пурпейского месторождения. Предварительные опыты на моделях пористых сред (длина 25 см, диаметр 20 мм, проницаемость 0,16-0,41 мкм2, пористость – 37-44%), с использованием реальной дезинтегрированной породы показали, что в результате прокачки пресной воды проницаемость уменьшается от 8 до 11%.

Закачка в водонасыщенные модели пористой среды фильтрата бурового раствора, применяемого в ПО «Пурнефтегаз» для вскрытия продуктивных пластов вызвала снижение водопроницаемости от 2 до 11 раз, причем последующая закачка пластовой воды не приводила к восстановлению проницаемостей моделей. После закачки КС с низким межфазным натяжением водопроницаемость увеличивалась в 3-10 раз и составила 94 - 189% от первоначальной величины.

Дальнейшие эксперименты проводились на образцах керна длиной 4-6 см, диаметром 38 мм, пористость 13-17 %, проницаемость 0, 018-0,021 мкм2, температура опытов 80оС.

Прокачка фильтрата реального бурового раствора, содержащего «Сайпан» приводила к значительному снижению водопроницаемости до 15 и более раз. Установлено, что степень кольматации порового пространства фильтратом бурового раствора зависит от концентрации «Сайпана» и объема раствора, внедрившегося в пласт. Дальнейшая прокачка разработанных КС с низким межфазным натяжением позволяет увеличить относительную подвижность до 6 раз по отношению к подвижности пластовой воды и до 19 раз – по сравнению с подвижностью после прокачки «Сайпана».

Для условий месторождений ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см (водопроницаемость 0,35-0,42 мкм2, пористость 0,4-0,45 д.ед.) были проведены лабораторные опыты по оценке фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в диапазоне температур 6080оС. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный керн пласта Б8 Аганского месторождения. Получено, что закачка обратной эмульсии в пористую среду с остаточной нефтенасыщенностью приводит к снижению подвижности воды в 22,5 раза, при этом увеличение коэффициента вытеснения составляет от 20 до 30 %.

На основании полученных результатов обратные эмульсии были рекомендованы для дальнейших промысловых испытаний.

Лабораторные исследования влияния типа жидкости глушения (подтоварная вода, растворы хлористого натрия, хлористого кальция и нитрата кальция) на изменение добывных возможностей скважин были проведены применительно к условиям Вынгаяхинского, Муравленковского и Сугмутского месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Также было исследовано применение модифицирующих добавок ПАВ различных классов:

катионоактивные ПАВ (ИВВ-1, Нефтенол-ГФ, Алдинол-40, РХП-10, ГФ-1К) и комбинированные реагенты (РДН-У, Нефтенол-К, Нефтенол МЛ, Алдинол-МК, РХП-30).

Эксперименты проводились на образцах естественных кернов вышеуказанных месторождений при температуре 72 - 88оС. Длина кернов составляла 5-6 см, диаметр 38 мм, газопроницаемость – 25 - 96*10-3 мкм2, пористость 13-20%.

В результате проведенных опытов получено, что применение подтоварной воды и солевых растворов без облагораживающих добавок в качестве жидкостей глушения приводит к снижению подвижности нефти в 1,9-3,2 раза в результате увеличения водонасыщенности пористой среды в 1,6-2 раза. Использование жидкостей глушения, разработанных для условий месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьснефтгаз», позволило уменьшить водонасыщенность в 1,13 – 1,52 раза и повысить подвижность нефти в 1,26 – 2 раза.

В результате проведенных исследований обоснованы составы жидкостей глушения для конкретных геолого-физических условий месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», разработаны рекомендации по их наиболее рациональному использованию.

В пятой главе работы представлен алгоритм программы реализации адресного воздействия для конкретных геологофизических условий.

Эффективность применения любого метода повышения нефтеотдачи во многом зависит не только от правильного выбора опытного участка, но и от соответствующего расчета параметров реализации применяемого метода. Этот этап является неотъемлемой частью проведения опытно-промысловых работ, при этом перечень определяемых параметров реализации зависит от вида внедряемой технологии. Применительно к технологии нестационарного заводнения необходимо проведение не только расчетов оптимальной длительности циклов, напрямую зависящих от конкретных геологофизических характеристик выбранного участка и применяемой системы разработки, но и оценка технических возможностей системы ППД.

Алгоритм реализации адресного воздействия на примере нестационарного заводнения:

1. Определение зон пласта с максимальной остаточной нефтенасыщенностью.

2. Выбор опытного участка на основе распределения остаточной нефтенасыщенности.

3. Анализ гидродинамической связанности.

4. Определение средней проницаемости участка, расчет пьезопроводности и времени полуцикла отключения скважин.

5. Обоснование уровней изменения закачки с соответствующим расчетом компенсации.

6. Анализ технического состояния кустовых насосных станций (КНС) и имеющихся насосных агрегатов.

7. Разработка мероприятий по добывающим скважинам в целях поддержания оптимальных динамических уровней.

8. Разработка мероприятий по обработкам нагнетательных скважин для выравнивания профиля приемистости (ВПП) и интенсификации добычи 9. Составление план-графика остановок скважин с учетом определения времени полуцикла и намеченных обработок.

В работе вышеуказанный алгоритм выбора показан на примере реализации нестационарного заводнения на опытном участке пласта АВ1-2 - Мегионского месторождения.

Мегионское месторождение разрабатывается с 1964г. и объект АВ1-2 в настоящее время находится на стадии падающей добычи.

Залежь нефти пласта АВ1-2 представлена тонкозернистыми сильноглинистыми песчаниками и алевролитами сложной "рябчиковой" структуры. Диапазон изменения проницаемости 0,9215*10-3 мкм-2, пористости 19-23%, расчлененность – 2-7,8 ед.

Выбор конкретного участка для реализации нестационарного заводнения осуществлялся на основании анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основании анализа карт распределения проницаемости и остаточных нефтенасыщенных толщин, построенных с использованием методов математического моделирования, и позволяющих в комплексе с другой геологопромысловой информацией достаточно точно оценить расположение слабодренируемых зон пласта.

Проведенный анализ имеющейся геолого-промысловой информации по объекту АВ1-2, наличие сформированной системы ППД, остаточных запасов, гидродинамической связанности участка и достаточной пластовой энергии, явился основой для использования нестационарного (циклического) заводнения в качестве метода повышения эффективности разработки.

На основании показателей вязкости пластовой нефти, пористости, проницаемости и эффективной толщины пласта для выбранного опытного участка, была рассчитана гидропроводность и пьезопроводность, и определена длительность полуциклов нестационарного воздействия.

Поскольку эффективность технологии циклического заводнения нефтяных пластов зависит в значительной степени от амплитуды колебаний расхода нагнетаемой воды, то на период проведения нестационарного воздействия проведены расчеты среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, входящей в выбранные участки. При этом исходили из условия, что все скважины, участвующие в данном процессе, в полуцикле закачки работают с максимальной за период предшествующего года приемистостью, а объемы закачиваемой воды не превышают средний уровень закачки в "доциклический" период. Также оценивали изменение компенсации отбора жидкости закачкой. Характерной особенностью планируемого нестационарного процесса является снижение среднего уровня нагнетания воды по сравнению с достигнутым за период, предшествующий циклическому заводнению. Важным условием успешности является то, что уменьшение объемов нагнетания не приведет к снижению пластового давления до уровня давления насыщения.

Возможность осуществления технологии нестационарного заводнения непосредственно связана с состоянием всей системы поддержания пластового давления, включая нагнетательные скважины, водоводы, КНС и т.д. В это связи провели анализ технического оснащения насосных агрегатов на КНС, относящихся к выбранному опытному участку с целью выявления резерва и предотвращения возможных осложнений. Была рассчитана максимальная закачка в период до начала осуществления технологии и рассчитывалась среднемесячная закачка во время 1-го и 2-го полуциклов, полученные показатели сравнивались с утвержденным планом по закачке (согласно технологическому режиму недропользователя) и проектной мощностью КНС.

При реализации нестационарного заводнения возможно снижение динамических уровней по ряду добывающих (реагирующих) скважин в период полуцикла остановки нагнетательных скважин в определенной зоне пласта, поэтому было предусмотрено проведение мероприятий по изменению типа-размеров насосов, а также работы по изоляции водопритоков и интенсификации добычи нефти.

Для повышения эффективности реализации технологии на поздних стадиях разработки, необходимо осуществлять нестационарное заводнение в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленными на снижение слоистой неоднородности и повышение охвата пласта. Это позволяет интенсифицировать вытеснение нефти из низкопроницаемых пропластков, с одной стороны, и ограничивает непроизводительную закачку воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои. В качестве потокоотклоняющих композиций предложены растворы полимеров, гелеобразующие растворы, обратные эмульсии и т.п. Для интенсификации добычи нефти рекомендовано применение композиций на основе кислот, содержащих ПАВ для снижения межфазного натяжения и вытеснения остаточной нефти.

Составление план-графика геолого-технических мероприятий (ГТМ) на выбранном опытном участке осуществлялось на основании всестороннего анализа имеющейся геолого-промысловой информации, состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и с учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.

Результатом выполненных работ явилось составление планграфика остановок скважин с учетом определения времени полуцикла и намеченных обработок по опытному участку. Кроме того, для контроля за реализацией технологии был запланирован комплекс гидродинамических, геофизических и лабораторных исследований с указанием опорных скважин, видов и периодичности проведения исследований.

В шестой главе работы приведены результаты практического применения адресных технологий обработки скважин и воздействия на пласты.

Испытания технологий обработки скважин разработанными кислотными составами (КС) на основе Нефтенола ВВД либо СНО-3Б проводились на 23-х нагнетательных скважинах месторождений Ноябрьского региона: Карамовское (5 скважин), Холмогорское (скважины), Западно-Ноябрьское (13 скважин) и Средне-Итурское (скважины).

Общий анализ полученных результатов по всем проведенным скважино-обработкам показал, что суммарная дополнительная добыча нефти составляет 17,99 тыс. т (946,9 т/скв-опер.).

Успешность обработок нагнетательных скважин КС в ходе испытаний составила 100%, при увеличении приемистости от 1,2 до 4,8 (в среднем 2,02).

В ходе проведения обработок нагнетательных скважин было затрачено от 1,1 до 7,3 м3 КС на 1 метр перфорированной мощности пласта. Анализ промысловых данных показал, что для получения 2-х кратного увеличения приемистости удельный расход КС должен составлять не менее 3,8 м3/м.

Промысловые испытания технологии обработки скважин гелеобразующими растворами на основе жидкого стекла проводились с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляции притока подошвенной воды или заколонных перетоков (РИР). Всего было обработано 14 нагнетательных и добывающих скважин в НГДУ “Холмогорнефть”, “Муравленковскнефть” и “Заполярнефть”. По 7-ми нагнетательным скважинам обработки осуществлялись для выравнивания профиля приемистости, РИР проводился в 7-ми нагнетательных и 6-ти добывающих скважинах.

Общий объем дополнительной нефти составил 17,7 тыс. т, в том числе 11,2 тыс. т получено в результате обработок нагнетательных скважин, из них 7726 т по РИР и 3499 т по ВПП. Средняя добыча нефти на 1 скв/опер по РИР составляет 1100 т, по ВПП - 875 т.

Обработки добывающих скважин, которые выполнялись с целью ремонтно-изоляционных работ, позволили получить дополнительно 6491,4 т нефти, при этом средняя эффективность равняется 1082 т нефти на 1 скв/опер.

В ходе испытаний по обработке 7-ми нагнетательных скважин с целью ВПП было достигнуто снижение приемистости в среднем в 1,раза при диапазоне изменений от 1 до 2,3.

Большинство месторождений ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется постепенным падением добычи нефти, высокой обводненностью продукции скважин с неуклонным ее нарастанием, что также снижает эффективность процесса разработки.

Кроме того, в последние годы в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» были введены в разработку месторождения, запасы нефти которых в основном (82%) относятся к юрским и ачимовским отложениям, разработка которых осложняется опережающим обводнением продукции скважин при незначительном охвате пласта процессом заводнения. В целях снижения обводненности добываемой продукции и повышения эффективности добычи нефти, была разработана и внедрена технология закачки обратной эмульсии (ОЭ), направленная на выравнивание профилей приемистости и снижение обводненности добываемой продукции.

Обратной эмульсией было обработано 25 нагнетательных скважин, расположенных на Аганском (Б8), Мегионском (Б8, А1-2), Южно-Аганском (Б9), Ново-Покурском (Ю1), Покамасовском (Ю1) и Северо-Покурском (А1-2) месторождениях. Общий объем закачанной эмульсии составил 3250 м3, при этом в одну нагнетательную скважину закачивалось в среднем 100-150 м3 эмульсии.

Дополнительная добыча нефти от всех обработок с применением ОЭ, рассчитанная по методу характеристик вытеснения (программа «Эффект+») составила 15,3 тыс. т или 611 т/скв-опер., на 1 мзакачанной эмульсии дополнительная добыча составила 4,7 т нефти.

Выполненный анализ показал, что максимальная удельная дополнительная добыча нефти (9,8 т на 1 м3 закачки ОЭ) относится к обработкам, выполненным на пластах группы Ю. Обработки скважин на пластах группы А и Б характеризуются меньшими удельными показателями (6,2 и 2,5 т/м3 закачки), что очевидно связано с большей выработанностью пластов этих групп, то есть с меньшими удельными остаточными запасами на скважину.

В целом, для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов месторождений ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» было реализовано внедрение комплексной технологии (нестационарное заводнения в сочетании с обработками скважин). За период 2005-2008гг. комплексная технология была применена на 39-ти опытных участках, расположенных на 8-ми месторождениях (Аганское, Мегионское, Ватинское, СевероПокурское, Аригольское, Мыхпайское, Южно-Аганское, Покамасовское) ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Дополнительная добыча нефти за счет комплексной технологии (нестационарное заводнение+адресные обработки) за период 20052008гг. (с учетом переходящего эффекта) составляет 240 тыс. т, что подтверждено соответствующим актом внедрения.

В седьмой главе работы приведено обоснование наиболее эффективных технологий обработки скважин для конкретных объектов разработки.

При разработке нефтяных месторождений ежегодно проводится значительное количество геолого-технических мероприятий, в том числе применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов, реализация которых требует дополнительных финансовых и трудовых затрат. Поэтому оценка эффективности применяемых технологий обработки скважин и МУН является достаточной важной проблемой как на этапе опытно-промышленных работ, так и при широкомасштабном внедрении.

Анализ, проведенный для многих месторождений Западной Сибири и других нефтяных регионов, показывает, что эффективность многих методов повышения нефтеотдачи и обработок скважин весьма невысока, а успешность (отношение числа обработок с положительным эффектом к общему числу обработок) очень часто не превышает 50%, причем эта тенденция сохраняется на протяжении многих лет.

Низкая эффективность многих видов ГТМ и МУН обусловлена не столько качеством технологий, сколько необоснованным подбором скважин и опытных участков для их применения. Например, нередко ГТМ проводятся на скважинах, когда эффект от предыдущей обработки еще не закончился, либо на опытных участках, не имеющих достаточных остаточных запасов нефти. Также имеет место необоснованное применение технологий, как например, закачка водоизолирующих составов в скважины при незначительной обводненности их продукции.

Поэтому планирование ГТМ и МУН должно осуществляться на основании анализа эффективности выполненных мероприятий в целях определения наиболее эффективных технологий для конкретных объектов разработки. В работе представлены результаты определения технологической эффективности применения 16-ти различных технологий выравнивания профиля приемистости, выполненных на 306 нагнетательных скважинах (1337 реагирующих добывающих), расположенных на месторождениях ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз».

За анализируемый период было закачано более 170 тыс. т химреагентов, в среднем 570 т на одну обработку.

Дополнительная добыча нефти от применения технологий ВПП на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» оценивается в 252 тыс. т (822 т на 1 скв/опер.), сокращение добычи воды составляет более 1,76 млн. т (10 т на 1 т закачанного химреагента).

При этом дополнительная добыча нефти на 1 т закачанного химреагента составляет всего 1,4 т, или порядка 188 т в год на одну добывающую скважину. Общая успешность выполненных работ - 62,5%.

Для более представительного анализа из рассмотрения были исключены технологии, применявшиеся менее 6 раз, поэтому дальнейшему анализу были подвергнуты оставшиеся 11 технологий.

Для каждой технологии были определены общая дополнительная добыча нефти за анализируемый период, сокращение попутно добываемой воды, удельная добыча нефти и сокращение добычи воды на 1 скв/опер, общий и удельный объем закачки химреагентов, дополнительная добыча нефти и сокращение добычи воды на 1 т закачанного химреагента, проведена оценка успешности выполненных обработок по каждой технологии.

В целях определения эффективности технологий для конкретных геолого-физических условий было проведено распределение анализируемых 11-ти технологий по конкретным геологическим пластам с указанием количества проведенных обработок (не менее трех), технологической эффективности, объемов уменьшения воды и других показателей, рассчитана успешность проведенных обработок.

Сделанный анализ позволил выявить технологии ВПП, дающие максимальную технологическую эффективность (более 500 т/скв-опер. при успешности 63-100%) для конкретных геологофизических условий разработки месторождений ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз», а полученные результаты явились основанием для разработки рекомендаций недропользователю по повышению эффективности применения технологий ВПП.

Основные результаты и выводы 1. Выполняемые в настоящее время обработки скважин проводятся хаотично, имеют своей целью воздействие на отдельные скважины, которые искусственно изолируются от совокупности нагнетательных и добывающих скважин, посредством которых и осуществляется процесс разработки. Подобный подход не позволяет достичь высоких конечных показателей разработки.

2. Для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти предложено адресное воздействие на пласты и скважины с использованием композиций химреагентов и технологий, разработанных для конкретных условий пласта, отдельных участков месторождения и скважин, осуществляемое на основе определенных принципов:

• Постановка и проведение всего комплекса работ на основе детального анализа геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки.

• Выявление приоритетных участков для реализации адресных методов воздействия по результатам анализа текущего состояния разработки пласта, сформированности системы разработки и распределения остаточной нефтенасыщенности.

• Обоснование метода адресного воздействия с учетом выявленных причин снижения эффективности и возможностей системы разработки.

• Разработка композиций химреагентов и методов адресного воздействия на основе экспериментальных исследований с использованием естественного кернового материала и пластовых флюидов в условиях, близких к пластовым.

• Подбор программы и параметров реализации адресного воздействия для опытного участка с учетом конкретных геологофизических характеристик пласта, технического состояния скважин и окружающей инфраструктуры.

• Совершенствование и дальнейшее промышленное внедрение наиболее эффективных технологий на основе полученных промысловых результатов их применения в подобных геологофизических условиях.

3. Разработка композиций химреагентов должны проводиться для конкретных геолого-физических условий пласта на основании определенных требований, соблюдение которых позволит придать ей высокие нефтевытесняющие или водоизолирующие свойства.

Проведение фильтрационных исследований на образцах пористой среды необходимо осуществлять с максимальным приближением к реальному характеру процессов, происходящих в естественных условиях.

4. В результате проведенных экспериментальных исследований получены кислотные составы с низким межфазным натяжением для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин в условиях высоких пластовых температур.

5. Экспериментально получено, что закачка силикатных гелей в пористую среду может приводить к снижению водопроницаемости до 10 тысяч раз. В ходе фильтрационных опытов выявлены особенности процесса фильтрации воды в пористой среде, заполненной гелем, и выделено 3 характерных зоны: 1-я - зона стабильного геля; 2-я - зона частичного разрушения геля; 3-я - зона выноса геля. Для низко- и высокопроницаемых образцов получены эмпирические зависимости расчета коэффициента изоляции силикатным гелем в зависимости от приложенного градиента давления.

6. Разработаны стабильные обратные эмульсии для температур до 80оС, позволяющие снизить подвижности воды в 2-2,5 раза, при этом увеличение коэффициента вытеснения составляет от 20 до 30 %.

Обратная эмульсия рекомендована для обработок нагнетательных скважин в целях перераспределения фильтрационных потоков.

7. Проведенные исследования показали, что использование подтоварной воды и солевых растворов без облагораживающих добавок в качестве жидкостей глушения на скважинах месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» приводит к снижению подвижности нефти в 1,9-3,2 раза в результате увеличения водонасыщенности пористой среды в 1,6-2 раза. Использование жидкостей глушения, специально разработанных для условий этих месторождений, позволяет уменьшить водонасыщенность в 1,13 – 1,раза, тем самым увеличивая подвижность нефти в 1,26 – 2 раза.

8. На примере нестационарного заводнения представлен алгоритм реализации адресного воздействия для конкретных геологофизических условий. Показано, что при применении любой технологии воздействия на пласт необходимо определение оптимальных параметров для её реализации в конкретных геологофизических условиях и текущего состояния разработки выбранного участка.

9. Проведены промысловые испытания разработанных композиций химреагентов. Кислотные составы и гелеобразующие растворы испытаны на нагнетательных и добывающих скважинах Карамовского, Холмогорского, Западно-Ноябрьского и других месторождений Ноябрьского региона. Обратными эмульсиями обработаны нагнетательные скважины Аганского, Мегионского, Покамасовского месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Проведенные работы подтвердили эффективность разработанных композиций. Дополнительно получено 50 тыс. т нефти.

10. В результате внедрения основных положений диссертационной работы по созданию и практическому применению адресных технологий воздействия на скважины и нефтяные пласты, содержащие трудноизвлекаемые запасы, на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно получено 240 тыс. т нефти.

11. Проведенный анализ результатов применения технологий выравнивания профилей приемистости на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» позволил выделить наиболее эффективные технологии для конкретных объектов разработки.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. РД 153-39Н-020-97. Инструкция по применению силикатнополимерных гелей (СПГ) для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах / ОАО «ВНИИнефть»; А. Т. Горбунов, А. В. Старковский, Т. С. Рогова, А. М. Петраков. – Введ. с 01.08.1997. – М.: ВНИИнефть, 1997. – 13 с.

2. РД 153-39Н-022-97. Инструкция по применению технологии обработки скважин кислотными микроэмульсиями / ОАО «ВНИИнефть»; А. Т. Горбунов, А. М. Петраков, Т. С. Рогова [и др.]. - М.: ВНИИнефть, Введ. с 01.08.1997. - 8 с.

3. А.с. 1764354 СССР, МПК Е 21 В 43/22. Способ вытеснения остаточной нефти / А. Т. Горбунов, В. А. Широков, А. М. Петраков, Т. С. Рогова, И. В. Ходаков, М. А. Кучма, В. Т. Гермашев. № 4857172/03; заявл. 02.08.1990; опубл. 15.05.1994.

4. А.с. 1810507 СССР, МПК Е 21 В 43/27. Состав кислотной микроэмульсии для интенсификации добычи нефти / В. Г. Гермашев, Н. А. Кононова, Т. Н. Нежурина, П. П. Гузиев, А. Т. Горбунов, В. А. Широков, А. М. Петраков, В. А. Гуменюк, Д. Ю. Крянев, В. О. Палий, А. П. Мягких. - № 4920442/03; заявл. 19.03.1991; опубл.

23.04.1993.

5. Пат. 1825518 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/22.

Композиция для обработки призабойной зоны скважины / А. Т. Горбунов, В. А. Широков, А. М. Петраков, И. В. Ходаков, В. А. Гуменюк, В. Т. Гермашев, А. Х. Шахвердиев. - № 4949549/03;

заявл. 26.06.1991; опубл. 12.10.1992.

6. Пат. 2012787 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/22.

Способ разработки нефтяной залежи / В. А. Широков, А. Т. Горбунов, А. М. Петраков, Д. П. Забродин, В. Г. Гермашев, Н. А. Кононова. - № 5037822/03; заявл. 15.04.1992; опубл. 15.05.1994.

7. Пат. 2013527 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/22.

Композиция ПАКС (поверхностно-активной кислотной системы) для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / В. А. Широков, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов, А. Х. Шахвердиев, А. М. Петраков, И. В. Ходаков, В. А. Гуменюк, В. Г. Гермашев, Н. А. Кононова, Х. Х. Гумерский. - № 5021878/03; заявл. 28.12.1991;

опубл. 30.05.1994.

8. Пат. 2065032 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/22.

Способ обработки призабойной зоны скважины / А. Т. Горбунов, В. С. Алиев, Т. С. Рогова, А. В. Старковский, А М. Петраков, М. Ю. Мухин, В. А. Гуменюк. - № 93057165/03; заявл. 23.12.1993;

опубл. 10.08.1996.

9. Пат. 2333243 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/74. Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Т. С. Рогова, Ю. Э. Ивина, О. Г. Глущенко, С. В. Макаршин. - № 2007106032/03; заявл.

20.02.2007; опубл. 10.09.2008.

10. Пат. 2333928 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/584.

Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Т. С. Рогова, С. В. Макаршин. - № 2007102834/03;

заявл. 26.01.2007; опубл. 20.09.2008.

11. Горбунов А. Т. Особенности обработки призабойных зон скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами / А. Т. Горбунов, А. М. Петраков // Сб. науч. тр. / ВНИИ. - 1988. - Вып. 102. - С. 205-211.

12. Бадалянц Г. А. Результаты исследования возможности использования НПАВ для обработки нагнетательных скважин, вскрывающих высокотемпературные пласты / Г. А. Бадалянц А. Б. Баишев, А. Т. Горбунов, В. Г. Оганджанянц, А. М. Петраков [и др.] // Сб. науч. тр. / ВНИИ. - 1989 [на обл. 1991]. - Вып. 105. - С. 5-14.

13. Горбунов А. Т. Результаты обработок призабойных зон пласта нагнетательных скважин на Карамовском месторождении ПО "Ноябрьскнефтегаз"/ А. Т. Горбунов, Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков [и др.] // Сб. науч. тр. / ВНИИ. - 1991. - Вып. 108. - С. 96-100.

14. Горбунов А. Т. Экспериментальные исследования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств растворов на основе ПАВ (Нефтенол) / А. Т. Горбунов, В. А. Широков, А. М. Петраков // Сб. науч. тр. / ВНИИ. - 1991. - Вып. 110. - С. 33-40.

15. Горбунов А. Т. О стратегии воздействия на призабойные зоны пластов с применением физико-химических методов / А. Т. Горбунов, А. М. Петраков // Фундаментальные и поисковые исследования механизма вытеснения нефтей различными агентами и создание технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти: материалы совещ. (май 1991; Альметьевск). - М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - С. 136-149.

16. Горбунов А. Т. Оценка возможности получения микроэмульсионных агентов для обработки добывающих скважин / А. Т. Горбунов, А. М. Петраков, В. А. Широков // Сб. науч. тр. / ВНИИнефть. - 1993. - Вып. 116. - С. 5-11.

17. Горбунов А. Т. Системная технология воздействия на нефтяные пласты при разработке нефтяных месторождений / А. Т. Горбунов, Л. Н. Бученков, А. М. Петраков // Сб. науч. тр. / ВНИИнефть. - 1993. - Вып. 117, Ч. 2. - С. 196-205.

18. Петраков А. М. Системная технология - эффективный путь увеличения нефтеотдачи пластов / А. М. Петраков, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов [и др.] // IV Европейский Симпозиум по увеличению нефтеотдачи пластов (27-29 окт. 1993, Москва). - М., 1993.

19. Горбунов А. Т. Разработка составов кислотных микроэмульсий на основе ПАВ "Нефтенол" для обработки скважин / А. Т. Горбунов, В. А. Широков, А. М. Петраков // Сб. науч. тр. / ВНИИнефть. - 1995. - Вып. 121. - С. 32-38.

20. Горбунов А. Т. Использование гелеобразующих растворов на основе жидкого стекла с целью ограничения водопритоков и выравнивания профиля приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах на месторождениях АООТ “Ноябрьскнефтегаз”/ А. Т. Горбунов, А. М. Петраков, Т. С. Рогова [и др.] // Губкинские чтения: "Развитие идей И. М. Губкина в теории и практике нефтегаз. дела" (14; 15-17 окт. 1996; Москва): тез. докл. / ГАНГ. - М., 1996. - С. 145.

21. Горбунов А. Т. Литолого-петрофизическое изучение заглинизированных коллекторов / А. Т. Горбунов, А. Г. Ковалев, А.М.

Петраков [и др.] // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: материалы совещ. (сент. 1995; Альметьевск) / НК "Роснефть" [и др.]. - М., 1996. - С. 193-220.

22. Горбунов А. Т. Применение кислотных составов с низким межфазным натяжением на основе композиционных ПАВ для увеличения приемистости нагнетательных скважин / А. Т. Горбунов, А. М. Петраков, Т. С. Рогова [и др.] // Губкинские чтения: "Развитие идей И. М. Губкина в теории и практике нефтегаз. дела" (14; 15-окт. 1996; Москва): тез. докл. / ГАНГ. - М., 1996. - С. 152.

23. Горбунов А. Т. Применение химреагентов АО «Химеко-Ганг» для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти / А. Т. Горбунов, А. М. Петраков, Д. Ю. Крянев [и др.] // Нефт. хоз-во. - 1997. - № 12. – С. 65-69.

24. Гумерский Х. Х. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия / Х. Х. Гумерский, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов, А. М. Петраков // Нефт. хоз-во. – 2000.

- № 12. – С. 12-15.

25. Хавкин А. Я. Интенсификация разработки – нефтеотдача / А. Я. Хавкин, А. М. Петраков // Бурение и нефть. – 2002. - № 11. – С. 24-27.

26. Хавкин А. Я. Технологии сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта / А. Я. Хавкин, А. М. Петраков, А. В. Сорокин // Бурение и нефть. – 2002. - № 10. - С. 14-16.

27. Петраков А. М. Особенности процесса фильтрации гелеобразующих растворов в пористой среде / А. М. Петраков // Бурение и нефть. - 2003. - № 11. - С. 36-39.

28. Петраков А. М. Особенности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта в низкопроницаемых коллекторах / А. М. Петраков // Бурение и нефть. - 2003. - № 7-8. - С. 52-53.

29. Крянев Д. Ю. Критерии выбора объектов разработки ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" для применения нестационарного заводнения / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, А. В. Билинчук // Сб.

науч. тр. / ОАО "ВНИИнефть". - 2005. - Вып. 132. - С. 135-145.

30. Крянев Д. Ю. Методические рекомендации для классификации объектов разработки и оценки эффективности нестационарного заводнения / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, И. И. Минаков [и др.] // Науч.-практ. семинар «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья» (28-29 сент.

2005, Сургут): тез. докл. – Сургут, 2005.

31. Крянев Д. Ю. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере опытного участка Аганского месторождения / Д. Ю. Крянев А. М. Петраков, И. И. Минаков [и др.] / Сб. науч. тр. / ОАО "ВНИИнефть". - 2005. - Вып. 133. - С. 28-43.

32. Жданов С. А. Системная технология воздействия на пласт / С. А. Жданов, Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков // Вестник ЦКР Роснедра.

- 2006. - № 1. - С. 39-52.

33. Жданов С. А. Системная технология воздействия на пласт (в порядке обсуждения) / С. А. Жданов, Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков // Нефт. хоз-во. - 2006. - № 5. - С. 84-86.

34. Крянев Д. Ю. Разработки и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д. Ю. Крянев А. М. Петраков, Т. С. Рогова [и др.] // Нефтепромысл.

дело: НТЖ / ВНИИОЭНГ. - 2006. - № 9. - С. 26-31.

35. Крянев Д. Ю. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Т. С. Рогова [и др.] // Бурение и нефть. - 2006. - № 7/8. - С. 8-11.

36. Крянев Д. Ю. Критериальный выбор объектов для реализации нестационарного воздействия на поздних стадиях разработки / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, И. И. Минаков [и др.] // Междунар.

науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (1; 18-19 сент. 2007; Москва): материалы: в 2 т.

/ ОАО "ВНИИнефть". - М., 2007. - Т. 2. - С. 238-246.

37. Крянев Д. Ю. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации / Д. Ю. Крянев А. М. Петраков, И. И. Минаков [и др.] // Сб. науч. тр. / ОАО "ВНИИнефть". - 2007. - Вып. 136. - С. 6-19.

38. Крянев Д. Ю. Развитие методов увеличения нефтеотдачи в рамках федеральной целевой научно-технической программы / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Т. С. Рогова // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 8. - С. 40-42.

39. Крянев Д. Ю. Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, И. И. Минаков [и др.] // Вестник ЦКР. - 2007. - № 1. - С. 28-35.

40. Крянев Д. Ю. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Ю. В. Шульев [и др.] // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 1. - С. 54-57.

41. Крянев Д. Ю. Результаты проведения работ по внедрению технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на примере опытного участка Аганского месторождения / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, А. В. Билинчук // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы / Междунар. академ. конф.

(11-13 окт. 2006; Тюмень). - Тюмень: ФГУП "ЗапСибНИИГГ", 2007. - С. 201-205.

42. Шульев Ю. В. Повышение уровня добычи нефти на объектах месторождений Западной Сибири (ОАО "СлавнефтьМегионнефтегаз"), приуроченных к высокообводненным и низкопродуктивным коллекторам / Ю. В. Шульев, А. В. Билинчук, Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (1;

18-19 сент. 2007; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2007. - Т. 1. - С. 48-55.

43. Крянев Д. Ю. Повышение эффективности разработки низкопроницаемого пласта / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, И. И. Минаков [и др.] // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы / Междунар.

академ. конф. (20-22 нояб. 2007; Тюмень). - Тюмень: ФГУП "ЗапСибНИИГГ", 2008. - С. 27.

44. Шульев Ю. В. Увеличение добычи нефти в осложненных условиях/ Ю. В. Шульев, А. В. Билинчук, Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков [и др.] // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы / Междунар.

академ. конф. (20-22 нояб. 2007; Тюмень). - Тюмень: ФГУП "ЗапСибНИИГГ", 2008. - С. 358-363.

45. Билинчук А. В. Обобщение опыта применения технологии нестационарного заводнения и комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2005-2008 гг. / А. В. Билинчук, Д. Ю. Крянев, И. И. Минаков, А. М. Петраков [и др.] // Междунар.

науч. симп. “Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов” (2; 15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т.

/ ОАО “ВНИИнефть”. - М., 2009. - Т. 1. - С. 71-76.

46. Денисов С. Б. Совершенствование системы разработки низкопроницаемых коллекторов / С. Б. Денисов, Д. Ю. Крянев, И. И. Минаков, А. М. Петраков [и др.] // Междунар. науч. симп.

“Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов” (2; 15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО “ВНИИнефть”. - М., 2009. - Т. 1. - С. 114-118.

47. Крянев Д. Ю. Результаты применения технологий выравнивания профиля приемистости на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Д. В. Рейнгарт [и др.] // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». – 2009. - Вып. 140. - С. 5-16.

Соискатель Петраков А.М.




© 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.