WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

УДК 622.276

На правах рукописи

МАНАПОВ ТИМУР ФАНУЗОВИЧ

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ
ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа  2011

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР)

Научный консультант

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

  доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

  доктор технических наук, профессор

Котенев Юрий Алексеевич

  доктор физико-математических наук

Булгакова Гузель Талгатовна

  доктор технических наук

Вафин Риф Вакилович

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Защита диссертации состоится 2011 г. в  часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке
ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан  2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук        , профессор               Л.П. Худякова 

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Современное состояние нефтедобывающей промышленности России характеризуется постоянным ухудшением качества ресурсной базы, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов в структуре активов нефтяных компаний. Значительная часть пластов, находящихся в разработке, имеет высокую неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), что в условиях активного заводнения приводит к опережающей выработке высокопродуктивных участков и интенсивному обводнению продукции добывающих скважин. Нередки случаи, когда при степени выработки извлекаемых запасов в 50…60 % средняя обводненность по объекту разработки превышает 90 %, что делает весьма проблематичным рентабельное извлечение оставшихся запасов нефти.

На месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, к естественной гетерогенности порового пространства добавляется «техногенная» неоднородность, связанная с фрактальным характером потока флюидов при неравномерном заводнении прослоев с различными фильтрационными характеристиками. Это приводит к образованию многочисленных «застойных» и слабо вырабатываемых зон и существенному снижению эффективности реализуемых систем и технологий разработки. Значительная часть закачиваемой воды фильтруется по ранее «промытым» участкам к забоям добывающих скважин, не совершая полезной работы по вытеснению нефти из зон с повышенной нефтенасыщенностью. Стремясь сократить темпы падения добычи нефти, компании-недропользователи вынуждены увеличивать объемы отбираемой жидкости, что приводит к резкому росту затрат на электроэнергию, транспорт и переработку добываемой продукции.

Для сокращения удельных затрат на добычу нефти в завершающей стадии разработки необходимо системное регулирование объемов закачки воды и отбора жидкости. Оптимизировать процесс выработки запасов нефти возможно за счет разработки и внедрения технологий комбинированного управления фильтрационными потоками, подразумевающего комплексное применение потокоотклоняющих методов, селективной водоизоляции, нестационарного заводнения (НЗ), методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин. Необходим научно обоснованный комплексный подход к обоснованию критериев, условий и оптимальных параметров эффективного применения данных технологий. Закачка холодной воды в залежи с изначально высокой пластовой температурой усугубляет ситуацию с неравномерностью выработки запасов, поэтому необходимы инструменты (методология и алгоритмы, реализованные в виде расчетных схем принятия решений), позволяющие оценить возможные потери потенциально подвижных запасов в процессе заводнения и предложить адекватные способы интенсификации разработки таких запасов.

Цель работы – обеспечение эффективной разработки нефтяных месторождений с неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующихся высокой обводненностью добываемой продукции, за счет создания новых технологий разработки и методик обоснования оптимальных критериев, условий и параметров воздействия на нефтяные пласты в завершающей стадии разработки.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи исследований:

  1. Анализ причин формирования остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти, обзор существующих технологий повышения эффективности извлечения остаточных запасов нефти;
  2. Исследование процессов нестационарного воздействия на послойно-неоднородные коллекторы при различной вязкости пластовой нефти, разработка комплексной технологии извлечения нефти из неоднородных пластов с применением методов селективной водоизоляции и нестационарного заводнения;
  3. Разработка методики определения оптимальных условий и параметров применения технологий селективной водоизоляции выработанных пластов;
  4. Изучение процессов неизотермической фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах; создание комбинированной технологии, сочетающей тепловое воздействие с изоляцией выработанных охлажденных пластов;
  5. Определение стратегии повышения эффективности реализуемой системы заводнения на основе анализа текущего состояния разработки, исследования теплового режима залежей и изучения выработки запасов нефти в завершающей стадии разработки (на примере участка Самотлорского месторождения).

Методы исследований

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов анализа состояния разработки изучаемого объекта, анализа результатов геолого-промысловых исследований, применении современных технологий обработки статистической информации по истории разработки месторождения, математического моделирования фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости коллекторах с использованием эффективных вычислительных методов, а также обобщении результатов промышленных испытаний разработанных технологий.

Научная новизна результатов работы

  1. Созданы научно-методические основы определения оптимальных критериев применения технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих скважинах и потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах.
  2. Теоретически обоснован механизм селективной водоизоляции в добывающих скважинах, приводящей к возникновению вертикальных перетоков воды в низкопроницаемый нефтенасыщенный слой, в результате чего часть подвижных запасов нефти остается в зоне с ухудшенными фильтрационными характеристиками, «отсеченной» от процесса активного вытеснения.
  3. Показано, что применение потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах в условиях послойно-неоднородных пластов приводит к инициированию вертикальных перетоков нефти в высокопроницаемый заводненный слой, причем интенсивность этих перетоков прямо пропорциональна объему изолируемой области заводненного высокопроницаемого слоя коллектора.
  4. Разработана методика определения оптимальных условий и параметров применения технологии нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины. Показано, что при повышенной вязкости пластовой нефти эффективность этой технологии существенно зависит от величины обводненности продукции на момент воздействия.
  5. Показано, что своевременное и адресное выполнение серии последовательных обработок призабойных зон добывающих скважин с целью селективной изоляции обводненных пропластков (даже при низкой текущей обводненности) способствует продлению сроков фонтанной эксплуатации за счет сдерживания темпов обводнения скважин.
  6. Разработана новая технология теплового воздействия в сочетании с селективной водоизоляцией послойно-неоднородных частично заводненных коллекторов.

Основные защищаемые положения:

  1. Методология определения оптимальных критериев применения технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих скважинах и потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах;
  2. Методика определения оптимальных условий и параметров применения технологии нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины;
  3. Принципы оптимального применения технологии циклической эксплуатации добывающей скважины с целью максимального извлечения остаточных запасов нефти;
  4. Технология теплового воздействия в сочетании с селективной водоизоляцией послойно-неоднородных частично заводненных коллекторов;
  5. Стратегия повышения эффективности реализуемой системы заводнения на основе анализа текущего состояния разработки, исследования теплового режима залежей и изучения выработки запасов нефти в завершающей стадии разработки (на примере участка Самотлорского месторождения).
Практическая ценность и реализация работы
  1. Результаты диссертационной работы использованы при планировании и внедрении комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях Нижневартовского региона и Оренбургской области.
  2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего работы по выравниванию профиля приемистости и притока, изоляции обводнившихся пропластков в добывающих скважинах, интенсификации притока в малодебитных скважинах, регулированию объемов закачки и отборов по участкам, перераспределению объемов закачки по площади месторождения, позволило получить 1.115 тыс. т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом в
    2.1 млн руб.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 1999, 2003 гг.), Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи – основа рациональной разработки нефтяных месторождений» (г. Альметьевск, 2000 г.), Международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа» (г. Москва, 2003 г.), 12-ом Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (г. Казань, 2003 г.), Российской нефтегазовой технической конференции и выставке общества инженеров-нефтяников SPE (г. Москва, 2006, 2008, 2010 гг.), семинаре общества инженеров-нефтяников SPE «Проблемы управления водным режимом – распределение нефти и воды в пласте-коллекторе» (г. Москва, 2006 г.), VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009), семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2006-2010 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 52 научных трудах, в том числе в 1 монографии и 23 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки  РФ, получены 9 патентов РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, рекомендации по промысловому внедрению, анализ результатов опытно-промышленных испытаний.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 223 наименования. Работа изложена на 314 страницах машинописного текста, содержит 171 рисунок и 19 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту проф. Н.И. Хисамутдинову, проф. И.В. Владимирову, к.ф.-м.н. Т.Г. Казаковой, проф. М.М. Хасанову, к.т.н. А.Р. Латыпову, плодотворное сотрудничество с которыми способствовало становлению и развитию идей, положенных в основу работы. Автор благодарит специалистов НПО «Нефтегазтехнология», руководство ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» и сотрудников ее дочерних нефтегазодобывающих предприятий, соавторов совместных публикаций, коллег по работе за помощь и поддержку при проведении исследований и внедрении полученных рекомендаций.

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам разработки неоднородных по проницаемости коллекторов, в том числе с использованием технологий селективной водоизоляции промытых зон пластов, потокоотклоняющих и нестационарных технологий, тепловых методов воздействия на нефтяные залежи.

Рассмотрены условия формирования остаточных запасов нефти в процессе разработки месторождений. Показано, что причины формирования трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти определяются физическими условиями течения пластовых флюидов в неоднородном по проницаемости коллекторе. Для извлечения нефти из низкопроницаемого коллектора необходимо создавать больший градиент давления, чем для высокопроницаемого коллектора при прочих равных условиях. Это принципиальное положение лежит в основе хорошо известных проблем разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным характеристикам коллекторов и определяет геолого-технические причины формирования невырабатываемых зон.

Техногенное воздействие на пласт во многом способствует созданию таких условий в пласте, при которых процессы возникновения застойных недренируемых областей многократно усиливаются.

Большие возможности увеличения нефтеотдачи с применением физико-химических методов воздействия на пласты, разрабатываемые с заводнением, отмечались еще в середине прошлого века в работах Г.А. Бабаляна, А.П. Крылова, И.Л. Мархасина и др. В последующие годы необходимость и перспективность применения комбинированных технологий (заводнение с использованием физико-химических технологий) отмечаются в трудах В.Е. Андреева, Б.Т. Баишева, Ю.Е. Батурина, А.А. Боксермана, Г.Г. Вахитова, И.В. Владимирова, А.Ш. Газизова, И.Ф. Глумова, А.Т. Горбунова, Г.И. Григоращенко, С.А. Жданова, Ю.В. Желтова, Ю.П. Желтова, Р.Р. Ибатуллина, Г.З. Ибрагимова, М.М. Кабирова, В.Д. Лысенко, Р.Х. Муслимова, А.Д. Мухарского, Ю.А. Поддубного, В.Г. Султанова, М.Л. Сургучева, А.Г. Телина, Р.Т. Фазлыева, З.А. Хабибуллина, А.Я. Хавкина, Н.И. Хисамутдинова, А.Х. Шахвердиева, И.А. Швецова и других исследователей.

Эффективное проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах (технологии селективной водоизоляции (СВИ)), а также напрямую связанные с этим вопросы регулирования объемов и профилей закачки воды в нагнетательных скважинах (потокоотклоняющие технологии (ПОТ)) являются в настоящее время принципиально важными для обеспечения высоких показателей выработки запасов нефти. При этом приоритетными направлениями совершенствования данного круга вопросов выступают следующие общие задачи, неразрывно связанные между собой:

  • повышение адресности проведения данного вида работ в продуктивном пласте, направленных на изоляцию наиболее промытых и выработанных участков пласта;
  • повышение эффективности существующих технологий водоограничения, тампонирующих составов и специальных добавок, устройств и способов по ограничению водопритоков;
  • общее повышение эффективности системы заводнения на основе ограничения подвижности пластовых вод и смены направлений фильтрационных потоков.

К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Технологии ограничения водопритока должны обладать селективностью воздействия на промытые водонасыщенные интервалы, сохраняя коллекторские свойства нефтенасыщенной части продуктивного пласта; иметь высокую фильтруемость в пористой среде для создания изолирующего потокоотклоняющего экрана заданного радиуса действия.  Компоненты, входящие в состав изолирующих композиций, должны быть устойчивыми к воздействию пластовых флюидов, температуры и давления, а также технологических жидкостей; обладать высокой адгезией к горной породе и цементному камню; быть доступными, нетоксичными и безопасными.

Как показали результаты проведенных исследований, наиболее перспективными для применения являются водоизоляционные технологии, основанные на использовании полимерных составов, силикатов и алюмосиликатов, а также кремнийорганических соединений.

Значительное разнообразие представленных методов, подходов и технологий не свидетельствует о том, что все они с равной долей успешности могут быть применены на любых залежах нефти. Напротив, промысловый опыт говорит о том, что уровень эффекта от внедрения технологий и методов ограничения водопритока носит неравномерный характер – от резкого и значительного улучшения промысловых характеристик до отсутствия эффекта по отдельным скважинам и участкам.

На основе проведенного анализа выявлена высокая степень зависимости эффективности реализации заводнения с сопровождающими изоляционными работами от особенностей геологического строения коллектора. Карбонатные коллекторы с развитой трещинной системой требуют принципиально иной организации закачки и применения потокоотклоняющих технологий, нежели водоплавающие залежи с активной подошвенной водой. Технологии, показывающие высокую эффективность на терригенных залежах Урало-Поволжья, ограниченно применимы для полимиктовых коллекторов Западной Сибири с повышенным глиносодержанием цемента. При этом сочетание нескольких осложняющих выработку запасов факторов требует разработки дополнительных технологических решений.

Показано, что для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличивать текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями, наряду с физико-химическими методами, обладают упруго-капиллярный циклический способ разработки (нестационарное заводнение) в сочетании с технологиями изменения направления фильтрационных потоков.

Технологии СВИ (ПОТ) и нестационарного заводнения в какой-то мере антагонистичны друг другу. Действительно, нестационарные технологии используют заводненные высокопроницаемые каналы для транспорта нефти, перетекшей из низкопроницаемых объемов коллектора, в то время как при ПОТ (СВИ) высокопроницаемые каналы отсекаются от фильтрации, тем самым интенсифицируется приток из низкопроницаемых слоев коллектора. С другой стороны, результатом применения как физико-химических технологий, так и для НЗ является изменение направления фильтрационных потоков, что дает возможность синергии технологий при их совместном применении.

Выработка запасов нефти при использовании метода заводнения осложняется процессами неизотермической фильтрации, происходящими при закачке в пласт воды с температурой, существенно более низкой по сравнению с пластовой.

Вопросы теории и практики неизотермической фильтрации освещены в трудах Н.Н. Непримерова, М.А. Пудовкина, В.Н. Николаевского, К.С. Басниева, А.Т. Горбунова, Н.К. Байбакова, А.Р. Гарушева, А.А. Боксермана, Б.В. Шалимова, А.Х. Мирзаджанзаде, М.Л. Сургучева, Г.Г. Вахитова, Ю.П. Желтова, Р.Х. Муслимова, С.А. Жданова, А.Я. Хавкина, Н.И. Хисамутдинова, А.Г. Телина и других исследователей.

Холодная вода, закачиваемая в нефтенасыщенный пласт для поддержания пластового давления, в промысловых условиях имеет существенно более низкую температуру, чем сам пласт (например, в условиях Ромашкинского месторождения на 10…20 С, для Самотлорского месторождения – 40…60 С). Поэтому в процессе длительной эксплуатации в результате закачки холодной воды неизбежно происходит общее понижение температуры пласта, что сопровождается повышением вязкости нефти и в конечном счете приводит к снижению количества добываемой нефти, а также к увеличению материальных затрат на единицу добытой продукции.

Процессы охлаждения коллекторов могут существенно ухудшать фильтрационно-емкостные свойства низкопроницаемых прослоев в неоднородных пластах, приводя к снижению температуры в слабо охваченных заводнением низкопроницаемых прослоях, увеличению вязкости нефти (по ряду рассмотренных месторождений – на 30…40 %), выпадению АСПО, возникновению термоупругих напряжений в коллекторе и т.д.

Результаты значительного объема промысловых исследований, проведенных на различных месторождениях, продемонстрировали, что при внутриконтурном заводнении продуктивных пластов поверхностной неподогретой водой к концу разработки из-за охлаждения менее интенсивно вырабатываемых пропластков возможны потери до 25…30 % от подвижных запасов нефти. Снижение температуры на несколько градусов в призабойных зонах отдельных скважин приводит к снижению коэффициента продуктивности до 30 %.

На современном этапе развития нефтепромысловой практики значимый характер влияния изменения текущей температуры залежей нефти на показатели выработки запасов в целом общепризнан. При этом, однако, наблюдается дисбаланс в характере проведенных исследований и работ, посвященных оценке влияния данных изменений. Превалируют работы, посвященные тепловым методам интенсификации выработки запасов и повышения нефтеотдачи. Исследований, изучающих уровень негативного влияния охлаждения продуктивных залежей, проведено гораздо меньше.

Таким образом, создание новых технологий разработки и методик обоснования их оптимального применения для нефтяных месторождений с неоднородными по проницаемости коллекторами, продукция которых характеризуется высокой обводненностью, остается приоритетной задачей современной нефтяной науки и практики.

В соответствии с поставленной задачей, на первом этапе исследований процессов выработки запасов из неоднородных по проницаемости многослойных, многопластовых коллекторов, находящихся в завершающей стадии разработки, автором была разработана методика определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов на основе анализа отобранных проб пластовой нефти. Относительные дебиты пластов (прослоев) определяются по данным значений удельного поглощения излучения отобранных проб в видимой области электромагнитного спектра (патент РФ № 2052094).

Были сформулированы научно-методические основы построения регламентных карт объектов разработки, включающие карты геологических, извлекаемых, дренируемых и недренируемых запасов, карты текущих и накопленных отборов нефти и жидкости, карты полей давления и температуры пласта, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и других геолого-технологических параметров. Построенные с использованием разработанных алгоритмов карты использовались автором в процессе подготовки исследуемого объекта к изучению и последующей аналитической работы (свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2001611173).

Во второй главе рассмотрены основные вопросы, связанные с особенностями геологического строения и разработки пласта Д4 Росташинского месторождения, а также приведены результаты теоретических исследований процессов выработки запасов нефти из послойно-неоднородных по проницаемости коллекторов.

Показано, что коллекторы пласта Д4 относятся к категории коллекторов со средней проницаемостью, сильно расчлененных, послойно- и зонально-неоднородных по проницаемости. Распределение плотности геологических и подвижных запасов нефти крайне неоднородно как по простиранию, так и по разрезу. Пласт Д4 разрабатывается с 1989 г., с поддержанием пластового давления – с 1990 г. В последние годы наблюдается резкий рост обводненности продукции скважин, что делает весьма проблематичным достижение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти (КИН) (рисунок 1). Как показывают расчеты, в условиях сохранения сложившейся системы и технологии разработки объекта при достижении предельной обводненности добываемой продукции неизвлеченными остаются значительные запасы нефти: более 19 % от начальных подвижных запасов и более 22 % от начальных геологических запасов нефти.

Рисунок 1 – Зависимости текущего КИН и доли начальных извлекаемых запасов (НИЗ), введенных в разработку, от текущей обводненности добываемой продукции для пласта Д4

Анализ текущего состояния разработки объекта показал, что опережающая выработка запасов происходит из пропластков повышенной проницаемости, а остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. Детальный анализ геологического строения пласта Д4, а также результаты исследований скважин указывают на наличие гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками, что свидетельствует о возможности увеличения охвата заводнением путем применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (нестационарное воздействие, потокоотклоняющие технологии и др.).

Показано, что в условиях начала интенсивного обводнения добываемой продукции происходит массовое прекращение фонтанирования добывающих скважин. Анализ работы пар добывающих и нагнетательных скважин позволил выявить основные особенности механизма обводнения скважин, что дало возможность разработать рекомендации по продлению периода безводной фонтанной эксплуатации после длительной разработки на естественном режиме. Отключение большинства скважин, эксплуатирующих пласт Д4, произошло при скачкообразном увеличении обводненности до 30…40 %. Результаты моделирования показывают, что причиной является прорыв закачиваемых воды по наиболее проницаемому пропластку (или группе прослоев с близкими ФЕС). Продолжение эксплуатации скважин возможно путем перевода их на механизированную добычу с последующим проведением водоизоляционных работ. Форсирование отборов одновременно с началом закачки, после периода длительной эксплуатации скважин на естественном режиме, недопустимо. Необходим реабилитационный период от нескольких месяцев до нескольких лет с целью восстановления компенсации отборов закачкой минимум на 50 %.

Вместе с тем, рассмотрены возможности продления фонтанирования добывающих скважин. На математической модели был исследован случай прекращения фонтанирования скважины, эксплуатирующей послойно-неоднородный по проницаемости пласт, в результате прорыва воды по высокопроницаемому пропластку. Показано, что своевременное и адресное выполнение серии водоизоляционных обработок заводненных пропластков приводит к снижению доли воды в продукции добывающих скважин, что способствует увеличению сроков фонтанирования и сдерживанию темпов обводнения скважин.

При наличии добывающих скважин с высокой обводненностью циклическое воздействие на пласт можно организовать совместными периодическими отключениями и включениями нагнетательных и обводненных добывающих скважин. Основными параметрами такой технологии нестационарного воздействия становятся периоды остановки и работы добывающей скважины.

Рассмотрена численная модель циклической работы добывающей скважины, эксплуатирующей послойно-неоднородный по проницаемости пласт, при различной начальной («стартовой») обводненности и при разных значениях длительности периодов работы и остановки.

В результате проведенных расчетов показано, что эффективность применения нестационарного воздействия слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей, тогда как для нефтей повышенной вязкости эта зависимость более выражена (рисунок 2). Для условий рассмотренной в работе задачи зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины (ЦЭДС) от «стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при обводненности 80…85 %.

Рисунок 2 – Зависимость КИН от «стартовой» обводненности для различных соотношений вязкостей нефти и воды , Tstop= 2, Twork= 10

Исследование влияния временных параметров (времени работы, времени простоя) технологии циклической эксплуатации скважины выявило ряд принципиальных моментов. Прежде всего, было показано, что вне зависимости от продолжительности цикла для эффективного применения технологии ЦЭДС период работы скважины в цикле должен быть больше периода простоя.

Зависимость технологического эффекта применения технологии циклической работы добывающей скважины от продолжительности периодов работы и остановки выражена более ярко (рисунок 3). Здесь показаны зависимости отношения коэффициентов извлечения нефти при нестационарном и стационарном режимах работы добывающей скважины (КИНнст/КИНст) от продолжительности периодов работы и остановки скважины в цикле.

Результаты расчетов для соотношения µo/µw = 4 и «стартовой» обводненности 80 % показали, что при циклической работе период остановки скважины должен быть меньше периода работы. Это связано с тем, что для повышения эффективности выработки запасов нефти из низкопроницаемого слоя при нестационарном воздействии необходимо организовать работу добывающей скважины таким образом, чтобы поток нефти в основном был направлен из низкопроницаемого слоя в высокопроницаемый. При этом необходимо обеспечить транспорт этой нефти по высокопроницаемому слою к забою добывающей скважины. В общем случае положение максимума эффективности циклической работы добывающей скважины зависит от многих параметров. Для условий рассматриваемой задачи отношение длительности периода работы скважины к длительности периода простоя, соответствующее максимальной эффективности нестационарного воздействия, изменяется от 5 до 10, причем, если время простоя больше 1 отн. ед., то данное соотношение всегда равно 5.

Рисунок 3  – Зависимость отношения КИНнст/КИНст
от продолжительности периода работы скважины в цикле Twork для различных значений Tstop (периода простоя)
при нестационарном режиме работы (4, А0 = 80 %)

С ростом продолжительности цикла (время простоя + соответствующее ему оптимальное время работы скважины) эффективность периодической работы добывающей скважины снижается, приближаясь к стационарному значению.

В работе показано, что кривые зависимости эффективности применения ЦЭДС имеют экстремальный характер, при этом отношение длительности периодов работы и простоя скважины в цикле, соответствующее максимуму эффективности, лежит в интервале 5…10. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается. Относительный эффект от применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины на коллекторы с маловязкой нефтью имеет меньшее значение, чем для вязких нефтей.

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований по определению оптимальных условий применения технологий селективной водоизоляции заводненных зон коллектора.

Исследования проводились на математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Для простоты будем считать, что пласт однороден по своей мощности, пористости и начальной нефтенасыщенности и состоит из двух слоев с различной проницаемостью. Пусть процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости модели «black oil». Предположим, что движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода. Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели. Предполагается, что длина пласта Lx = 400 м, толщина Lz = 10 м, абсолютная проницаемость низкопроницаемого слоя составляет
K1 = 0.1 мкм2, а высокопроницаемого – 1 мкм2. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей (анизотропия проницаемости) Kx/Kz = 10. Соотношение вязкостей нефти и воды . Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы равны . Пористость – 0.24 д.ед. Начальное пластовое давление p0 = 1.15⋅107 Па, давление на входе в пласт (нагнетательная скважина) –1.5p0, на выходе из пласта (добывающая скважина) – 0.5p0. Масштаб времени: 1 отн. ед. соответствует 1.06 сут. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.95 д. ед.).

На рисунке 4 показана профильная линейная модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Изолиниями показано поле давления, заливкой – поле водонасыщенности. Справа на рисунке расположена нагнетательная скважина, слева – добывающая.

Рассмотрим применение технологии селективной изоляции обводненного пропластка со стороны добывающей скважины. Предположим, что проведение СВИ приводит к моментальному снижению проницаемости заводненного высокопроницаемого слоя моделируемого  пласта  в  области  радиуса R  (отсчитывается  от  стенок добывающей скважины). Будем рассматривать случаи, когда применение водоизоляционной технологии происходит при достижении некоторой обводненности добываемой продукции скважины (далее будем называть ее «стартовой» обводненностью). На рисунке 4 представлена динамика полей давления и водонасыщенности для случаев, когда при «стартовой» обводненности, равной 0.5 д. ед., изолируется область  высокопроницаемого коллектора с радиусом,

а

б

в

г

д

е

«Стартовая» обводненность – 0.5 д.ед.; R = 0.1 д. ед.

Поля получены для моментов времени:
а – 20, б – 22.5, в – 25, г – 50, д – 100, е – 165 отн. ед.

Рисунок 4  – Динамика полей давления и водонасыщенности (первый вариант)

равным 0.1 д. ед. (призабойная зона добывающей скважины).

Анализ полученных данных показывает, почему задачи, связанные с применением технологий СВИ, имеют очень много общего с проблемами разработки водонефтяных зон месторождений. Действительно, на рисунке 4 показано, что в результате применения технологии селективной  водоизоляции  в  области добывающей

скважины фронтальное вытеснение нефти водой заменяется вертикальным. При этом в призабойной области возникает водяной конус. Часть подвижных запасов нефти остается отсеченной обводненными участками коллектора, характеризующимися повышенным фильтрационным сопротивлением для движения нефти.

Численные эксперименты, проведенные на модели, позволили установить обобщенные зависимости ряда параметров разработки от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на скважинах применяется изоляция заводненного прослоя.

На рисунке 5 приведена зависимость коэффициента извлечения нефти от параметров применения технологии СВИ.

K1 = 0.1 мкм2, K2 = 1.0 мкм2

Рисунок  5 – Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется технология селективной водоизоляции

Из представленных данных видно, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. Максимальное значение КИН соответствует случаю, когда при полностью выработанных запасах нефти высокопроницаемого слоя («стартовая» обводненность равна 90 %) в результате СВИ изолируется значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя.

Необходимо отметить, что зависимость от «стартовой» обводненности ярко выражена при больших изолируемых объемах заводненного слоя и практически отсутствует при применении СВИ, затрагивающей лишь призабойную зону пласта.

Аналогично были проведены численные эксперименты по применению потокоотклоняющих технологий со стороны нагнетательной скважины. Они позволили установить обобщенную зависимость КИН от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на нагнетательной скважине применяется потокоотклоняющая технология (рисунок 6).

K1 = 0.1 мкм2, K2 = 1.0 мкм2

Рисунок  6 – Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется потокоотклоняющая технология

Зависимость КИН от параметров применения ПОТ показывает, что во всей исследуемой области применение технологии приводит к увеличению нефтеотдачи. При этом зависимость от «стартовой» обводненности становится заметной только при значениях радиуса области снижения проницаемости высокопроницаемого слоя более
0.4 отн. ед.

Зависимость КИН от R более выражена, при этом имеется максимум КИН при значении R = 0.4 отн. ед. и значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 д. ед. Наличие максимума связано с тем, что при значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 для R > 0.4 в изолируемую область коллектора попадает часть подвижных запасов нефти, которые остаются неизвлеченными.

Сопоставление потокоотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН).

Необходимо помнить, что применение СВИ существенно увеличивает срок разработки залежи нефти в связи с падением темпов отбора нефти (уменьшением продуктивности пласта). Окончательное решение о выборе оптимального варианта доразработки объекта должно приниматься на основании технико-экономических расчетов.

В четвертой главе рассмотрены особенности геологического строения и состояния разработки пластов АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения, а также приведены результаты теоретических исследований процессов неизотермической фильтрации в пластах с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором.

Особенностью геологического строения указанных пластов Самотлорского месторождения являются их высокие послойная v2l и зональная v2z неоднородности коллектора по проницаемости. Так, для пласта АВ13 средняя послойная неоднородность составляет величину 1.08 отн. ед., а зональная – 0.52 отн. ед. Это говорит о том, что в разрезе пласта соседствуют прослои, чьи проницаемости отличаются на порядок и выше.

С помощью изложенного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04. Структуризация запасов проводилась по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС.

Анализ полученных распределений позволяет сделать следующие заключения. Для пластов АВ13, АВ2-3 характерно сосредоточение подавляющей доли запасов нефти в коллекторах с проницаемостью более 0.1 мкм2 – пласт АВ13 – 88 % всех геологических и 94 % начальных извлекаемых запасов, пласт АВ2-3 – 93 % и 97 % соответственно. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов (более 0.5 мкм2) в пласте АВ13 приходится 44 % геологических и 57 % начальных извлекаемых запасов нефти. Для пласта АВ2-3 эти значения составляют 47 % и 59 % соответственно. Основная часть запасов нефти пласта АВ13 (92 % начальных геологических и 88 % начальных извлекаемых запасов) сосредоточена в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 4 и более раз (рисунок 7). В пласте АВ2-3 доля таких запасов еще выше (около 99 %).

Рисунок  7 – Распределение начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04 по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев данных пластов выработка запасов происходит крайне неравномерно. В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющих, нестационарных технологий), может дать значительный технологический эффект.

По результатам проведенного анализа состояния разработки пластов АВ13, АВ2-3 в районе блока g13_04 Самотлорского месторождения сформулированы следующие выводы.

  1. Запроектированные и реализованные на практике методы и технологии разработки на начальном этапе позволили осуществлять относительно эффективную выработку запасов данных объектов, однако наличие существенной послойной и зональной неоднородностей пластов, эксплуатация и заводнение которых осуществлялись единым фильтром, что предопределило неравномерную выработку запасов нефти на текущий момент времени.
  2. Рассмотренные эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводненности продукции. Недостаточно высокая степень отбора проектных извлекаемых запасов при значительных объемах закачки свидетельствует о низкой эффективности реализуемой системы поддержания пластового давления и потенциальной возможности ограничения объемов попутной воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций.
  3. При высоком уровне неоднородности коллекторов и наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо рассмотреть возможность применения методов увеличения нефтеотдачи, таких как нестационарное воздействие и потокоотклоняющие технологии.

В качестве рекомендаций по совершенствованию выработки остаточных запасов нефти рассматриваемых объектов предложено:

  • провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах на основе определения оптимальных объемов изолируемых заводненных пластов с использованием тампонирующих составов;
  • повысить эффективность закачки вытесняющего агента, охват процессом дренирования через организацию системы нестационарного заводнения;
  • провести работы по разукрупнению совместного фонда и повышению эффективности выработки запасов залежей путем использования самостоятельных сеток скважин (в частности путем зарезки боковых стволов из обводненных или аварийных скважин).

Как показывают промысловые исследования, отмечается значительное снижение пластовых температур. Наибольшее снижение наблюдается по пласту АВ13 (рисунок 8), что связано с большими объемами воды, закачанной в данный пласт. По данным лабораторных исследований, нефть Самотлорского месторождения относится к парафинистым (содержание парафинов 3.4 %). Средняя температура насыщения парафином для рассматриваемых объектов – 31…37 оС. Как видно из рисунка 8, по ряду скважин в зоне нагнетания текущая температура снизилась до 25…30 оС. В охлажденные зоны попадают и зоны дренирования многих добывающих скважин.

Рисунок  8 – Карта полей текущей пластовой температуры пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04
на 01.04.2007 г.

Сказанное позволяет предположить возможность, вследствие значительного снижения температуры пластовой нефти, начала процесса кристаллизации парафина и отложения его на стенках поровых каналов, связанного с этим снижения показателя открытой пористости коллектора, а также повышения вязкости нефти. Это подчеркивает необходимость и актуальность проведения более точной оценки зон выпадения парафинов, их интенсивности, характера кристаллизации, а также выработки и внедрения мероприятий по недопущению дальнейшего снижения температурного фона и снижению негативных последствий указанных процессов на выработку остаточных запасов.

Исследования проводились на математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Пусть процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости модели «black oil». Предположим, что движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода. Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели. Пусть длина пласта Lx = 400 м, толщина Lz = 10 м. Максимальная абсолютная проницаемость высокопроницаемого слоя составляет K1 = 3.0 мкм2, а минимальная проницаемость в разрезе пласта – 0.01 мкм2. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей (анизотропия проницаемости) Kx/Kz = 10. Пористость по разрезу пласта изменяется от 0.14 до 0.24 д. ед. Соотношение вязкостей нефти и воды µo/µw = 1,25. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы равны соответственно. Начальное пластовое давление p0 = 1.15⋅107 Па, давление на входе в пласт (нагнетательная скважина) – 2.5p0, на выходе из пласта (добывающая скважина) – 0.5p0. Масштаб времени: 1 отн. ед. соответствует 0.106 сут. В пласт с начальной температурой T0 происходит закачка холодной воды с постоянной температурой Tz. Соотношение температуры закачиваемой воды и начальной пластовой температуры зададим равным Tz/T0 = 0.2. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.98 д. ед.). Предполагалось, что при снижении температуры пластовой нефти ее вязкость изменяется по зависимости, установленной экспериментально.

Анализ результатов, полученных на модели, показал, что в течение продолжительного периода разработки неизотермические процессы практически не влияют на эффективность вытеснения нефти. Однако по мере распространения фронта охлаждения (а он значительно отстает от фронта вытеснения) в область пониженных температур попадает все больший и больший объем коллектора. Основные изменения термодинамических параметров пласта наблюдаются вблизи нагнетательной скважины. Кроме того, из-за высокой проницаемости существенно снижается температура заводненного слоя. Однако, поскольку фронт вытеснения значительно опережает фронт охлаждения, снижение температуры в выработанном слое практически не сказывается на показателях разработки моделируемого пласта, что говорит о малом вкладе в конечный КИН низкопроницаемых слоев. В целом при охлаждении пласта и изменении вязкости нефти в охлажденных объемах коллектора сокращается срок разработки пласта за счет более быстрого роста обводненности. При этом при неизотермической фильтрации разработка пласта в модели происходит с меньшими дебитами нефти, особенно при обводненности более 90 %, и более интенсивным обводнением продукции скважины. Конечный КИН при неизотермической фильтрации почти на 3 % меньше, чем при изотермической. На первый взгляд, влияние увеличения вязкости нефти на нефтеотдачу при охлаждении пласта закачиваемой холодной водой незначительно (снижение около 0.03 д.ед.). Однако данное утверждение справедливо при условии полного прекращения разработки пласта по достижении предельной обводненности продукции. В реальности на завершающей стадии разработки для извлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях коллектора, применяют различные технологии увеличения нефтеотдачи, что продлевает (зачастую довольно существенно) период разработки месторождения. Поэтому задача оценки запасов нефти, расположенных в охлажденных зонах коллектора с температурой ниже критической, является весьма полезной. Критической температурой для условий данной задачи является температура начала кристаллизации парафинов (Tкрит = 0.7 T0).

На рисунке 9 приведена зависимость объема охлажденных геологических и подвижных запасов нефти моделируемого пласта от текущей обводненности добываемой продукции. Анализ полученных данных свидетельствует о следующем. В начальный период заводнения пласта доля охлажденных запасов нефти пренебрежимо мала. Даже после прорыва воды по высокопроницаемому пропластку к забою добывающей скважины и начала обводнения скважиной продукции доля охлажденных запасов незначительна. При росте обводненности от 50 % до 90% доля охлажденных запасов увеличивается до 3 % для геологических и до 1 % для подвижных запасов нефти. Эти запасы в основном представляют собой неподвижную нефть в охлажденном высокопроницаемом слое (геологические запасы) и подвижную и неподвижную нефть, сосредоточенную в низкопроницаемых прослоях вблизи от нагнетательной скважины (геологические и подвижные запасы). Дальнейшая закачка холодной воды и рост обводненности добывающей  скважины  приводят  к резкому увеличению  долей

геологических и подвижных запасов нефти, находящейся в охлажденных зонах коллектора с температурой ниже критической. При достижении предельной обводненности доля текущих геологических запасов нефти в охлажденной зоне коллектора достигает величины в 20 % от всех начальных геологических запасов нефти моделируемого пласта. Доля текущих подвижных запасов нефти в охлажденной зоне пласта составляет 11 % от начальных подвижных запасов нефти модели.

Рисунок 9 – Зависимость охлажденных объемов текущих геологических и подвижных запасов нефти в долях от их начальных значений и от текущей обводненности добываемой продукции

Если предположить, что охлаждение нефти ниже критической температуры сопровождается интенсивной кольматацией поровых каналов коллектора за счет выпадения кристаллов парафина, то объемы нефти, сосредоточенные в охлажденных зонах пласта, относятся к категории трудноизвлекаемых или неизвлекаемых. Таким образом, реальные потери подвижных запасов нефти за счет охлаждения пласта могут составить значительные величины – до 11 % для условий рассмотренной задачи.

Предположим, что выпадение твердой фазы (парафинов) на границе высокопроницаемого и низкопроницаемого слоев приводит к существенному снижению проницаемости и образованию слоя с измененными свойствами (вертикальная проницаемость, теплопроводность). В области снижения температуры пласта менее критической (0.7 T0) считаем, что проницаемость (вертикальная и вдоль напластования) коллектора уменьшается в 100 раз, а теплопроводность – в 5 раз. Результаты моделирования представлены на рисунках 10 и 11.

Рисунок 10 – Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой жидкости для профильной модели послойно-неоднородного пласта. Кривые получены для случаев отсутствия изолирующего слоя (кривая черного цвета) и формирования изолирующего слоя при выпадении парафинов (кривая серого цвета)

Рисунок 11 – Поле насыщенности (цвет) и температуры (изолинии) неоднородного по проницаемости пласта в случае формирования изолирующего слоя в результате выпадения парафинов. Жирной линией показана изотерма критической температуры

Показано, что в условиях образования изолирующего слоя заводнению подвергается только высокопроницаемый пропласток, а низкопроницаемые слои остаются фактически отрезанными от процесса вытеснения. При этом достигаемый КИН (при 98 % обводненности добываемой продукции) почти в 2 раза ниже, чем для случая изотермической фильтрации. Таким образом, проведенные расчеты показывают, что в неоднородном по проницаемости пласте в процессе вытеснения происходит потеря части подвижных запасов за счет его неравномерного охлаждения, выпадения твердой фазы (парафинов) и отсечения части запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых зонах пласта.

Несмотря на некоторую схематичность представленных в разделе исследований, они дают качественный ответ на вопрос о возможности потери подвижных запасов нефти при охлаждении пласта. Необходимо отметить, что данная проблема особенно остро стоит для сильно-неоднородных по проницаемости коллекторов (трещинных, трещинно-поровых). Действительно, заводнение холодной водой быстро снижает температуру трещинного пространства за счет конвективного переноса тепла, вызывая выпадение твердой фазы (парафинов) на границах пористых блоков и, тем самым, затрудняя обмен жидкостью между поровым и трещинным пространствами.

Очевидно, что необходимы технологические решения, призванные снизить негативное влияние охлаждения пластов закачиваемой водой на эффективность выработки остаточных запасов нефти.

В пятой главе изложены основные положения нового подхода к применению технологий водоизоляции, использованию разработанной методики выбора объектов и критериев эффективного применения технологий и дана оценка технико-экономического эффекта от внедрения на участке Самотлорского месторождения. Приведены рекомендации по применению новых подходов к оптимальному сочетанию технологий теплового воздействия и селективной изоляции заводненных высокопроницаемых прослоев коллектора, изложена методика выбора объектов для комбинированного воздействия и рекомендации по внедрению новой технологии на Самотлорском месторождении.

При обосновании выделения добывающих и нагнетательных скважин для реализации технологий водоограничения учитываются следующие геологические, промысловые и технологические критерии.

  1. В рамках рассматриваемого месторождения, залежи или участка выделяются скважины с повышенным уровнем обводненности (в общем случае – более 80…90 %).
  2. По выделенным добывающим скважинам, для полной уверенности в идентификации перфорированного пласта (интервала) как источника обводнения, желательны проведение дополнительных исследований герметичности крепи скважин и подтверждение отсутствия заколонных перетоков. При выявлении скважин с нарушенным цементным камнем или негерметичной обсадной колонной необходимо проведение ремонтно-изоляционных работ с последующими повторными исследованиями, отбором проб жидкости, изучением ее состава.
  3. Помимо заколонных перетоков, возможными источниками роста обводнения могут служить подтягивание законтурной или подошвенной пластовых вод, поступление на забой добывающей скважины закачиваемой воды. В первых двух случаях значимого изменения солевого состава попутно добываемой воды происходить не будет. В случае поступления «чужой» воды, при отличии ее состава от состава вод рассматриваемого пласта, произойдет изменение содержания солевого состава по одному или нескольким признакам, причем изменения могут происходить как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения концентраций.
  4. Из ряда выше выделенных скважин, обводнившихся закачиваемой водой, формируется список добывающих скважин с повышенной плотностью текущих подвижных (дренируемых + недренируемых существующей системой разработки) запасов. Выделение таких скважин осуществляется на основе анализа карт текущих подвижных запасов, построенных по каждому из рассматриваемых пластов. Проведение рекомендуемых геолого-технологических мероприятий по применению ПОТ и СВИ имеет смысл в первую очередь именно на скважинах с повышенной плотностью текущих запасов для получения максимальной технологической эффективности не только по сокращению объемов попутно добываемой воды, но и по приросту дополнительно добытой нефти.
  5. Данным добывающим скважинам ставятся в соответствие близлежащие к ним действующие нагнетательные скважины, т.е. формируется первичный расширенный список пар скважин «нагнетательная – добывающая».
  6. Сформированные пары скважин последовательно рассматриваются на предмет наличия в перфорированных интервалах каждой из них вскрытого пропластка с повышенной проницаемостью, в несколько раз превышающей среднюю проницаемость остальной части продуктивного разреза.
  7. Дополнительным аргументом в пользу выбора добывающей скважины для реализации технологии является ее высокий (по отношению к окружающим скважинам) дебит по жидкости. Данный показатель, с одной стороны, косвенно подтверждает наличие в перфорированном разрезе скважины обводненного высокопродуктивного пропластка, а с другой, свидетельствует о потенциально высокой эффективности проведения технологии с точки зрения сокращения объемов попутно добываемой воды.
  8. При принятии решения о реализации технологии по каждой из добывающих скважин должен учитываться текущий уровень пластового давления по данной скважине. Высокие значения текущих пластовых давлений по действующим добывающим скважинам подтверждают наличие хорошей гидродинамической связи зон дренирования данных скважин с окружающими нагнетательными скважинами, что является дополнительным аргументом в пользу проведения на них комплексных водоизоляционных работ.
  9. При выделении нагнетательных скважин, оказывающих превалирующее влияние на характер обводнения рассматриваемой добывающей скважины, учитывается проведенная классификация уровня гидродинамической связанности (рангового коэффициента корреляции Спирмена) между нагнетательными и окружающими (реагирующими) добывающими скважинами. Теснота связи при этом оценивается по шкале Чеддока, позволяющей каждой рассматриваемой паре присвоить один из шести уровней степени взаимосвязи: «весьма высокая», «высокая», «заметная», «умеренная», «слабая», «нет связи».

Согласно представленным в работе теоретическим исследованиям оптимальных условий применения технологий ПОТ (СВИ) максимальный эффект (КИН) достигается в условиях изоляции наибольшей области заводненного коллектора. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем выше выработка высокопроницаемого пласта. Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки тампонирующих составов, являются экономические критерии, определяемые стоимостью реагентов и сопутствующих работ.

В работе изложен порядок расчета оптимальных (с точки зрения экономических критериев) объемов изоляции заводненного высокопроницаемого слоя.

Предлагаемые подходы к применению технологии СВИ были реализованы на добывающей скважине № 25864 Самотлорского месторождения. Скважина эксплуатирует единым фильтром пласты АВ13 и АВ2-3, средняя проницаемость которых отличается более чем в 20 раз. К моменту перевода скважины в бездействие в октябре 2005 г. обводненность добываемой продукции составляла 98.3 %. Дебит по жидкости составлял 62 т/сут, дебит по нефти – 1 т/сут. Проведенные исследования и анализ выработки запасов нефти в зоне дренирования скважины показали, что пласт АВ13, состоящий из высокопроницаемого пропластка и нескольких низкопроницаемых слоев, заводнен неравномерно. Эффективные мощности низкопроницаемой и высокопроницаемой частей коллектора приблизительно равны и составляют 4.6 и 4.3 м соответственно. Так как проницаемость низкопроницаемых слоев пласта АВ13 сравнима со средней проницаемостью АВ2-3, было принято решение о селективной водоизоляции высокопроницаемых слоев пласта АВ13.

К моменту остановки скважины начальные извлекаемые запасы нефти в зоне ее дренирования составляли 6.9 тыс. т. При этом были достигнуты предельная обводненность и предельная величина дебита нефти, при которых производится отключение скважин. Согласно расчетам, проведенным для данной скважины, была получена зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от величины изолируемой области в условиях «стартовой» обводненности добываемой продукции, равной 98 %. Данная зависимость приведена на рисунке 12.

Рисунок 12 – Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя пласта АВ13 скважины № 25864 Самотлорского месторождения

В результате моделирования применения СВИ с различным значением радиуса изолируемой зоны высокопроницаемого слоя была рассчитана динамика объемов добычи нефти и жидкости и определены экономические показатели. Накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД) предприятия определялся за год. Экономические нормативы брались усредненными за год по фактическим данным деятельности предприятия.

В результате расчетов экономических показателей для разных вариантов изоляции обводненного слоя была получена зависимость НЧДД от радиуса изолируемого высокопроницаемого пропластка R (рисунок 13).

Рисунок 13 – Зависимость НЧДД от параметра технологии – радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя

Так как затраты на проведение технологии возрастают по закону, близкому к квадратичному, а приращение запасов (технологический эффект) изменяются практически по линейному закону, то, как видно из рисунка 13, в графике зависимости НЧДД от R имеется максимум, положение которого для данного случая соответствует R = 20 м.

Исходя из критерия максимизации экономического эффекта, были рассчитаны объемы изолируемого пропластка, определены необходимое количество реагентов и трудозатраты на проведение технологии.

С использованием предложенного подхода на скважине № 25864 Самотлорского месторождения была применена технология селективной водоизоляции с применением агента РИТИН-10. На рисунке 14 показана динамика основных показателей разработки скважины  № 25864 до и после применения СВИ. Чертой указана дата проведения ГТМ. Хорошо видно, что применение СВИ привело к увеличению добычи нефти, снижению обводненности продукции более чем на 20 %.

Рисунок 14 – Динамика показателей разработки скважины № 25864 Самотлорского месторождения до и после применения технологии СВИ

Анализ технологической эффективности применения СВИ на скважине № 25864 Самотлорского месторождения показал, что за первые 12 месяцев после применения технологии по данной скважине дополнительная добыча нефти составила 1115 т, при этом объем попутно добываемой воды снизился до величины 18430 т. Экономическая эффективность от проведенного ГТМ по данной скважине составила 2.1 млн руб.

В ряде случаев, когда в процессе разработки в продуктивные пласты закачивались большие объемы воды с температурой существенно более низкой, чем пластовая, использование тепловых методов воздействия в сочетании с селективной водоизоляцией может существенно повысить эффективность извлечения остаточных запасов нефти. В работе приведена методика выбора объектов для комбинированного воздействия (сочетание технологий теплового воздействия и селективной изоляции заводненных высокопроницаемых прослоев коллектора) и сформулированы рекомендации по внедрению новой технологии на Самотлорском месторождении.

Как было показано в главе 4, возрастание объемов охлажденных текущих подвижных запасов нефти в послойно-неоднородном по проницаемости пласте начинается при выработке основных запасов нефти высокопроницаемого слоя. Показано, что при увеличении обводненности добываемой продукции до 90 % (для условий данной задачи) основные подвижные запасы нефти высокопроницаемого слоя выработаны. Именно в данный момент для снижения отрицательного эффекта от охлаждения невыработанных запасов нефти необходимо начать закачку в пласт воды с температурой, равной начальной пластовой или выше ее. При этом для повышения эффективности теплового воздействия и нефтеизвлечения в целом необходимо одновременно провести эффективные мероприятия по ограничению отборов. Промоделируем такой вариант комбинированного теплового воздействия на пласт.

Предположим, что в момент достижения обводненности добываемой жидкости значения 90 % в нагнетательную скважину начинают закачку горячей воды температурой Tz/T0 = 1.5, а в добывающей проводят селективную водоизоляцию обводненного высокопроницаемого слоя. Промоделируем СВИ как единовременное снижение проницаемости высокопроницаемого слоя в призабойной зоне скважины в 10 раз. На рисунке 15 приведена динамика полей давления, водонасыщенности и температуры после применения СВИ и начала закачки горячей воды. В случае комбинированного применения селективной водоизоляции и теплового воздействия процессом заводнения охвачена большая часть пласта. Вблизи от забоя добывающей скважины наблюдается расширение фронта вытеснения за счет аналога эффекта конусообразования, что позволяет вовлечь в разработку запасы нефти, сосредоточенные в этих областях. Однако часть запасов все же остается «отсеченной» от процесса вытеснения, что говорит о необходимости дальнейшей оптимизации проводимых технологий СВИ.

Сопоставляя технологические показатели для вариантов теплового воздействия и комбинированного теплового воздействия с селективной изоляцией заводненных прослоев, можно отметить следующее. При комбинированном воздействии наиболее значимым эффектом является снижение добычи воды при практически неизменных (по сравнению с предыдущим вариантом) объемах добываемой нефти, что позволяет продлить срок эксплуатации залежи более чем в 1.5 раза. Характеристики вытеснения, представленные на рисунке 16, демонстрируют более эффективное вытеснение нефти при проведении совместного воздействия по сравнению с только тепловым воздействием.

Конечный коэффициент извлечения нефти составляет для варианта с комбинированным воздействием 0.383 против 0.351 при обычном тепловом воздействии. При этом немаловажным является тот факт, что около трети извлекаемых запасов нефти моделируемого пласта извлекаются при более низкой обводненности, чем в предыдущем случае.

а

б

в

г

д

е

Рисунок 15 – Динамика полей давления (светлые изолинии), температуры (темные изолинии) и водонасыщенности (цвет) для неизотермической фильтрации с применением СВИ

Рисунок 16 – Сопоставление характеристик вытеснения для вариантов разработки моделируемого пласта с тепловым воздействием и тепловым воздействием совместно
с селективной водоизоляцией

Таким образом, совместное применение селективной водоизоляции промытого высокопроницаемого пропластка и закачки теплой воды по сравнению с применением только теплового воздействия позволяет:

      1. значительно снизить обводненность добываемой продукции,
      2. увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи,
      3. предотвратить образование областей коллектора с трудноизвлекаемыми запасами нефти за счет прогрева и восстановления (или увеличения) начальной пластовой температуры низкопроницаемых невыработанных зон коллектора.

В таблице 1 приведены расчетные значения конечных коэффициентов извлечения нефти, полученных в результате расчетов на модели, по всем рассмотренным вариантам разработки.

Видно, что для случая сильно неоднородных по проницаемости пластов комбинированная технология характеризуется максимальным коэффициентом нефтеотдачи.

Таблица 1  – Расчетные значения конечных КИН, полученных
в результате расчетов на модели, по всем рассмотренным вариантам разработки

Вариант разработки

Значение конечного КИН

1. Заводнение холодной водой

0.309

2. Изотермическая фильтрация

0.337

3. Заводнение горячей водой

0.351

4. Заводнение горячей водой совместно с СВИ

0.383

В работе изложена методика выбора объекта для применения предложенной комбинированной технологии. Для практического внедрения комбинированного теплового воздействия выбран реальный объект, для которого на геолого-гидродинамической модели обосновывалась эффективность предлагаемых мероприятий.

В качестве примера рассмотрен участок нагнетательной скважины № 16216 Самотлорского месторождения, пласт АВ13 (рисунок 17). В области воздействия этой скважины находятся следующие действующие добывающие скважины №№ 50702, 5942, 61358, 25883.

Рисунок 17 – Фрагмент карты плотности подвижных запасов нефти, сосредоточенных в охлажденных зонах пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе скважины 
№ 16216 на конец 2007 года

Геологическое строение разреза рассматриваемого участка характеризуется значительной послойной неоднородностью, во всех скважинах выделяется высокопроницаемый пропласток с проницаемостью от 500 до 1700 мД, а также низкопроницаемые пропластки с коэффициентами проницаемости от нескольких миллидарси до нескольких десятков миллидарси. Хорошая связь по высокопроницаемому прослою с нагнетательной скважиной обусловила высокую обводненность продукции добывающих скважин и низкий коэффициент охвата воздействием. К настоящему моменту в зоне дренирования скважин около 41 % геологических запасов нефти сосредоточены в низкопроницаемых невырабатываемых областях коллектора. Для подвижных запасов эта величина составляет более 37 % от начальных подвижных запасов нефти участка.

Данные замеров пластовой температуры участка указывают на ее существенное снижение (на 15…25 С) относительно начальной. Таким образом, на участке сформировались зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Результаты прогноза показателей разработки при сохранении действующих методов и технологий разработки (базовый вариант) свидетельствуют, что обводненность добываемой продукции увеличивается в течение всего прогнозного срока с постоянно падающей добычей нефти. Утвержденный (проектный) КИН к концу разработки не достигается.

Рассмотрим вариант, предусматривающий совместное применение селективной водоизоляции обводненных интервалов в скважинах №№ 50702, 5942 и перевод скважины № 16216 на закачку горячей воды. В качестве источника горячей воды предлагается использовать пластовую воду объекта АВ7, который в данном районе полностью водонасыщен и обладает большими запасами воды (эффективная толщина более 20 м). В качестве способа нагнетания предложен метод внутрискважинной перекачки (с использованием «перевернутых» электроцентробежных насосов).

По результатам расчетов, применение селективной водоизоляции приводит к резкому снижению объемов добываемой воды, а подключение к фильтрации низкопроницаемых прослоев и тепловое воздействие на них позволяют увеличить добычу нефти. Прогнозная эффективность предлагаемого подхода представлена на рисунке 18, где приведены характеристики вытеснения для базового варианта и варианта с комбинированным воздействием. Расчеты показывают, что за 12 прогнозных лет за счет комбинированного воздействия с участка будет дополнительно добыто 56 тыс. т нефти и сокращена добыча воды на 177 тыс. т.

Расчет экономической эффективности результатов внедрения комбинированной технологии показал, что на конец прогнозного периода экономический эффект от внедрения комбинированной технологии на рассматриваемом участке Самотлорского месторождения может составить до 63 млн руб.

Рисунок 18 – Сопоставление характеристик вытеснения базового варианта и варианта с комбинированным воздействием (СВИ + тепловое) за прогнозный период для участка в районе скважины № 16216 пласта АВ13 Самотлорского месторождения

В целом, по результатам исследований, изложенных в диссертационной работе, создано семь крупных комбинированных технологий по интенсификации притока нефти, регулированию отборов воды и повышению нефтеотдачи пластов:

  1. Интенсификация притока нефти обработкой призабойной зоны комбинированным составом химреагентов объекта, который выбран по значениям изменения фазовой проницаемости пористой среды (патент № 2064574);
  2. Выбор скважин под обработку призабойной зоны пласта для ограничения водопритока путем оценки остаточных извлекаемых запасов нефти, текущей водонасыщенности пласта, степени неоднородности коллектора и динамики изменения режимов работы добывающих и нагнетательных скважин (патент № 2072033);
  3. Интенсификация доразработки нефтяного месторождения путем выбора точек регулирования заводнения по картам текущих потенциальных отборов (патент № 2087687);
  4. Обоснование выбора точек бурения для размещения дополнительных добывающих и нагнетательных скважин по картам начальных извлекаемых, текущих извлекаемых и недренируемых запасов нефти (патент № 2135749);
  5. Обоснование выбора скважин-дублеров для бурения путем прогнозирования среднего срока службы скважин (патент № 2136867);
  6. Интенсификация разработки нефтяного месторождения увеличением коэффициента вытеснения путем закачки водного раствора смеси ПАВ и полиглицерина (патент № 2069745);
  7. Интенсификация разработки нефтяного месторождения увеличением охвата пласта заводнением путем закачки в пласт сшитого полимерного состава и раствора бактерицида (патент № 2136866).

Основные выводы и рекомендации

  1. Разработаны научно-методические основы определения оптимальных критериев применения технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих скважинах и потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах, а также комбинации этих технологий с методами нестационарного заводнения и теплового воздействия на нефтяные пласты в завершающей стадии разработки.
  2. Проведенные теоретические исследования показали, что применение технологий селективной водоизоляции в добывающих скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков воды из заводненного слоя в низкопроницаемый нефтенасыщенный слой. При изоляции заводненного высокопроницаемого слоя в призабойной зоне добывающей скважины возникает аналог «водяного» конуса, в результате чего часть подвижных запасов нефти остается отсеченной от нефтеизвлечения зоной с ухудшенными фильтрационными характеристиками для движения нефти.
  3. Исследование процессов нефтевытеснения на послойно-неоднородной по проницаемости модели показало, что максимальными значениями КИН характеризуются варианты применения СВИ, предусматривающие изоляцию наибольшей области заводненного коллектора. При этом коэффициент нефтеотдачи выше для варианта, в котором селективная водоизоляция проводится при максимальной выработке высокопроницаемого пласта. Определена оптимальная «стартовая» обводненность продукции скважины, при которой необходимо проведение СВИ.
  4. Установлено, что применение потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков нефти в высокопроницаемый заводненный слой. При этом увеличение КИН (относительно базового варианта) существенно зависит от условий применения ПОТ. Значительное увеличение КИН наблюдается в случаях, когда воздействию потокоотклоняющей технологии подвергается значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя, при этом КИН тем выше, чем выше выработка изолируемого слоя.
  5. Сопоставление потокоотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемах изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовой» обводненности добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (прирост КИН).
  6. Предложена методика определения оптимальных параметров применения технологий СВИ с учетом экономических показателей. Изложен порядок принятия решения о возможной эффективности применения технологии СВИ и описана процедура проведения технологии на неоднородных коллекторах.
  7. Показано, что эффективность применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей. Для вязких нефтей эта зависимость более выражена. Зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины от «стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при «стартовой» обводненности, равной 80…85 %.
  8. Установлено, что для эффективного применения ЦЭДС время работы скважины в цикле должно быть больше времени простоя. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается.
  9. Доказано, что неизотермические процессы практически не влияют на вытеснение нефти в начальный период разработки. Однако, по мере распространения фронта охлаждения (который значительно отстает от фронта вытеснения), закачка холодной воды приводит к резкому увеличению долей геологических и подвижных запасов нефти, находящейся в охлажденных зонах коллектора с температурой ниже критической. В случае выпадения твердой фазы (парафинов) на границе высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков при снижении температуры ниже критической происходит потеря части подвижных запасов нефти за счет их отсечения от процесса фильтрации. При этом может наблюдаться кратное снижение конечного КИН относительно варианта изотермической фильтрации.
  10. На примере участка Самотлорского месторождения разработана стратегия повышения эффективности реализуемой системы заводнения, включающая определение оптимальных условий реализации методов увеличения нефтеотдачи и выбор скважин для применения технологии комбинированного воздействия, включающей комплексное использование физико-химических методов (селективной водоизоляции и потокоотклоняющих технологий), нестационарного воздействия, а также тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов, находящихся в завершающей стадии разработки.

Основные результаты работы опубликованы
в следующих научных трудах:

Монография

  1. Манапов Т.Ф. Оптимизация и мониторинг разработки нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – 296 с.

Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах
и изданиях, рекомендуемых ВАК Министерства образования

и науки РФ

  1. Доломатов М.Ю., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф. и др. Метод определения относительных  дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 2. – С. 28-31.
  2. Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Потапов А.М.,  Воротилин  О.И., Сумин Б.А. Обоснование выбора скважин для проведения ОПЗ // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 2. – С. 61-63.
  3. Исмагилов Т.А., Латыпов А.Р., Баринова Л.Н., Манапов Т.Ф., Закирьянов М.Т и др. Изменение фильтрационных потоков в продуктивном пласте комплексным воздействием осадкообразующими композициями полимеров и нефтяными растворителями // Нефтепромысловое дело. – 1995. – № 8-10. – С. 39-44.
  4. Манапов Т.Ф., Скороход  А.Г., Тян  Н.С., Кольчугин  И.С., Шабловский В.Н., Бачин С.И. Результаты и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на Тепловском месторождении // Нефтепромысловое дело. – 1995. – № 8-10. – С. 48-53.
  5. Сержанов  А.И., Манапов Т.Ф., Мукминов  И.Р., Дьячук И.А. Анализ эффективности эксплуатации совместных скважин по пласту БС10 Мамонтовского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 1995. – № 11-12. – С. 5-10.
  6. Манапов Т.Ф., Нигматуллина Р.Г., Янин А.Н., Шабловский В.Н., Рухлов В.В. Результаты разработки участка Мамонтовского месторождения по плотной сетке скважин // Нефтепромысловое дело. – 1998. – № 4-5. – С. 7-13.
  7. Манапов Т.Ф., Урманов Р.З. Прогнозирование среднего срока эксплуатации скважин по статистическим данным // Нефтепромысловое дело. – 1999. – № 2. – С. 24-30.
  8. Тян Н.С., Шабловский В.Н., Манапов Т.Ф., Урманов Р.З., Васильева Т.Н. Результаты совершенствования системы разработки горизонта БС10 Мамонтовского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 1999. – № 5. – С. 22-28.
  9. Николенко В.В., Бачин С.И., Манапов Т.Ф., Разяпов Р.К., Ягофаров Э.Х. Состояние и пути повышения эффективности использования фонда добывающих скважин Приобского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 1999. – № 8. – С.12-16.
  10. Хасанов М.М., Краснов В.А., Карачурин Н.Т., Манапов Т.Ф., Латыпов А.Р., Байков В.А. Автоматизация процесса проектирования и моделирования разработки месторождений НК «ЮКОС» // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 10. – С. 92-95.
  11. Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В., Батрашкин В.П., Манапов Т.Ф., Титов А.П. Анализ эффективности применения ГРП на нефтяных площадях и залежах НГДУ «Альметьевнефть» // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 5. – С. 10-13.
  12. Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В., Батрашкин В.П., Манапов Т.Ф., Титов А.П. Оптимальные условия применения потокоотклоняющих технологий в нагнетательной скважине при разработке частично заводненного пласта // Нефтепромысловое дело. –  2007. – № 5. – С. 25-34.
  13. Батрашкин В.П., Титов А.П., Манапов Т.Ф., Владимиров В.В., Владимиров И.В., Тюфякова О.С. Исследование влияния послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора на технологические показатели разработки нефтяной залежи (на основе математического моделирования) // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 7. – С. 15-20.
  14. Манапов Т.Ф., Титов А.П., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Потери подвижных запасов нефти в неоднородном по проницаемости пласте в результате охлаждения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 2. – С. 25-26.
  15. Казакова Т.Г., Тюфякова О.С., Титов А.П., Вафин Б.И., Манапов Т.Ф. Влияние изменения теплового поля пласта АВ13 на процесс эксплуатации выбранного участка Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 3. – С. 14-16.
  16. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Тюфякова О.С., Сарваров А.Р., Литвин В.В., Манапов Т.Ф. Потеря части подвижных запасов нефти в результате возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 4. – С. 6-11.
  17. Манапов Т.Ф., Горобец Е.А., Макатров А.К., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне терригенных отложений покурской свиты Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 11. – С. 32-34.
  18. Горобец Е.А., Манапов Т.Ф., Макатров А.К., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Вопрос целесообразности применения водогазового воздействия на терригенных залежах покурской свиты Самотлорского месторождения, недонасыщенных нефтью и характеризующихся обширными подгазовыми зонами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 12. – С. 51-54.
  19. Манапов Т.Ф. Потери подвижных запасов нефти пласта БС12 Западно-Ноябрьского месторождения в результате охлаждения пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 4. – С. 63-66.
  20. Манапов Т.Ф. Влияние послойной неоднородности коллекторов на технологические показатели разработки залежи на поздней стадии // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 6. – С. 49-54.
  21. Манапов Т.Ф. Повышение эффективности технологий регулирования фильтрационных потоков при заводнении неоднородных пластов // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 7. – С. 21-27.
  22. Манапов Т.Ф. Методика выбора скважин для комбинированного воздействия в системе «нагнетание воды – отбор жидкости» применительно к обводненным неоднородным пластам // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 4. – С. 27-32.

Патенты на изобретения

  1. Патент на изобретение № 2052094 РФ,  Е 21 В 47/10, 1996. Способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов / М.Ю. Доломатов, Л.М. Хашпер, А.Р. Латыпов, Т.Ф. Манапов, А.Г. Телин, Л.Н. Баринова, Н.И. Хисамутдинов, Л.А. Доломатова (РФ). – 13 с.: ил.
  2. Патент на изобретение № 2064574 РФ, Е 21 В 43/25, 1996. Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин / А.Р. Латыпов, Т.Ф. Манапов, Л.Н. Баринова, Н.И. Хисамутдинов, А.Е. Рязанцев (РФ). – 12 с.: ил.
  3. Патент на изобретение № 2069745 РФ,  Е 21 В43/32, 33/138, 1996. Способ изоляции пласта / А.Р. Латыпов, Т.Ф. Манапов, Т.А. Исмагилов, А.Г. Телин, Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, Б.А. Сумин (РФ). – 10 с.: ил.
  4. Патент на изобретение № 2072033 РФ,  Е 21 В 43/20, 1997. Способ доразработки нефтяного месторождения / А.Р. Латыпов, А.М. Потапов, Т.Ф. Манапов, Н.И. Хисамутдинов, А.Г. Телин, М.М. Хасанов (РФ). – 20 с.: ил.
  5. Патент на изобретение № 2087687 РФ, Е 21 В 43/20, 43/30, 1997. Способ разработки нефтяного месторождения / А.Р. Латыпов, Т.Ф. Манапов, Р.В. Макаров, Н.С. Тян, С.И. Бачин (РФ). – 14 с.: ил.
  6. Патент на изобретение № 2135749 РФ,  Е 21 В 43/16, 43/00, 20/00, 1999. Способ разработки нефтяного месторождения / Т.Ф. Манапов, С.И. Бачин, Р.З. Урманов, В.Н. Шабловский (РФ). – 14 с.: ил.
  7. Патент на изобретение № 2136866 РФ, E 21 B 43/22, 1999. Способ разработки нефтяного месторождения / Р.С. Нурмухаметов, Р.Х. Галимов, Г.Ф. Кандаурова, М.М. Загиров, А.Г. Телин, Т.Ф. Манапов, Н.И. Хисамутдинов (РФ). 2 ил., 1 табл.
  8. Патент на изобретение № 2136867 РФ, E 21 B 43/22, 1999. Способ разработки нефтяного месторождения / Р.С. Нурмухаметов, Е.П. Жеребцов, А.Ф. Магалимов, И.Ф. Калачев, А.Г. Телин, Т.Ф. Манапов, Н.И. Хисамутдинов (РФ). 1 ил., 1 табл.
  9. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2001611173. Визуализация и построение регламентных карт объектов разработки (MapExploit) / Н.Т. Карачурин, И.Ф. Хатмуллин, Т.Ф. Манапов; зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 12 сентября 2001 г.

Прочие публикации

  1. Манапов Т.Ф. Опыт исследования эффективности геолого-технических мероприятий на скважинах и совершенствования выбора скважин для их проведения // ЭИ ВНИИОЭНГ, Серия «Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи». – 1993. – Вып. 6. – С. 1-9.
  2. Манапов Т.Ф. Использование диагностических моделей при выборе мероприятий по регулированию характеристик призабойной зоны скважин // ЭИ ВНИИОЭНГ, Серия «Нефтепромысловое дело». –1993. – Вып. 7. – С. 6-12.
  3. Хасанов М.М., Манапов Т.Ф., Бачин С.И. Результаты и перспективы научного мониторинга процессов разработки месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Сб. тр. 3-ей научн.-практ. конф. – Ханты-Мансийск, 1999.
  4. Урманов Р.З., Манапов Т.Ф. Прогнозирование сроков службы нефтяных скважин и динамики бурения скважин-дублеров // Методы кибернетики химико-технологических процессов. Сб. тр. V междунар. научн. конф. – Уфа, 1999. –  Т. 2. Кн. 2.
  5. Мангазеев В.П., Самардаков В.В., Бачин С.И., Манапов Т.Ф., Николенко В.В. Компьютерные технологии проектирования и мониторинга разработки месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» НК «ЮКОС» // Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи – основа рациональной разработки нефтяных месторождений. Сб. тр. Всеросс. совещания по разработке нефтяных месторождений. – Альметьевск, 2000. –  Ч. 2.
  6. Манапов Т.Ф. Проект принят // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. – 2001. – № 1. – С. 48-49.
  7. Мангазеев В.П., Манапов Т.Ф., Кондаратцев С.А., Хатмуллин И.Ф., Тян Н.С. Гидродинамическое моделирование – основа анализа, проектирования и мониторинга разработки месторождений // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. – 2001. – № 2. – С. 30-36.
  8. Карачурин Н.Т., Хатмуллин И.Ф., Манапов Т.Ф. Визуализация и построение регламентных карт объектов разработки – MapExploit // НТЖ «Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности». – 2002. – № 2.
  9. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений: № 13-С01-04 (версия 1.0) / В.Ф. Атапин, А.Г. Гендрин, Г.Н. Гогоненков и др.; НК «ЮКОС», ЗАО «ЮКОС ЭП». – М., 2003.
  10. Мангазеев В.П., Хасанов М.М., Николенко В.В., Бачин С.И., Шашель А.Г., Багаутдинов А.К., Катеев М.В., Манапов Т.Ф. Проектирование и разработка нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений ЗАО «ЮКОС ЭП» // Интенсификация добычи нефти и газа. Сб. тр. междунар. технологического симпозиума 26-28 марта 2003 г. – М., 2003. – С. 28-35.
  11. Хасанов М.М., Манапов Т.Ф., Латыпов А.Р., Байков В.А., Краснов В.А. Компьютерные технологии проектирования и моделирования разработки месторождений НК «ЮКОС» // Повышение нефтеотдачи пластов. Сб. тр. 12-ого Европейского симпозиума 8-10 сентября 2003 г. – Казань, 2003.  – С. 750-756.
  12. Хасанов М.М., Манапов Т.Ф., Байков В.А., Латыпов А.Р., Краснов В.А. Компьютерная технология моделирования разработки месторождений НК «ЮКОС» // НТЖ «Нефтегазовое дело». – 2003. – № 1.
  13. Кизина И.Д., Манапов Т.Ф., Агзамова А.Т., Садретдинова Н.М. Эффект от комплексного использования Internet-Intranet технологий в НИР и проектировании // НТЖ «Нефтегазовое дело». – 2003. – URL: http://www.ogbus.ru/authors/Kizina/Kizina_1.pdf.
  14. Манапов Т., Афанасьев И. История проектирования разработки Приобского месторождения и результаты реализации проектных решений // Научно-технический вестник ЮКОС. – 2004. – № 9. – С. 3-5.
  15. Дворкин В.Н, Орлинский Б.М., Хасанов М.М., Манапов Т.Ф., Афанасьев И.Н. Геофизический мониторинг остаточных запасов нефти // Научно-технический вестник ЮКОС. – 2004. – № 10. – С. 24-27.
  16. Манапов Т.Ф. Методология комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений на современном этапе: Статья SPE 104370. – 2006.
  17. Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Манапов Т.Ф., Владимиров И.В., Батрашкин В.П., Титов А.П. Гидроразрыв пласта как эффективный метод интенсификации притока нефти и регулирования приемистости // Сб. научн.-техн. ст. по нефтепромысловой тематике / НГДУ «Альметьевнефть». – Уфа: Монография, 2007. – С. 19-29.
  18. Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Батрашкин В.П., Титов А.П. Повышение эффективности применения потокоотклоняющих технологий с целью ограничения отбора воды // Сб. научн.-техн. ст. по нефтепромысловой тематике / НГДУ «Альметьевнефть». – Уфа: Монография, 2007. – С. 51-67.
  19. Манапов Т.Ф., Алексеева В.А., Жигалов В.В., Аксенов М.А. Программа сокращения бездействующего фонда скважин в Компании ТНК-ВР: Статья SPE 117397. – 2008.
  20. Ахмадуллин Ф.Ф., Грищенко А.С., Манапов Т.Ф., Осепян С.С. Проблема применения различных сеток при моделировании залежей, имеющих сложную геометрическую форму // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 1. –
    С. 87-91.






© 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.