авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||

Научно-методические основы выработки остаточных запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов

-- [ Страница 5 ] --

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.



  Сопоставление характеристик вытеснения базового-33
















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 н

    Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||
     





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

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.