автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Геотехнологические основы освоениянефтяных и газовых месторождений Туркменистана

рге о*

? 3 ^№5ЕМИЯ НЛУК ТУРКМЕНИСТАНА ИНСТИТУТ СЕЙСМОЛОГИИ

На правах рукописи УДК 622.324 + 553.98.2.003.12

ХАН КУЛ И ЕВ Хангельды

Геотехнологические основы освоения нефтяных и газовых месторождений Туркменистана

Специальность: 05.15.06. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

АШГАБАТ 1994

Работа выполнена в Институте нефти и газа Министерства нефти и газа Туркменистана

Официальные оппоненты: Джалалов Г. И. доктор технических наук;

Халлыев Н., доктор технических наук;

Кузьмин Ю. О., доктор физико-математических наук.

Ведущая организация: Туркменский политехнический

институт

Защита состоится « £Г » мая 1994 г. в /у час. СО мин. на заседании Специализированного совета по защите диссертации на соискание ученой степени доктора наук при Институте сейсмологии АНТ по адресу: 744000, Туркменистан, ш. Ашгабат, ул. Комсомольская 20-а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института сейсмологии АНТ.

Автореферат разослан ^ марта 1994 г.

Ученый секретарь

Специализированного Совета, кандидат геолого-минералогических наук Г. А. Ишанкулиев

имДЛ ХАРАЧГЙИШКА РАБОТЫ

Л:-:'".не::esi..i.;iíai¡::\ "iypyy.c.-ir.craH явг.пс^.ск од;мм лз '■>' 'У : ■ ' по - зс.::аез:: :г-> ги

• ¡.Г'"-'. : ..'р.:Г/я:л ;г: :\:.'кч-1. Ъ.[ е/тиглья ¡-"эрт-боти? ?длсл"зл h-e^íi; ¡i газа в немалой стелет? зависит ст учета нерегулируемых папдметпоБ - 1Л0!5<=км'<ет<?й г»о.'ТЛгг'л,;чко1"4 wy^ürtff - "'р;; т5о?но-

осЧпЛ!: i и ' v vwn гг ri п ' -»^vonom';-"^"' 'Оазрз*"

cci-:oni\K локаут лд;лд разработки позвэлцвг определить л прог-л::?лрльдтл ;:р'.1;есск, нрэкдоэ1Я>-м£ 5 объекте :¡ учитывать ocoCef -:'се?„: ;:■: лги определена!-: как 'геологически-:, "ах и' технологи>. cksj лсхазателеЗ. 'В связи с эт/а под тершном "геотеиюлогия" в чя'-орокои варианте подразумевается обоснованно я учет гесло-riwi-evtx ч технологических аска-зателой-при разработке кь.."якы': л r&wJx aaiejEáí! Туркленисгага.

•■.■i';.-.,'.:!:-.; ;;.4.-.4""¡ÍX. г; - я oo^-f TÍ ■->--: ;;> :о£'>:-: ":■ д.Л'Л • . ■ чСТ';'-.^/""-г-' с -'-.'л-::-! игра^-.'"

- ' '•- здла'-."". у г."г-:; ;pvos , к зо"'.л--:-.

. '--.--'р:-' -го v г-ко лгудгллул' rvi . '.'•:.:. ':■. -

-. ■ O'.'í-п-чэ, "-.7 ко;;, ,::::::-. к ^O'-irc.r

:г " ' *" ^"'¡-iCTt OclCKVOn л И31:>_;. •>;.: - . '-г^д'-'/'К:' .•'-,.-'■:

■ ."'лдлдлл ¡г разргзу "алл-кл. : r.:¡p::v:;s юге .:ли 'лл-гл '■.••-':'■ л; • ллл-лл::;:?; 'ы.-^ого— л, ллэго-з.:"лллллллгл) ллрлдлля"~сл

■ -i:. г ^'ллллчлели < ¡1 л-j и-льчоглл^лс.-ы •• уе/лэллл, БЗДЛМО-укязызчл которых можно достичь относительно внеокие коэ^оицнен-

г. ял"л (.• 37.'.;/ разъч!,'0тка к^лллллкел наул'ли- л м^'гог.ичег'кл.-с рсяоннч. направленны* на изучение неоднородности эксплуатационных объектов, на более достовернее определение балансовых и извеекч'-ьик запасов че'ти к газа, ка систем• обоснования под-.

с;' •:; . ллрд-яллрлв, на количественное оп;.к лечение и лрлгнозл-I • -!н::- составля-г/"!и.< си-яза-даого рл.тил-; ^ренкроьания, особенно с учетом того, чгэ они прелли промышленную апробации, явчяется

¡ -Njrva w>.Tv».Tí,40f' лаучяо-произроютвенног! проблемой.

Разработка и апробирование мзтодов площадного изучения неоднородности, определения балансорых к извлекаем:« запасов не(}ти и газа, количественного, определения соотношения ретамов дренирования при развитии смешанного режима.

определения достаточного объема неходкой ин$ор»ацак для достоверного определена поцечетных параметров', для усовершенствована система геологического обоснования разработки нефтяных и газовых месторождений Туркменистан-*. Разработайте и алроби-4 данные ¡•-'уч.''."-. ■-V-"'--- У;.- ■ ¿гг: ~

•и для «'¿сторокдеки? блиглего и дальнего ¡зарубежья.

. да^л^ловакн-^ :!о ставленая цечь достига-

лась решением еледу^цкх оа^ач:

1.- Разработка и опробирование методов изучения неоднородности .эксплуатационного объекта, включая изменение .неоднородности в теле объекта;

2. Усовершенствование метода материального баланса при различных законах внедрения вода. Апробация метода ка ни? тягах и газовые ме.стого7денк?х различной степени сложности.

3. Разработка зяспресс-методов оценки начальных: балансазмх и извлекаемых запасов ие^ти.

4. Определение извлекаемых запасов ке^ти, базируясь на фактические материалы эксплуатации залегс'. . •

б. Прогнозирование коэй ициентов вытеснения и нес-теотдэчи , количественная оценка индексов вытеснения.

6. Обоснование исходных параметров для подсчета запасов и оценка информативности подсчетшх параметров. • * / 7. Примеры апробации геотехно логических- задач применительно к нестанцартным иеотороХцсяиям и к нетрадиционным проблемам. ,

- ^¿чная нош1пна;-' Автором создана:

- методика площадного изучения неоднородности нефтяных и- газовых залег.ей;

- методика определения запасов с применением уравнения материального баланса для нефтяных, нефтегазовых и для газовых залежей при подчинении закона шедрекия воды уравнениям первого и второго порядков, степенным и показательным;

- разработан экспресс-метод оценки начальных балансовых запасов нефти;

- разработана методика оценки достаточного количества информации на базе теории энтропии.

- разработаны новые способы оср'ояия о/ожяопостроенных гасовюс залеже«, -

Основное кетодкческпо лад-яга, разработаннкя автором, ксг.эль-роБалиСо ¿ля решения ряда научно-пряхтическэт зала™.

1. Ск«?эма изучения геологической нзодкорсдиестк, включая из^чзок!«-* мдкрокерф-проднготк ллоцадк, использовалась

при ачалязо разработки го^тзг'агскокгтеасатчнх нестаро Готурцоллд^арг'-агель^сл, гаьэву: а гдокзкзеиеазнт мзсторэж-дсниЗ Северный Балкуи,1угуртли,Беурдеаик,Багэджа,Кир11ичли, Теджен.Мплтакор,Уча"Г',,С?пр~-б » Ло ота« мат рлалям н*.

З^адном Готурдепе псрено-г фронта нагнйтанлн, на

месторождениях .Сев.Балку:-.,Теджен прогнозированы пути опережающего внедрения пластовых вод, к а месторождении Багагка принято нестандартное размещение эксплуатационных скважш. На остальных: месторождениях они использовались для решения текущих задач: "уточнения-модели геологического строения," запасов углеводородов к для регулирования разработки. \

2. Разработанная автором методика' решения уравнения млтеркаяького баланса исючьзовалась при определении запасов •«.•:тй я растворенного газа йестороядеякй Чеяехен.Готурцепо, Бароагепьмее, свободного газа месторождений'Майское,,'.¡о'ллакер, Ба!*рамала и Гугуртли.

3. Методика среднзззвввивания произведен."? основных поцсетных параметров использована при определении запасов нефти месторождения Готурдепо и газа месторождения Довлстабат-Советабат.

4. Экспресс-метод оценки напальных балансовых запасов нефти применен на месторождении Готурдепе.

5. Прогнозирование суммарных отборов нефти пз~ проектных скваглк использовано при позариантном определении извлекаем« запасов нефти эксплуатационных объектов месторождений Готурдепе. и Варсагельмес статистическим методой.

6. Статистическая модель нефтеотдачи пластов и определение нефтеотдачи с учетом индексов0 вытеснения иепользопалы при определении нефтеотдачи эксплуатационных объектов цестороадсг ний Готурдепе и Варсагельмев. ■ ■

?, Методика прогнозирования пластового давления использована на месторождениях Челекен, Готурдете,Варсагельмес, ГУгуртли,Майское,Моллакер и Байрамали,-методика определения'

начального давления насыщения на ■ нефтегазовых объектах месторождений Готурдепе а Барсагельмес.

8. Методика оценки ин*орматизносги подечетных параметров использована на мэстороудек.-шх Восточный Учадяи-ие^чаное, Северный Бадкуи, Тедкен и др.,

. Автор диссертация принимал непосредственное участие в утрчнении модели _геологического строения, запасов углеводородов и в разработке рекомендаций по доразведке и ас, готовче . промышленных запас о г- углеводородок на месторождениях Багаджа, Северный Бал1^иЗ^'рЦ^®«йоляакер,0оркель,£овлета5ат-Сопетабат, Кирлачли.Тангинудук (1,Ш и Янкуи,

Реализация рекомендаций позволила получить экономический (народнохозяйственный) эффект ь сумме 112,93 млн.руй. за I934-IS9I годы.

Экономический (народнохозяйственный) эффект от уточнения модели геологического строение.и запасов нефтяных месторождений не был подсчитан.

Алтэобздкя ¿аботьг^ Усовершенствованный способ решения ". метода материального баланса, способ прогноза отборов из проектных скважин, способ прогноза пластового давления, определение нефтеотдачи па статистической модели и с учетом индексов вытеснения, оценка информативности подсчетных параметров ■позволили определить балансовые и извлекаемые запасы углеводородов месторождений Челекен,Готурдепе,Барсагельмес „Камктдцка, ¡¿айское,Ыоллакер,Сев.Балкуи (утвержденных ПС?. ССС-'"" в-1975г. ,I978r,IS80,1933,1937,1589,1990 годах), Гугуртлн (утвержденного ГКЗ Туркменистана).

Основные положения диссертационной работы излагались на научно-технических советах б.Министерства нефтяной промышленности СССР, проводимых совместно с ЦП НТО НГД им. II.М.Губкина, ГКЗ СССР, ,Чаучко-техническими советами б. Мжгачпрома и б. Микгео СССР и б.МИНХ и Pil им. И. М. Губкина "Подсчет запасов нефти и газа (Учк-тсен-1977г.), "Методы обоснования кондиционных пределов продуктивных пластов при подсчете запасов и разработке нефтяных и газовых месторождений" (Тб^лиси-1980г.), "Опыт разработки месторождений, находящихся в длительной разработке "(Квано-£ранковск-1981г.) ."Медоды изучения неоднородности, пластов г ля целей подсчета • запасов и разработки нефтяных

мсч'тор-скцеякП 'V У'3-1961 г.) ,• :-;а XI Губккнвких тениях "¿унда-менталгчно иг?тсгаоогоологической науки "(:,Ьсква-1939г),

на отрасперо?. юн.', «финики молодах уиггоо* и слгцлалиетоь О, Миниг^тепрсма (Альметьевск-!974г.), на нау чно-тетя.тгсских кон: ерпмшях ЛМ ''А () к б.Т.ЙН:§Тага (Ашгабат-!931-1392гг.'1, на. реттубликанлккч конференциях молодых ученых Туркменистана (Ашгабат - 1975,1981гг.), на геологической секции ня\'*1яо-тганииоокоро Совета ЬНК'ТАЗа (Москва.-1930г. ^ и до.

' По тсуе п.иссергйционио? работы опубликовано более 70 научно-техьическкх статей, в т.ч. В авторских свидетельств ч патентов. Кроме тоге, основные результаты вошли в научно-исследовательские работы по подсчету и пересчету запасов нефти л газа, но проектированию разработки нефтяных- и газовых месторождения Туркменистана, выполненные под научным руководством автора «или же где гн был одним из руководителей. (40 отчетов).

Автор б.Миннефтепрсмом привлекался для. оказаний научно-"фактической помощи при определении запасов нецти месторсжче-

-г Г.амгори (Грузия) методом материального баланса. Б соавторстве с Акнаевым К. X. и Хаккулк'эвой Л. Я. создано "Зременное методическое руководство по оценке запасов нефти и нефтеотдачи залежей Юго-Западной Туркмении методами материального баланса и математической статистики" (-Небктдаг-197бг. ).•

¿бьём ¿аботы^ Диссертация помимо введения и заключения .состоит из О глав, изложенных на 234'стр. машинописного текста, иллюстрированного 71 рис. и 5 табл. Библиография содержит 105 наименований.

Проведению исследований способствовало многолетнее плодо-тзорное сотрудничество с к.г-м.н. ,е.н.с. Аннаевым К. X., к.т.н. профессором Батыровым С. Ш. .

Ряд вопросов совместно отрабатывался с к.г.-м.н. Атагель-' пневым 0.Б., к.г.-м.н. Халыловым М., к.т.н.Джапаровым А., к.г.-м. н.Атамамедовым К., к.т.н.Назджановым Г.

Автор искренне благодарен всем коллегам за помощь в поцготовке диссертационной работы.

Глава I посвящена обобщенным типовым моделям нефтяннх к • газовых месторождений основных зон кефтегазонакспленкя.Туркменистана , проблемам освоения мезторохдени.'. и восполнения, отбо-' ров углеводородов.

Изучение геологии .Туркменистана имеет глубокую исторда. лркий вклад в изучение геологии республики внесли уче—ые и "практики, усилиями которых создан огромный нефтегазовый потек- | циазт:. А.Абдаев,Д,А.й.ли-\3адэ,й.Я.Алигач,М.А.Аширмал!едов, К. Аманнияз ов,Г. И. Амурский, Л. Акмаыедов, К, Х.Аннаев.С. К. Алехин/ ^ . А.А.АЕанесоз.Х.К.Бабенко.А.Я.Гаврялоз.А.К.ДагацоЕ.Б.В.Денисьвич, • К. 0.Данченко ,31 А.Данов Д. Ильин,0.Д. Одеков ,А. А.Кузьмин, ■ А. Курбанов,А. ?,урбакмурадов ,К. К. Маше. :ов,Ь'. Мамиесенов, Н. Мамтев, М. К. Мирзаханов, В. Н. Пазкрвекий, Н. 0. Назаров ,0. Н. Пешков Д. М. !

Пайтыков,8. Б. Семенович, Н. Н. Соловьев, И. С. Старобинец,Б. Ы.Ткъыу-радов,К.М.ТегелекоЕ,О.Торасв,С.С.Чамо,Я.А.Ход;ка1улиев,З.Б. З^сцутдкнов.О.Узаяов и др.

РаЧонировашге территории Туркменистана, стратификация объектов .описание особенностей геологического строения нефтегазоносных районов, приводимые в этой главе, б основном базируются. - > •.на публикации перечисленных авторов.

Нефтедобывающим регионом является Западный Туркменистан, ¡. где основным направлением, обевпечивпхнцшл дрогни отборов является отложения верхнего, краоноцвета, характеризующиеся 1 наиболее высокими ёмкостно-фкльтрационными свойствами. Отложе- • ния аппероно-вкчагыльских ярусов и .нижнего красноцвега занимают подчиненное положение,как по ёмкостно-фш}ьтрационным свойствам и заключенным в них запаоам, так и уровням годовых . отборов. Добыча газа стабилизирована на уровне 5млрд.м3.

Дальнейший прирост нефтегазового ■ потенциала' региона связан с освоением гдубокозалегаэдих мезозойских отложений. Опоискование объектов этого направления осложняется наличием АБГЩ й, естественно, большими глубинами.

Основной обьёи приращенных запасов и отборов приходится на готеривекие отложения низшего мела Восточного Туркменистана, по ёмкостно-фильтрационным свойствам идентичным отложениям '

верхнего красноцвета Западного Туркменистана.

количества лодго^оглешаи тракту p i'n :ттог.е.--. ;лч:; перво; м.'отэ карбонат-

O'.w г-х. ,/./> г у-:. / :о;:.;ое Eí4;K" ос г-;-:- СО" обт

" .i.»1' ■. .. ..." т. ' ,'í"; кпкС'Г.-;-

„о u.L.с ¡jd'jrj-; эти ^'.-.Ол'^^пл оак ль как и на нижесредне-■арсгсиэ терркгенноге) низкая. 2сли удельный показатель снЦек-

ТГ'Г'ЮОТИ . . ^.ILdwi J . ., . ii.'t . ó ií^CiOKu;¿fc u'.:n .

чк менее bOJ ты8.м"/м, то на прскяе он на порядо.-: ниже (для новых потеково-разьелочных объектов, о учетом доразведки ок доводит ло 300 тыс.м3/м) -

Низкая активность подготовки запасов газа из ирскизс отложений связана как сослояными горно-геологическими условиями проводки склаим, так и со сложнолострсенными низкопрони-цаечыми, коллекторами споиековиваемых объектов. Ъ связи с этим '¡Рй-етеаег актуальность невт.то способ;:, определен;:;: -троту-с-пв-••■>сс.: ornHCKOF'nEaev';:: объектов ч« ачет создания ^икаалк« • • ушх йсп (a. c.L'íjí-:?-;) , а чaros;; методу интенсификации '.prrcsfa - , sKwra« -дакросоллкокислотнук обрабогг/ в

nvoiперфорации ко«- ккы [патент !* 173£255). •'

.Ьеиопненке г^девн». стборов газа, не менее чем 'двухкратными балансовыми 'запасам.?, требует наряда*'с традиционными применение м соЕременлчх плавных способов воздействия на :.ласт (при наличии противодавления), во избежания ежкания трещин в процессе опробования (патент № 1637530). •

Технологическое обоснование проектов и.анализов разработк" ■ требует схематизацию залежей по их ^орме. Схематизация множества залежей нефти и газа, приуроченных н антиклинальным, складкам, не осложнениям нарушениями производится по классическим схемам исходя из соотношения длинной'и короткой осей. К зтой группе относится основной объём залежеЗ газа Восточного Туркменистана и часть залежей Гограндаг-Экерем-ской зоны. К частично осложненным текто^ничазкими нарушениями и грязевым вулканизмом (или другими видами замещения коллекторов на не--коллектора)-отдельные залежи Восточного Туркменистана и основная "оля залежей Гограндаг-Экеремской зоны и отдельные объекты в Лрибалканском районе.

Отличительной чертой основных нефтегазовых объектов Дрибалканского района является наличие »многочисленных тектонических нарушений, 'разбивающих' залети ..а многочисленные '•обособленные тектонические элементы различных (¿орм и размеров. '■ Схематизация £орм производится как сочетание :

••лучей", располагающихся под разными углами и имекци^ различные длины. Изменяя количество "лучей", углы между ними и •расстояние их пересечения, по предлагаемой в.работе схеме, можно схематизировать практически любой тактоничеьлий влемент • "разбитой ™арелки" для проведения гицрогаэодинамических расчетов, .

Современное состояние. исследований в области геологического моделирования объектов разработки приведено в главе ?,. Существующая система геотехнологического обоснования, в-основном, позволяет произвести достаточно уверенное определение и прогнозирование основных дикамичеэких показателей разработки нефтяных я газовых залежей. Но практика поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений Восточного Туркменистана пбказывают,, что не все исходные показатели дос- • '' товерно определяются. Частично это связано с горно-геологическими условиями. Например, вынос представительного керна из высокопродуктивных.частей верхиекрасноцЕетных отделений Западного Туркменистана осложнен из-за размыва рыхлых разностей. Аналтчна проблема вйноса керна из Восточного Туркменистана (крошение керйа из юрских.отложений Ватлыка). Наличие агрессивных компонентов резко ограничивает возможности гидрогазодинамических исслэдований. В связи с вышеизложенным, особенно из-за отсутствия дифференцированных по объектам петро- . физических зависимостей, невысокой остается разрешающая способность ГШ.

В широко применяема систем разработки "снизу-вверх" вносйт коррективы особенности геологического строения месторождений Готурдепе и Барсагельмее, где количество продуктивных горизонтов достигает 30. Для этих объектов является оптимальным выделение базисных эксплуатационных объектов, и приурачива-ние'к ним возвратных объектов (несмотря ка гипсометрическое их расположение). Такая система, широко применяемая в Западном , Туркменистане,.позволяет оптимально использовать пластовую энергия, фонд эксплуатационных скважин и существенно (в 2 и

более раза) сократить срок разработки.'

Объединение з единый оксплуатационный обьект рл."~ горизонтов производится не тозько исходя из "схожести" физккс-хишюеешгг -свойств флюидов, Е'Ю, совпадения в плане,'но и исходя из максимально допустимого значения неоднородности по раар»зу, при превышении которой достижение прогнозного коэффициента нефтеотдачи становится проблемной.

Существующая система размещения нефтяных и газовых скважин не л полной мере учитывает изменение неоднородности и диффе-ренцацдах . запасов нефти, особенно, газа по площади залежи. Это приводит к снижения коэффициента комлонентоотдачи, из-за образования слабодренируеш "тупиковых11 зон и участков, за счет неравномерного (селективного) обводнения по otj-h еительно высоко проводимым пластай и зонам. Такое "незакономерное" обводнение залежей нефти и газа создает дополнительные труд- • чости при определении начальных достаточных балансовых и ' рзвлекаемих запасов нефти и газа, решение которых является -ним из основных аспектов настоящей работы.

Глава 3 посвящена моделирования геометрии сл'окнопойтроен-н-ы:-- залежей в связи с оптимизацией разработки. Она. Оостоит из уточнения геологического строения, диа/ц ерепцации запасов Довлетабат-Ооветабатекого месторождения в связи с оптимизацией разработки, из учета неоднородности 5SC продуктивных пластов .при проектировании разработки месторождения Еагаджа, из прогноза зон перетоков газа и -воды на газовом месторождении Беур-дешик и из прогноза возможных мест скопления конденсата на Кирпичлинеком месторождении в связи с его неоднородности и особенностями разработки, т.е. в этой главе сконцентрированы задачи геотехнологического моделирования нетрадиционного •

Довлетабат-Советабатского местороэдения (ДСМ) с решением

нестандартных задач по остальным объектам.

«

Уникальность ДСМ заключается не только в запасах газа, но и в особенностях геологического строения. 6 первом варианте на стадии подсчета заласов, модель месторождения была представ- ' лена как структурно-т°ктокическая (Мирзахаков М.К. .Драцов В, Г. V. др.). В последующем при ссс^азлении проекта разработки появи- ; лиеь гидродинамическая (Плотников A.A. )• и прогвдродинамичезкая (Ханкулиев X., А таге льды ев О.Б. и др.) модели. Результаты эксплуатационного бурения, промысловых исследований, разработки

вносят коррективы в модель геологического строения. Б связи с тем, что на стадии проектирования не вс« аспекты модели геолог.тческого строения били известными, предложено обоснование технологических параметров производись соблюдая принцип "не врзди".

Один из основных вопросов - наличие тектонически** нару-'шенцй л их экранирующие свойства. Обработка результатов вос-,.становления пластового давления ъ скважинах 101,102,103,107, 109,110,111,113,114,116 , находящихся г. зоне гицре.лаэоджа— ыического "рослушивакия от су-дестзовавигих тектонических нарушений, не указали на наличие "стенки", Исследующие- работы показали на распределение снижения пдас ового давления по всей площади Довлетабатского и Советабатского залежей, а наличие же гидрогазодинамической взаимосвязи ме.чду ними остается невыясненной.

В настоящее время модечь геологического строения Довле-т&бат-Советабатского то'гороцд.ення представляется как г.рогкд-родинамическая,' т.к. наклон ГЬК обеспечивается не только наличием динамики подзалккх год, но и изменчивость:;! коллектор-:-■ с к ж; сво йС1'Р. Боеточная граница газоносности Советабат-ского учг.оотг» контролируется гидроблокированием, -т.е. водонасщекнь'ми пластами с низкими кодлектореккми свойствами. Наличке .элементов микреблокирования наблюдается в кизкопроницаекых пролластках, характеризующихся относительно высокими значениями водокасы-щенноет

• Соотношение толщины (в среднем 40-5См) к размера (55x55км) СоЕетабатской. залежи показывает, что формирование месторождения потребует 5-7 раз большего времени, чем для других. да»е ■крупных, месторождений Восточного Туркменистана. 6 связи с этим, про гидродинамич ее кал характеристика залежи вызвана тем, что месторождение находится "на марше".

Продуктивный шатлыкский горизонт подразделяется на три пачки: 1У пачка (верхняя) - характеризуется хорошими ёмкостно-<£ильтрационнши свойствами; пласт-перемычкаразделяет 1У и У пачки, не выдержан по площади, т.к. подразделяется на чередующиеся пласты коллекторов и неколлекторов; У пачка (нижняя)-характеризуется низкими коллекторокими свойствами (как по материалам промыслово-геологических исследований, так и по материалам исследования скважин). Она распространяется только

на центральной части СоветаЗата.

Зона пойылечнг:-' ';ол";зк, :«нте;«!р8тируемая как лалеорусло, н оо-ойнзч, г:аб;'л".и/ч:-,!тг,я в У пач/.L. Т> этой зоне толщина пачки У » ".— i г-.ч^.:.

Г-голопмгскоо с стаьлт перец технологией

разработки учета следующих особенностей:

~ наличие win огсутс?»:«4 ги^рогазодачакической- связи иеаду участками;

- вовлечение в разработку низкопроницаекнх пластов с целью равномерное выработка в различной степени проницаемых коллекторов;

- выработка пластов и .лропластков с повышенной водонасы-и;еннсстъю (низкой газенаемсенностыс). ' •

- прогнозирование теша и характера распространения еероЕодородогодеряацаго газа в бессернистуя soty..'

• Со^тиозение запасов Довлетгбгтского и Советабатского vkv»tkob, приуроченность ж к едино я водонапорной системе,

однозначность степени активности. г:яоэметрически нависаэ-¡яйгэ над Совегабатом водяного клана, показывают, что Традиционные способы разработки, презусматрлза'гецие одновременный ,1"зод в эксплуатация обеих участков, неприемлемы,, т.к. неизбежно опережающее обводнение Советабатского участка, в т.ч. за счет гравитационных сил водяного клика. Использование ' изобретения "Способ разработки гасоеых ьалекей, пророченных к едшой водонапорной cncfемз" (а. с.12325951) позволяет изменить направление движения потока воды, ориентировав в участок, где запасы газа минимальны.

Опережающий ввод е разработку Доглетабатского у застка позволил создать.целенаправленный noioK пластовой вода из еодяного клина в зону снижения пластового давления^ ■ Поздний ввоп в эксплуатацию, разработка при минимальных темпах отбора газа Советабатского участка позволила" поддержать энергетический потенциал этого участка в первоначальном виде несколько лет после ввода Довяетабата. За этот период создается устойчивое направление тока, пластовой воды в Довлетабатский участок. Изменение направления.движения потока жидкости не происходит и после ввода в промышленную разработку" Советабатского участка, благодаря чеьу достигается увеличение коэффициента газоотдачи этого участка и йееторождения в це.тм. ^

Э?'-. "огя-.л- Р'м-тсков решение полностью лробпену обвофения .Советабатского участка нё решает. Поэтому, был разработан . "Способ разработки газовой, залежи"(а.с. 1436554), основанный н. дифференцировании система сократил перфорацие;" скер-ин в зависимости от того, в какой части залежи скважина находится. Эта работа позволяет отбирать чистый газ из лрисвсдоЕпх скваяин, газ и заломленную "(остаточную) воду из скс&чйн, рас. сложенных • в мульде и в первых рядах моноклинального склона. Остальная ряды отбирают гиз кз прккровельной част:*.._ Отбор воды на .наклонном' ■ участке залежи уменьшает о§ позтуплег-:е в цуяьду, предотвращает ' • превдевременное обзоднекие газодобыв^аддих сквалин и уменьшает вероятность образования целиков заземленного газа на моноклинальном склоне. Отбор же газа к воды из мульды предотвращает сток воды по моноклинальному аклоф (т.е. цикл повторяется).

Определение же плотности перфорации в зависимости от из' менения коллекторских свойств производится в соответствии, со "Способом разработки газовой залежи" (патент J? 150001 □). Дщ~ . • .ференцация плотности перфорации 'производится' по соотношению

П2"П1~К2~ ' где П1 11 п2 *" плотности перфорации для-коллекторов •

' с проницаемэстями, соответственно Кт и . Способ, кроме повышения коэффициента охвата залежи дренированием, позволяет сократить срок разработки за счет нормализации темпа отбора газа из кизко-продуктивных объектов. ..

'Увеличение коэффициента-охвата залежи дренированием зон повышенной всдоиасыщеннолти может быть решено применением скважин с наклонным или горизонтальным.забоем ь соответствии с изобретением "Способ разработки неоднородной по насыщенности газовой залежи горизонтальными скважинами" (полок.решение от . 3.03Л 392г.). Согласно этого способа снижение водонасьщенности и увеличение фазовой проницаемости для газа производится путем оптимизации интервалов перфорации и отбора флюидов, * ■ После определен"« фазовых проницаемостей для газа и для вода, перфорацией вскрывается часть зоны о пониженной фазовой проницаемостью для газа, начиная от границы зоны с кондиционной " ' водонасьщенностью. При этом длина перфорации увханавливается так, чтобы выполнялось условие: скорость вооходяцего газового потока на башмаке HKI должна быть, не менее минимально-необходимой

скорости для выноса поступающей на забой жидкости. Лосче •вызова при'ока, вместо с газом поступает и вода, ilo мере отбора ге.-южчцкоотной смеси мг> эоик г. повышенной водокасицс-нностьк1, создается перепад павлзчкя мехцу ясном.''; с различным.! гязовочо-(WKrn«KK0CT»K!i , что, в своя очередь, ькзшззет вытеснение --'шдкоетм из зоны с повышенной водонасыщенностью к эабо« скважины. Лоекотьку перфорацией вокрмвяется граница зон, прорын газа из зскьг с коццкциокной разэ.чячкцеггностьв происходит в короткие сроки. Это облегчает условие выкоса поступающей кндкостч из зоны с повышенной водонаемцеиноетьи на поверхность. Для поступления газа из версией частя зоны к забою еквакины, необходимо преодолеть расстояние, до верхних дыр интервала перфорации, . вытесняя при этом жидкость из зоны 1з повышенной водо-касыщекностыо. Вытеснений жидкости вниз- (для моноклинального склона - Ооветабатского участка) по наклонной плоскости .кроме ■ перепада1 давления.способствует и гравитационные силы.

Лосле увеличения газового фактора э три-чгтыре раза по сравнению с начальны»« значением, интервал перфорации увеличи- . вяется на половину первоначального. После дости.чея'ия. равновесной насыщенности смачивающей фазы по всецу. объёму зоны с пер- • вотчально повыкенпой водонасыщеНнестыз б скважину поступает чистый газ.

Анализ применимости горизонтального бурения при'поисках и .разведке йалежей газа, при разработке елабопрокицае.чых залежей, ; при выносе выпавшего в пласте конденсата показал, что,на ' ■ первом этапе ¿целесообразно строительство такой скважины на Советабатском месторождении в зоне повышенных толщин.

Месторождение Кирпичли, где конденсатосодержакие высокое для Восточного Туркменистана (58 г/м3), находится в длительной разработке. Объём выпавшего в пласте конденсата составляет I,í • млн.т.,что составляет 0,65% от начального эффективного объёма пор. В связи с этим, конденсат оказался неподвижным. Произведен прогноз мест скопления конденсата t учетом пластового "дросеель-зЗфекта" и неоднородности залежи. Установлено, что в этих зонах объём конденсата доходит до 3«. от. объёма пор этой зоны. Во всех этих случаях, выпавший конденсат оказался неподвижным ц бурение горизонтальной скважины для извлечения ^конденсата является нецелесообразным. . " • ;. • .

Изучение неоднородности Багагдакского мосторожцен:», газоносность которого пророчена к карбонатной -рэ, показало, что . ранее предполагаемая массивная залежь расчленяется на многочисленные проплавим, саиямакплз ограниченнее площади. Как • жазал анализ керна на отсм месторождении принимает участие .поровая.треташая и кавернозная пористость в различных соот-ношейиях« Поэтом1/, гаооотда'?';;ими яг.ляются те ча«ти массива, где определяющей является трещинная ооетавлягицая." 3 ег эя с этим» . • при принятой кондиционной пористости 6,0% в ряде случаев из интервалов .< пористостью менее Ъ% получэны промышленные притоки газа и из интервалов с поркстос^ыз- более 10Т- продукция ■ , . не бьгла получена.

Сильная изменчивость ШИ'не позволила применить классические системы размещении эксплуатационных сквакян, т.к. при этом больпая часть их могла оказаться "сухой". Поэтому, была приняла схема неравномерного размещения эксплуатационных скважин. Эксплуатационные скважины закладывались на зоны, где в плане совпадают 2 и более кондиционные проплаетки,причем ориен-. ткруясь на схему эксплуатации залежи "снизу-вверх", в какдой ' схважине дифференцированы какие пласты и в какой скважине • должны быть вскрыты и последовательность их перехода в вше-• лежащие пласты. ' •

- . На месторождении Вагадка, впервые для газовых залежей. Туркменистана, разработана' и апробирована неравномерная система размещения и возврата эксплуатационных скважин. Благодаря этом!', обеспечивается и перекрывается проектные уровни отборов газа из этого .'деторождения.

" . Прогнозирование характера и темпа обводнения залежей газа -' основная задача разработки. Такая работа проЕодится на всех месторождениях различными методами. Кроме этого, имеет место и Енутриплаотовые перетоки газа и воды по гидродинамическим окнам. Проведение комплекса геолого-гео$изичес:сих исследований на месторождении ~ ~ 7 Беурдепшк позволило выявить наличие П'ретока, определить места расположения "гидродинамических окон" и выявить причины опережающегося об' воднения присводовых эксплуатационных скважин. .

Коспедозаннп геологической неоднородности эксплуатационных объектов нефти и газа Туркменистана посвящена глава 4.

Неоднородность горных пород - понятие весьма широкое. Оенгвнкмк критериям определения'неоднородности, применительно к не^.те.гааодинамкческим процессам, являются коэффициенты расчлененности и песчанистости, а также сбобоато'Яй их кос*- . £:щяек? макронсоднорднэсти, представляющий собой расчлененность, приходящуюся на 1ы эффективной толщины. Как правило, эксплуатационный объект характеризуется' единым значением этих параметров. Эти параметры, хотя и позволяют решать мно-, гие вопросы нефтегазопрсмысловой геологии, не являются комплексными, т.к. остаются неизученными такие важные характеристики пласта, кал изменчивость ёшметно-фильтрацибнных и физико-химических свойств пластов-коллекторов 'и насыщающих их углеводородов. Для этих целей воспользовались среднеквадратичном уклонением и коэффициентом вариации и" энтропией пласта, яг. тяпсейся более универсальным.

дибернетическои понятие энтропии выработано теорией »формации и характеризует степень неупорядоченности системы. Однг'м I!:; полезших свойств энтропии является аддитивность, позволяющая, при отсутствии тесной связи, сло>; иь'величины :>тих параметров и получить комплексную энтропию'пласта по многим изменчивым параметрам.

Установлены закономерности злияния на нефтеотдачу ме<»тор-1жцешгй Западного Туркменистана показателей неоднородное ти, в т.ч. комплексной энтропии, величина которой изменяется от 3,8 до о,3 хартли. , - .

Зтот подход способствует получения одного показателя^, позволяющего ■отъ^оЗтйк'фа "э"целом, "

в то время как один'и тот же объект, как это 'наблюдается в нефтяных, газовых и газокинденсатных месторождениях Туркменистана, в различных зенах отлйчается (иногда сущестсенно)- . по неоднородности. 3 сеязи с этим разработан принцип прот- , ранстзсинего изучения, неоднородности пластов. Апробация, его произведена на месторождениях Готурдепе и Г^угуртли.

Крупнейшее б Центральной Азии- нефтегазококденсатное месторождение Готурдепе включает в себя 4 обо пленных участков и '

24 продуктивных горизонта, из которых оеновкыми йсфтедобнваю-' 1ми являются зерхкзкраснбцветь-ге отложения. Сопоставительная 'характеристика этих объектов показывает, что центральный участок,; где. в*единый эксплуатационный объект -I ¿^-.^к-г7'. потенциально самоетоятельше Ш.Ша и 1У горизонты, характеризуется сильной [ неоднородностью (расчлененность достигает 21) и следовательно, нефтеотдачей на 2-7$ низкой, чем а' с.поименных объектах Западного участка.

Пространственное изучение неоднородности произведено с использованием коэффициента макронеоднородности. Расчеты, произведенные для каадой скважины, показали, что макрокеодно-родкость Западного Готурдепе колеблется в широких пределах: от 0,03 до,С,326 ка П! горизонте; от 0,05 до 0,342 на Ша горизонте и от 0,061 до 0,355 на 1У горизонте, т.е. внутри гормон- • та неоднородная характеристика изменяется в 5-11 раз от практи- • 'ческл однородного до .весьма неоднородного.

Немаловажным для-нефтегазодобычи является не только наличие неоднородных зон, но а формы и места их расположения. • . Анализ формы неоднородных зон и их размещения позволил выделить 3 группы: I - зона .неоднородности находится далеко от начального водонефтяного контакта, Я - зона неоднородности находится в сводовой части, Ш - зона, совпадающие со слабодре-нируемыйги и тупиковыми зонами,-

Зоны I групп! имеют оледующие варианты: . а) Зона представляет собой поло су и направлена перпендикулярно ВНЕС. Коэффициент охвата в самой зоне низкий, на прилека-шие.участки, поскольку зона параллельна потоку жидкости, эта зона особого .влияния не имеет. Гехие зоны встречаются

ка Но горизонте Западного и Зовгошгого Готурюпг. Увеличение

тсотдач:: предполагает доуалотнение сетки -скважин в аоче-

тании с избирательны;.! обгидненном.

J) оона представляет собой полосу, параллельную ¡Ж. Кроме

е;-цж:к,.;я охвата дренировании в самой зоне, ока является

естественным препятствием иа пути водонапорного рыжела. Такие

зоны вс;речаются в горизонтах Ы,ш-,1У .Западного и 111 и I/

восточного Готурдепе. Оптимизация предполагает, после оценки

текущей не^тенасыщекности, мор пс увеличения вытеснения не^т/.

водой, включая перенос dронта нагнетания. ;'

« .

На^о-турдепинском месторождении зоны Я группы имеет преимущественно круглую (¿ориу. Б.ряде еду чаев она в плане совпадает с газовой -v>nKo:1, что осложняет процесс неотегазо-: /л.ч.л. 12 группа встречается почти во всех эксплуатационных объектах. ■ ■

Изучение влияния неоднородности на темп . характер.продвижения законтурных вол произведено на газовом месторождении Гурурпи., Этому предшествовав сопоставительное изучение неоднородности газовых и газскоцденсатных объектов Туркменистана, üo материалам изучения коэффициентов иесчанистости, расчлененности и макрокеоднородности наиболее однородным является ■ Хн горизонт Северного Балку я, гд^ макроиесднородность 0,15 (для сравнешя макронеоднородность среднего по степени несд-' нородности Хв горизонта изменяется от 0,19 до 0,55, а УШ -от 0,1'i до 0.cib), наиболее неоднородным - У горизонт месторождений Северный Ачак и Северный Наил.

Группирование гас вьге залежей по степени неоднородности предполагает учет и форму самой залежи,, т.е.'степень вытяну-тости их.Это связано с тем, что как покаэывает-прахтика разработки газовых месторождений Туркменистана- (Моллакер,Вайрамалл,

майское) вытянутые залета кинжальным обводнением расчленяются

• на 2 участка. Поэтоцу, расчленение залежей по н&эднородноетп произведено.для трех трупа: весьма вытянутые задели (отношение

. длинной оси. с короткой 4,4*3); вытянутые залежи (этк дение .осей 2*4); ОЕальше эалзжи (отношение осей < 2).

В связи с аяими критериями сгруппированы зале..-:, т.е. . по форме ; лежи я по кадфяурации, меетоп;<^о ;; и по величинам изменения коэффициентов кчоднородноатз.

Зыявлена зависимость темпа внедрения воды от макронеоднорОдности. Как и следовало ожидать, темп внедрения зодк в однородных участках более высокий'. кислаз материалов промысловых исследований показывает,' что в зонах с в зли чиной макронеоднородности 0,16-0,20 тема внедрения воды' в 2*4 разь, . интенсивнее, чем ка участкам о Кма ^ 0,0. Ка ХГл горизонте ' местороаденшг Г^'гуртли теш внедрен:« вода минимален даже в

• участках с Кма »0,3+0,4. Аналогичная взаимосвязь (с гривлече-

. "ниеч материалов ПГМ и промысловой гидрогеологии) ует-анаэлиЕа- ( ется и в горизонтах Х1,ХЦб,Х1У место розвдемкя Г^ггуртли.

■ На раннем зтапе эксплуатации месторождений углеводородов _ необходимо .оценить от '•пень неоднородности и прогнозную компо-' .нентоотдачу. Эту эада^ позволяет решать прикладное применение теории распознавания образов. Создание модели распознавания по материалам, нефтяных местороздений Туркменистана позволШГ разбить залежи на три группы по прогнозным значениям нефтеотдачи: > 0,6; 0,4 *0,6; < 0,4. Данные о коэффициентах расчлененности и проницаемооти, которые обусловили разницу в величинах нефтеотдачи, представлены "в веде генеральных совокупностей по каждой группе. Причем,физическая модель соответствует представлениям о процессе нефтеиззлече-нг.я, т.е. с увеличением пеечанистости и проницаемости и с

yv - -.ыге.г- ревч.7егс:ггсс?а че гсот^ача растет.

иа^эдолокие условий?. вероятно«"^». отнесения ебтлкта в <?у

л.;;! и;у гт:;мг.у дггея víu рвдзнде гаор-ле-! Б г coa,

íuc'.i'.j'j я.-t ¡-л f.i¡¡ -.с Распознание и класс:*! ика-

Глх-урд..:« Ь'Лр^^г^л^мс"! ссхалтл.-г ьше./ку." надёжыо'.-ь "у илтелп".

Крлмр грре«"-тс!й'г1г*. CC:Í:C:E:; :.:с'тсдо:> нёоаноромость

óK.4ii.ny»wj«:ioH:jrrw' C5v;r"f£, "гр^ктс^-аул^ая степень гедрогазо-дикок/чоскЫ: еообгдоисеч'и внутри ооь«кта и с водонапорной системой, макет быть оценена-темпом восстановления пластового давления и повод?нй&м пластового давления на разных участках Ъ частцости неоднородная характеристика газового горизонта !1Кр мееторояденхя Бурун оценена по степени расхождения (от 7,5Ji;íi¡a до 13 lila) с увеличением накопленной добычи газа. _ 11лощадное изменение неоднородности газоконденсатного

íSvjj.,,. veewg »деит« «ценена г.о стел*-«

■■ озле п^э.еллеог:. ла'лен/.я ь различных скваульал

г.осстановле:-:;'е плг.зтоього давления прсйсхозл? от 16 оу■■, о к 1?." л;"гк!. vU-льчая неоднородность этого объекта ха- . ¡>ч1ч-.р*зу,т',я ' и чел, что г.& пягоя голу разработка ь новоК cwñ.;-,'.* 3cVA;'.iccüpora;:o начальное, пластовое давлеале. Вследствие этого дренируемые запьш газа оказались з 1л раз ниже - объемны ;.

для сложнопостроснго.х. коллекторов, включающих в себя поровые, трещинные и кавернозные составляющие, немаловажным яячяется изменение коллекторе;:;« свойств при падении пластового давления. Изучение этого процесса позволяет определить не только промышленное значение кондиционного предела порке- '■ тости, ко и максимально допустимое снижение пластового давле-# ния при опробовании скважины и прл промышленной разработке заледсЗ углеводородов.

Результаты лабораторных исследований показывают существенное снижение коляекторских ■ свойств, достигающих до 25!С '" от абсолютного значения. Причем основные изменении происходят при падении давления на £0-30 М17а, в последующем коллекторвкие свойства стабилизируются. • "

.Для объектов Восточного Туркменистана объём исследования ■. , расчленяется на ¡;во группы; в порпой группе, характеризуемой' пористость--) менее 12?, потеря пористости от деформации составляет более (о* абёот.ггного значенют), а во второй . группе" (начальная пористость боте-'; .12*0 - ¡;зиег:е-».с ,.с ГТ".

.Анализ законсм^-рнссх'сл .«омонекраспределения подсчетник "параметров показал, что они в основном очгвияапр.-»- корг/а.чь-, ' ным и логкорчальным законами, ^стрзчат/гся двувэриимнгтс законы, например, .а Хв горизонте Северного Валку и.' 3 данном случае , двувершинность отражает сочетание боровой и трещинной иорие- ■ . тостей. Учитывая то, что нсмалэвалмдм является прогнозирование, зон развития трещиноватых зон - сон онор?жа"«що1,о внедрения в залежь пластовой воды - составтена зависимость метлу пористостью к проницаемостью терригонных л карбона'ж: объектов. Построение единой петро;гизической зависимости для &тих объектов неправомочно.. !1амн эго сделано сознательно, т.к. зависимость для тзррнгенних коллекторов служит базой сравнения. Использование корреляционно- регрессионного анализа позволило" определить зависимое1?:. мзяшу пористостью и проницаемостью, • определить доверительные интервалы и Б этой зависимости - выделить участки аномального увеличения проницаем-сти, виз- . ванного наличием трещин..'Яри этом выделены зоны 2-х кратного, 5- кратного .(по сравнению с максимальной ппровой) увеличения проницаемости. Перекос результатов на структурную карту, в частности,'того те Хв горизонта Сев.Балку и позволил з начальной стадии эксплуатации объекта определить приоритетные направления внедрения воды. Геолого-промысловый контроль показывает достоверность прогноза.

.Проблеме определения балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа посвящена глава 5.

Основным методом огределенкд запасов нефти и газа является объемный метод. Ко, тем не-менее, запасы УВ,определенные 'етим методом окэ-чваотся неправильными. Одной из причин является недостоверное определение подсч'етных параметров: пористости для верхнекрасноцветных отложений Западного Туркменистана; эффективной толщины для готеривеккх отложений Оос-.'■'■: точного Туркменистана. Вторая причина.- неравномерный охват площади и разреза залеки исследованиями. Уточнение запасов

не'.'ти и газа объектов месторождения Тотурделс и месторождения Дорлотзбгт-Созетабат показало, что при взвешивании произ. решения топ,счетных параметров (ц.фективноЯ насшгениоегл ,тол-чглнн, пористосг!'., кооф.ициента насыщенности) величии.: .запасов стлкчаатоя от традиционно определяемых на + 12-15%.

Метод материального баланса, явлжкрйея одним из универ-' сальных способов при подсчете запасоЕ не*ти и газа и при анализа. разработки, получил в последние годы большое развитие. Этому способствовало дальнейшее развитие основных положений метода материального баланса.и его творческое использование в сложных геологических условиях. Удельный вес месторождений Туркменистана, запаек которых подсчитаны методом, материального баланса и утверждены ГЯЗ СССР, является • преобладающим . ■;Челекец-1975г. '.Готурдепё -1978г. ,Барсагельмес-1980г.,майское-, . 1937г. ,й!о-:лакер-1939г.Ь . .

• Основную «легкость при решении уравнения материального б-гчанса для смешанного режима составляет определение .объёма внедрившейся в залежь воды, Существует много способов опреде- • ленкя объёма внедрившееся в залежь води: по геологическим построениям, по фактическим материалам-контроля за разработкой; методы лерста,Зан-Эвердкнгена,Ш}'лтуига',Гришина и.др., выведенные и, следовательно, применимые для' определению: геолого-прошеловых устапий. Для достоверных же геологических 'построений заводненного объёма ,как правило, бывает недостаточным объём ш^ормаций.'Есть разработки (Гаулена и Оде), позволшищие . представить закон внедрения воды катг уравнение прямей с после дующим определением неизвестных. ' Нам же представляется оптимальным и более универсальным представить в виде уравнения" прямой сам метод материального баланса для периода разработки,_ копа преобладает режим растворенного газа (для газовые залежей - газовый режим) и вес§ объём залежи задренирован.

Обьём внедрившейся в залежь воды ( V/ ■) для этого периода определяется из выражения:

Ояво * и* - X (Ро-Р), аде" и)

9Н- накопленный отбор нефти, ?о - начальная объёмный"козф- _ фициент нефти, м* - объём добытой вода суммарный), X -удельная упругоомкость залежи, Ро и Р - начальное и текущее.плас- . то'вые давления. ' - • '' " '.'■••■

Совечелтноо резание уравнения иггериачьного бачанеа для смешанного режима дренирования, ;9Кз.т<аго вяд:

О - »1- Ы-а>) ,;2)

' ' где

9 - начальные балак<нгш<; запасы ке*тл, - объёмный но;*;-• £щ'аент гаэожкдкоеткой ^мяоп, - «радни* газон:, фактор, V, • % - начальное гаггеодерхяние нефти, - объёмны? «сэрТн-'циент газа, л уравнения внедрен»:« воды с нсг.очъоопан'ле.ч ататкатачевко" теории, позволил получись р^гроссио^нуч запк-симооть для определения начальник балансовых запасов но^.тн без определения удельной упругоёмкост/., Она га*еет следующий, вид:

где П. - объём выборки (количеств дат подсчета)

Ляялогичш»' расчет лода-зали црааешаюегь этого урав- . нения и при наличии-газовой лапки.

Наооаоршш претуцесгво:.: уттекяя валится а то, что добытая вода, ьключакчдая в ссбя иногда гвдрадинсмачеоки • "чужую" зоду , из расчетов иоюшчавтоя, что повышает досто-

- .верность раечетоп. ' •

■ ' • Анализ фактически* материалов динамики внедрения зоды в залезь показал, что они могут бить описаны уравнением пряной линии, уравнением второй стопеки, показательной ж

- степенной .уравнениями.

" v Определение закиаа внедрения воды производилось по

.. уравнению материального баланса, Привцап его определения одинаков для нефтяных и Гс.зових аадокей, отличием является вцц уравнения, т.е. •

• для нафгянк* залежей: (trg,)- (4)

• для гаэовше залежей: W-«*« Qr» +Qer (*-»,), (5) -

---------rite Qr -■ накопленный- orioprava, Q^w ~ началг.пх'? бллспсоЕкс-------

s-iiisca газа, л - Ho'-iô.ii-iîrii обзй:пнй гаг?.б:щцея2 гпза.

Лрд peuaiii;; »sax уриимшЛ ri л ряд дат, восйользовалаоь псввдоз^пооа'-'Ц, опродрлз.'л;.:;/ aC:i'::l.u>[ к&тодсм, з^роиео допуска.«: что оки ?.'сгут Спть мегЬ ыаяе^тоя производятся аналогичное рзслэтч для ncsr^o •¡п-лсог, '/'зс."ич::г.ая л умеаьтая в £ раза пр;:п..тьо: рг:;ео го -.дог-лосов. При этом диа-

пазон лаад^нсяая асвгдозапиооа сост.^ляет 4 раза. Автору неизвестны случаи изменения зппасоз нефти к гага з 4 раза после ■ перзсчэта сгжоов дор^зъегл-шногэ .'».ссторо^е-кля. Поэтом*«;, г-axoiï диапазон лполнс root от-ере:-; для издания закона внедрения зодц.

Расчеты, произведенные по фактически.! аэдарислаы, показапи, что прз изменений величин з.-аасоя иейга он газа изменяется . количество внедрявшейся в з'ле.'.а еодн, а зокон жа ^ясдрения воды, хэрактеразуемкй однам из'перечне лекакх урэвавний, остается

, ыйиэк13яеки.

Устаковладм этой' особенности позволило усовершенствовать репгнпг ург.впапая материального баланса по следуете В системеt

- по фактический »атеркиявм устанавливаемся вдц закона кнедрендя води;

- е урзЕЦенио материального баланса вместо ( VJ-uï ) вставляется закона ^адрвияя воды, например A*BÇa (для газовых эалвже* Qr):

- при этом количество нйизвеотнюс составляет три дли четыре, т.е. ро (газ рог) к коэффициенты вэда закона, в н^ем призере "А" к "В";

. ~ составляется сяотема уразненай (количество уравнений в система ооотиьтотвувт количеству неизвестных) о применением элементов математической статистика;

- решение этой системы позволяет определить запасы нэфти (али газа), неизвестные закона внедрения воды» Решение сиетэми производилось методом Гаусса.

Б работа приводятся oxe.v.a о оставления и решения усовершенствованного уравнения материального баланса для нефтяных » газовых, нефтяных о газовой шапкой объектов при законе внедрения пластовой вода описываем ил уравнением прямой лякпл, второй степени, показательной и отешвкой фулкци£. .

l-

Пршйдэн глсчз пример определения запасов по этой система.

Разработан к экепреос-мотод оценки остаточамх и начальных балаясозкх заносов нефти. Он базируется не изменение соотношения среднего гузоеэло фактора в. начального а текущего газосодержания нефти. •

Как известно, газосодерияие нефти представляет собой • о-гншенка остаточных запасов растворенного гьза к остаточным гаяасам нефти. Раскладывая величины начальные и текущих запа-ооз растворенного гйза как произведений запасов нефти и газо-содерягшпй a 'учитывая, что остаточные вчличхчы запасов представляет1 сссой разниц; шжду начальник значениями я отборами, получено уравнение для экспресс-оценки остаточнюс запаоов нефти (Ря.0.>:

(¡и.о. = ' : W

Учёт отборов позволяет определить и начальные запаек нефти. '

При оценке задасов играет большую роль выбор периода подсчета запасов. Анализ применимости уравнения на нефтяных месторождениях „Туркменистана показал., что в начальной стадии разработки, из-за недостаточного охвати всего объёма залежи 'дренированием, получаем драпируете запаоы нефти, величина' которое асимптотически приближается (со временем) к балансовому.

Определение зглаоов нефти ао этому г.'етоду показал высокую точность (0-20^) в тех случаях, когда зачврн величин попутного газа достовэрные.' В тех ко случая:., когда они включают в оеба порзтекапдив из газовой шапки газ, точность резко ' онедиетол. В этих случаях применяет«« способ определения но-тинаого газового фаятора яа базе закономерностей дегазации объекта в процессе нефтедобычи.

Развитие этого способа позволила получать зависиыоать ■мзяду отбором нефти и параметром ,&*>-&/&<>-£. , позволяют; определить начальш» балансовые запаоы нефти, т.к.

f?<Q" " it(a- * et)*а Ьг

где t - коэффициент нефтеотдачи.

Практике подсчет;) зол сон ле^тк аокезрдп, что одна.! из доотовернкх методов определения «звлвзюкгэе запасов ле-7*а розр:'.бат;.вае:,:ы:с г^ноторо^'д-лиГ: яэляется отеуаорсчоскп^ .^етод. Си базируется на .*актгласт-Ее г.лхс^.л.и.лц темш* ладваяя дебита нефти -каддой скза-зш яешхшютс от зрс.ме::;: е;, г, эксплу-

атацию. Кро.;:', того, этот метод лизголяат Дусс ет провыв зслояекив яовкх окаалшя а достаточно дсоюларно прогнозировать прирост извлекаемых запасов • во;*??, обеоке'Сша&шй эгк&ш оквэ*чнччи.

При этом немаловчжягг. дзляггс?; зпрьдеддезд мишмелького эхюномачеокого целесообразного дебита скзггхик, зависящего от" миоггас технико-экономических ¡1 геологических факторов.

Для кссторохденяя Говурдваз мадикально рентабельно« дебиты от 0,68 т/о.ут до 1,23 т./сут в зависимости от глубин золв-, гаиая объектов. ГЬрьход ка имротже цену, почти в три раза снижает эти пределу ера 97/» обводненности продукдди.

^Учитывая то, что напббдьь достовернее результат« пелучзютзя при использогаяаи историй рззр?.бог<д рплеж», отра-гачи'ой геолого-промиолозый особенности ебьекта, прл определение су-ларясй добичи ив.тдй проектное окзелая необходимо учить.злтъ особен.".ост^. еоесдйния дабитов, в частности, кривые накопления нефти по каждой саг-ажиив. Эти кр^ня стрэхдаг извлекаемую зэизен, прпходящпэся аа скважину о учетом времени ввода её в разработку. Рьгреосчонная зависимость удвльних иаг.асов скважлк от врзмони ввода е разработку имеет «лсо-ую степень корреляции а позволяет определить достоверна 'зкпчагия злп„сов нефти из аровктируемнк скважин а тем самш погшавт отепвнь обоснованности извлекаемое залясоэ не<*ти, слрзделеннюс статистическим истодом.

Гл.эр.а б. лосвяцвна определению коэфхшрюнтоЕ нафтега&о-оэдачи и количественному определению Джимов дренирования.

Существует много способов определения нефтегазоотдачв ллаотов. Их условно можно подразделить аа следующие группу:

- мгтоди, базирующиеся иг изучения лмпеоза вытеснения из модели; , . .

- по данявд пробелов о-ге о£лзачв склх исследований ,по степени изменения яаошдеянооти по мэре заработки объекта;

- методы, базирующиеся я^ характеристики гиесдвяия; различии варианты л модификации статического метод-з-

3 прэцоаое обоснован.«? ксо^я^еитсв нефтеотдача ягл иэвлекаскыч запасов залеадй Туркменистана яенольловаь-.! чсто-дакц, входящие во всо эти группы. :1ри*»с\;, rt'Cop того клл иного метода опроделенха- отдачи пгал'МБ иролзьэдитгя на ослов-:., геолого-технолоппесчсой пркаллсмомя :л пуска .для катдого оСьекта и кьф- срмотивно<?т:1 ис.-годннх дашкл-. ■

Для ■ длительно разрабатываем« обыжтов оенэкпянс «етогдеш служили, стати^тидз^пС; ?¡eio.r, п ис-'од хриг.к/. кзюктят-и*. 3 кач^-тве контрольны* - метода .'."/¡'кстаова 7.1. II. .Оазопола D.I., Туркмсн!ШИкг£ть, результата колорит га один.-.'/ных

объектов, оказались зааыжениудм. Д*я объектов, «кппдяди'сл» в начальной -стации эксплуатация, опр.-депэнн;; нефтеотдач--! производилось по ь;етод1г ßl'iUl и по етат'-.ческпм зависимостям нефтеотдач!«, полученным на материала', длительно разрабатываемых ме^торокде-ниГ. Хуртмен.ютаиа.

Г'сочего- промысловые особенности, в частности, каиг-гие, а в ряде случзев - доминирование рег.ича растворимого rasa, не ноззоля-от успешно применить методы, ¿айируюцис-я ка ::арак-теристчках рытеснания неф-ги водой, т.к. они предполагает . лренмуцеэт зе:щое развитие водонапорного реж-ла. Поэтоцу, апро бация IV разновидностей этого метода, (методы Максимова ll.il., Сазонов? Б.-i. .Назарова С.Н. .Моьмыги Г.Т. ,Найденова- D.M. , Пермякова К.Г., Черепашина H.A. Диммермана Э. X. .французского нефтяного /нсти'Г/та, Говоровой Г.-Л. ,Ркбчкиной Г*.К. ..Меркуловой Л.К. .Гинцбург A.A. Д'яачешсо ¡I.A. .Овнатансза Г.Т. .Лейбсона З.Г. Чип ас а Е.И. .Казакова A.A. и др.) показала, что они в этих • условия"-: неприемлемы. В отдельных слу эях, открытые к водонапорной системе высокопродуктивные отдельные блоки вархне-красноцветкых отл*южений месторождений Готурдепе.Еарсагельмес, где развивается водонапорный режим,эти методы дали хорошие результаты.

Ранее проведенные исследования позволили обосновать геологические и технологические'показатели, оказывание существенное влияние и ормчруицие коэффициент нефтеотдачи. Использование статистической модели не-фтсотдачи позволяет кп только более обоснованно прогнозировать нефтеотдачу, но и оптдаиэиро-ват-ь регулируемые технологические парам тры, такие как плотность сетки скважин (Рс), средний темп отбора негфти (Тер) и

отношение объема отбираемой жидкости (С?.(). о усовершенствованном виде эта модель выглядит следующим образом:

1 --- //У40,1^ПРс +1Г/4?Тсгн-3,3453&-

-С, 204Ж< х / -0, 527 й?К) , 003Ро+0, (Ю7 5'Г с т>~

р _

-1,о/и9(С'У/у пор)'ч0»00115НА;х)+0,Х13иоРс--^К--0,ЗОООВТср,СжЛлор .^гК+0,(Х103Н(х)^;^С),011бЛРо4 -0,9261 о Ун Гср-4,0о5"4 Лфз/У !юр-0,02ЮаРвТер-0,1804?с. • фу/У пор+0,005047РсН(х)~0,31804Тср0л^/ пор-0,00594ТсрЖх)+ '' +0,01аН(х)С1у/У пор, . (3)

где К- прокицаемость.щ; У* - плотность не^ти.г/см3; • V«/» - объём пор зал ежи, тыс. м3; Н(х) - комплексная энтропия пласта по безразмерной проницаемости, пористости, нефтевасыщенной \ мощности и разчленнености, бит."

Среднеквадратичное относительное отклонение от фактических данных

Учет динамических процессов, происх"диких в процессе нефтедобычи, отражмтся в характере и темпе изменения объёмных коэ-1 -^ицивгтов не;ти, газа и газосодернан:? не£ти. Лимитируя ; изменение до конечных значений на период существования линейноП зависимости между комплексным/ параметрами Р»-Р

входящими в усовершенствованное уравнение материального баланса, выведено уравнение для определения нефтеотдачи в зависимости от удельной упругоёмкост/. ( £ ), начальных балансовых: запасов нефти и коэффициента £ , характеризующего темп изменения объёмного коэффициента нести от изменения плаотового давления. Это уравнение имеет зцд:

Определение производится по зависимости ме>:ду пер'чис-

ленными выше комплексной параметрами.

Анализ разработки нефтяных и газовых месторождении показывает/ что они в подавляющем количестве разрабатквачтея при смешанном режиме дренирования. ¡Троцееа нефтедобычи обеспечивается энергиями водонапорной сио-гемы, растворенного газа, газоЕоГ1 ц;апк.. (при наличии), а процесс г^зодобычи - энергиями- водонапорной

л

- 30 -

системы i; унругосжатого газа. Упругий режим пород, прошлнгмцийс. в начальной стадии .освоения месторождения проявляется совместно с водонапорной или же таз о наборной режимами. ■

Уравнение материального баланса как для нефтяных, так к для газовых зЬлежеЧ представляет собой равенство, на одноК стороне которой находится объём освободившихся пор, за счет нефтегазодобычи, и на другой стороне сумма, объёмов расширения газа или нефтегазовой смеси и вйедришейея в залежь веды, т. е. если условно освободившейся обьём пор принять за едчницу, то составляющие её показывает доло участия в смотанном'режиме -того или иного рёкима.

' Определяя ксэ-i'cf лциопту на то или газоотдачи при разработке залежи на "чистом" водонапорном, газовом и т.д. режимах и взвешивая их по долям участия каяцого режима определяется коэ^-[¿'ицьект нефте или газоотдачи. Этот способ .является одним из широко используемые s мировой практике.

Наряду с перечисленными составлящкми, метод требует и.опре деление коэЦтщента • вытеснения неоти водой. Результата обработк лабораторных исследований поязолили представить эту зависимость в следу к;;ем воде г" "..•••■

• f¿f =0, 2у1+0 ,000995 6 -O.COc'Srf.- QQ0I77K+0,C303*-О, Z34 Sp + +0,01¿A¿%+0,00213fío +0,002С9 V3 -0,00<xI7Cn +Ь, 0007 02Cc¡-+0,608 2/Й . ' (101 '.lepa идентичности 0,472, корреляционной отношеьис - 0, В зависимости использованы следующие. обозначения: в - длина образца, .. - диаметр образца, К- проницаемость,. 'г/ - пористость, , Se - начальная водонасы!;;енность,¿f/e- градиент давления, J40- отношение вязкостейРно^ти и вода, Уз - обьпм поред, Сч - количество парафина, Со - количество смолыбезводная нефтеотдача.

Сл-.пенъ обоснованности лодсчетных параметров и их информативность в немаловажной степени влияют по" модель строения зале-х'л, так и на величина запасов, заключенных в чей У/5. Этой проб-

оме посвящена, глава 7. :.!ноголетняя история н<з.>егаз?чро- I j ti с ¡i л практики разработала «тройную систему опреде-

ления г?пт>го»гео;кзичссяих материалов, необходимых для опреде-чс.-г-д ;апа?ол УЗ. D большинстве случаев придерживание к ним

-оввазяет саг-а^л УЗ, ссобгсгкп, когда оцеч::за-:торг

рб:-5м»<у« «¿мтупд, •».я. эта ••тистрмл я ?<к;аено:« орасггирт-ана на чгь.ие данных для отсге метода.

ле Л'а^.'.рлл^ьн^г" '¡К~:\Ч'Ч\ ъ оточ о гнут;на\0-;:'гся п тсн,!. ¡тр-л;Ол?-г- ряазодк' !{ рг рз'Зескл пречу<як!треш проведения про№олоЕых ьселедований, исследований'по контроле за разработкой, которые псаво чя'П- «отучать необчоаимче следени*. Счссеяо -¡х обработки а обобщения 1'ребует индивидуального подхода.

Традиционным способом определения среднего (средневзвешенного) пластового давления являете? построение карт изобар. В случаях, когда нет возможности (недостаточное количество замеров) или же нет необходимости (не ведет к уточнения среднего пластового дазления)'для определения среднего пластового давления и для прогнозирования его поведения отыскивается кор- , реляционная заадою/ость его падения в процессе нефтегазодобычи.;

Результаты исследований не$тянкг и -чэовых мевтороадбнлй показали, что мекпу поледенеем пластового давления и накопленным значением отбора не^ти или газа существует параболическая, степенная, показательная и редко прямолинейная регрессионная зависимость.

Определение единого значения давления насыщения производится осреднением результатов промысловых1 исследований. Лри этом не учитывается характер изменения давления насыщения как по плосади, так и по толщине. Для нефтегазовой залежи максималь-1 ной давление насыщения, ралное начальное пластовому давлению в газовой шапке, наблюдается в ГНК. По мере удаления от него Рнас уменьшается. В этих случаях достоверные результаты получаются только при определении Рчае по картам изолиний давления насыщений. К*, к правило,' объём исследований бывает ■ недостаточшм для построения этой карти.

Установление темпа снияения Рнас при углубл-знии и при удалении от газовой яапкп (по материалам единичных скважин"» позволяет определить давление насыщения в неохваченных исследованиями частях и восполнить недостающий для построения карт объём исследований.

32 -

о

Классический способ-определения давления насыщения при отсутствии результатов промысловых исследований базируется на состаб газа, н&|ти, давление и температуру пласта. Эти до способы дают достоверше результата при определений величины и поведения в процессе падения пластового давления объёмного козМициента и газосодц^ржания не£ти. Малое содержание азота (1-1,6%), углекислого газа (.0,15-0,30%) обеспечивают применимость диаграмм Стекдикга и Брауна без поправок (поправки необходимо ввести при ЛЛ£»19% .CQg и 11% 2%). В работе на конкретном 'примере демонстрируется определение этих параметров, а тагаё среднего истинного газосодержания при наличии перетока газа из газовой шапки.

Определение достаточного количества информации производится, в основном, по степени освещёния площади и разреза необходимой . инфорьюцией. Использование элементов теории информации позволяет избежать субъективности. Теоретической основой является то, что энтропия в кибернетике характеризует количественную оценку степени Увеличение энтропии показывает, что;

система становится 'неопределенноЯ и,следовательно, необходима

- дополнительная информация, а низкие значения энтропии указывают i* #

на то, что система упорядочена.

.Приводится определение догтг-очного количества определений пористости на месторождении Сев.Бал куй. Последовательное олре-делеиие накопленной энтропии по мзре выхода скваглк из бурения • и исследования керна позволили проследить темп накопления информации.

Эти исследованк показали, что первая фиксация стабилизации, энтропии наблюдается при количестве определений 130 (3,1.9 Хартли), а вторая при 203 (3,32 Хартли). Боего было произведено 314 определений и даже при перестраховочном подходе более • 100 определений не несли дополнительной, информации.

■ Аналогичные исследования проведены- и для месторождения Тедкен,Пост.Теджен,Моллш:ер,Багадка. В этих месторождениях объ:?м исследований не является достоверно •информативным.

S гльне 8 . приводится определение запасов газа,индексов - -зыгеснения режимов дренирования, оптимизация темпов отбора газа на примере месторождении Гу гурт ли, '.¿айские.Байрамали и Моллакер.

млосгр'игдс-г.:* находятся с длительной эксплуатации .игя выработаны. "аторгаты иезволяют ирс следить практически :что потсрнл кетсцзчот залекз'"; газа.

Объектами исследований на месторождении Гугуртли являются •5«»ссн.«тк? горизонты Я, Х.1а,ХПо,Ш,Х1У,Ш и Ш. На XI и X10 г ^.зонтах пслована скздеик работала одновременно с другими горизонтами, на ХОа и Х1У - оО% и на ХУП-40?>.

запасов гг.зз пронзводог.с методо« мэтзриааьного баланса с учоа^м закона внадрзння воды, а обоснование исходных параметров в соответствии с глазой 7. Закон внедрения воды представлен в виде уравнения второго порядка. При этом были определены запасы, отличающиеся от числящихся па 5*25% кыс в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения.

Последовательное бг-йико^л:;- запасов газа на

разные даты позволило определить также объёмы газа, перетекаю-!г;из .из ХУ горизонта в Х1а-горизонт (произошло увеличен!« запасов гроа после 19:35г. на 3%).

¿стра-мциониая картина имело место при определи ш зямяеов газа XI горизонта. Запасы, подсчитанные за первые 14 лет разработки, превышали запасы, подсчитанные за весь период разработка й СО раз. ото объясняется тем, что длительный период обьекч разрабатывался двумя скважинами при темпах отбора 1,5-3,1". Произошла плаз:гая-передача снижения пластового давления водонапорной системе. Отставание внедрения воды от текйа отбора газа сведено, к минимуму и,поэтому, первые запасы характеризуют дренируемый об^ём пор залежи и водона-систем--'. Более же л.остоверными являются запаек, под-очитр-нмын зя одиозной период промышленной разработки.

Ряд газовых месторождений Туркменистана разработан при высоких тешах отбора, превышающих 10%. Естественно, для неоднородных залежей, это не могло ке привести к неравномерно^ продвижение газоводяного контакта и обр~оовнят эап&итаньн . газовых линз. Учитывая то, что эти процессы индицируются через [ режимы дренирования, были определены индексы вытеснения рзжнмов зо времени. Для всех объектов характерно неуклонное снижение гаь-. декса вытеснения для газового режима, обусловленное увеличением доли водонапорного режима из-за вовлечения водонапорной системы резким снижением пластового давления..

Динамика индексов.вытеснения показывает ,что наиболее опткмал-'.ным является поведение их для ХПб горизонта Гу гурт л и. Этот объект характеризуется стабильным значением макронаодпородности (0,4-г0,С).К тому же разрабатывался при темпах отбора, не превышающих. 5%..

В остальных же объектах из-за, высоких темпов отбора газа или же из-за -изменчивости макронеоднородности развивается водонапорный режим. ,

Учитывая неоднородность газовых объектов и недостаточ^-ю изученность на стадии . проектирования, даже для однородных и выдержанных пластов темп отбора гага не должен превышать 1%. Для залежей о макронеоднородностью 0,4+0,5 и в сводовой части 0,3-0,4 на первые пять лет темп отбора газа может быть доведен до 5с макронеоднсродноетью 0,5-0,6 не более 5%.

Для .газорых залежей ■ с макроьеоднородностью 0,3-0,5 и з сводовой части 0,4-0,6 темп отбора может "быть увеличен до 7%.

Для неоднородных газовых залежей (макрскеоднородчссть ■ 0,2-1,0)при наличии чередования'однородных и неоднородных: зон темп отбора газа не должен превышать 4.% о ди^ерекцацией по обьёцу. залежи. ...

Г> ьазтоя^е? работе обобщены результаты многолетних исследований э сбтпсг-и н^тггчгсггромпслоБОЙ геология, подсчета запа- , сов нэГ-^и и гзза я разработки нг-.'тяннх к газовых месторождений Туркменистана. Автором разработаны еледукчцие вопросы и получены научные рззультаты. ■

I. Про/.гьодено моделирование слочнопостроенных месторождений Дсьлетабат-Советабат, Еагаджа к Беурцешик с ди-^ерекцацисА запасов газа по площади. Произведена оптимизация расположения эксплуатационного Фонда. Разработана система, разработки кеоднород ных гидродинамических ловушек, в том числе горизонтально-нак-лоннюгл ског^кнамк. ' •

Лр тнозированы зоны перетоков газа и воды на месторождении Беурдсшкк. Впервые разработана методика прогноза мест скопления зыпасгаого з плчете конденсата, базируясь на пластовыЯ "дроссель-

;кт

на направление изйенення тока. Она апробирована на

месторождении Кирличли.

2. Произведена классификация по степени воспрепятствования неоднородного участка на процесс нефтегазоизвлеченш. Разработан1 принципы оценки неодсгородйиш: ~ по степени восстановления пластового давления. •

На базе сопоставления проницаанкетой и пористоотеГС поровых, порово-трещкнньгх и порово-каверноэно-трещинных коллекторов получена зависимость для прогноза трещи ;но* проницаемости. На месторождении Северный Балкуи зависимость позволила прогно-зйрочать опеража-ощиэ направления внедрения Пластовы" вод,. ,

3. Разработан и апробирован способ решения метода матерлаль-г ного баланса для ::*з'тяных, неттегазовых и газовых залежей, приуроченных к карбонатным и терригейным порска.«, прл наличии