автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Исследование особенностей разработки подгазовых нефтяных залежей Западного Узбекистана

НАЦИОНАЛЬНАЯ КОРПОРАЦИЯ "УЗБЕКНЕФТГ"АЗ" НАУЧНА ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ " НЕФТЕГ *3 НАУКА'' УЗБЕКСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА С "УЗБЕКШШНЕФТЕГАЗ")

На правая рукописи

СОДЩХОДЗЕАЕВ РАХШДЖАН

УДК 622.276.1/.4С 575.14+575.15)

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО&АЗОВЫХ НЕсгТЯШХ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОГО УЗБЕКИСТАНА

Специальность : 05.15.06 - "Разработка и эксплуатация нефтяник и газовым месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ташкент

- 1336

Работа выполнена в Узбекском научно-исследовательском и проектном институте нефти и газа С"УзбекНк1[Иыефтегаз")

Официальные оппоненты : доктор технических наук Назаров Улугбек Султанович

кандидат технических наук, доцент А_.иев Еоходир Абдуганиевич

. Ведущее предприятие : Мубарекское газопромысловое управление ( ГПУ "Мубарекгаз")

Защита состоится декабр": 1996 г. в .часов на

заседании специализированного Совета К.126.01.01 при научно-производственном объединении "Нефтегазнаука" по адресу : 700029, г. Ташкент, ул. Шевченко, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Узбекского научно-исследовательского и проектного института нефти и газа.

ЛатореФе. ат разослан

ноября 1996 Г.

Отзывы на автореферат можно направлять по телефаксу 8-С3712) -56-66-48 или телетайпу 116486 "НУР"

Ученый секретарь специализированно го^-^^ Совета, кандидат технических наук/^ [ /.,/У^Р.Д. Пулатов

Общая нарактеристака работы Актуальность рзбптн. Проектирование и технология разработки 1еФгегазовых месторождений из-за наличия в олном коллекторе скопления нефти и свободного газа, взаимодействуших между собой, значительно отличаются от принципов, используем« для нефтяных )бъзктов. Поэтому проблемам совершенствования применяемых систем >азработки нефтегазовых месторождений в нашей стране и за рубе-щм уделяется большое внимание.

Существукшй уровень добычи углеводородного сырья в Республике Узбекистан во многом определяется эффективностью разработки ¡еФте газовых месторождений, на долю которых приходится более 75 % юбычи нефти, В перспективе доля указанных месторождений впзрас--ет. поскольку уже к настоящему времени к освоению подготовлено ioj.ee 10 аналогичных объектов.

В этой связи исследование особенностей разработки подгазо-1ЫХ нефтяных залежей Западного Узбекистана имеет важное научное и ¡рактическое значение.

Тема диссертационной работы соответствует отраслевой (рограмме и концепции развития нефтяной и газовой промышленности >еспублики Узбекистан на 1993-2000 гг.

ирль рабгугн - совершенствование проектирования систем разработки подгазовых нефтяных залежей путем создания новый технологи-ескмх и методических решений на базе обобщения имещегося опыта >азработки, теоретических и экспериментальных исследований.

1; Установить отличительные особенности геслого-Физических и синологических факторов, определяющих эффективность применяемых :истем разработки подгазовых нефтяных залежей Западного Узбекис-•ана. на основе систематизации геологопромысловьсГ материалов и бобщения опыта разработки.

2. Разработать методы определения:

- оптимального дебита скважин в условиях аномально высокого .ластового давления (АВПД);

- оптимального интервала вскрытия неФгенасщенной толщины ласта и его положения относительно газонефтяного и водскефтяно-о контактов:

- основных технологических показателей разработки подгазо-. ой нефтяной залежи с подошвенной водой;

- оптимального.технологического режима периодически раЗотаа-->гх штанговых глубиннонасосных скважин.

3. обосновать возможные подходы к выбору первоочередных

. объектов и способов их доразработки.

4. Разработать новую рецептуру смеси для селективной изоля-' ии:» ьст на исследуемых объектах.

Ь'^тшяештлйсгавмшшж^шш^ задачи исследования решались путем систематизации и обобщения промысловых материалов с использовании современных методов анализа с применением ПЭВМ типа I ЕМ-486, а также путем постановки и проведения теоретических и экспериментальных исследований с последующей апробацией созданных методов и технологий при проектировании разработки и эксплуатации скважин нефтегазовых месторождений Западного Узбекистана.

1.Метод оценки оптимального (предельных безводного и безгазового) дебита скважин в условиях аномально высокого пластового давления.

2. Метод определения оптимального интервала вскрытия неФгена-сыщенной части пласта.и его положения относительно водонефтяного и газонеСпгяного контактов.

3. Метод расчета основных технологических показателей разработки подгазовых нефтяных залежей, подеталаемых подошвенной водой.

4. Разработана номограмма по установлению оптимального технологического режима работы штанговых глубиннонасосных скважин в условиях периодического отбора жидкости.

1. Установлены отличительные особенности геолого-Физич&ских и технологических Факторов нефтегазовых месторождений западного Узбекистана от аналогичных объектов других регионов.

2. Впервые разработан метод оценки оптимального (предельных безводного и безгазового'; дебита скважин в условиях АВГШ.

3. Усовершенствован метод определения оптимального интервала вскрытия неФтенасыкенной части пласта и его положения относительно водонефтяного и газонефтяного контактов.

4. создан метод расчета основных технологических показателей разработки подгазовой нефтяной залежи с подошвенной водой. /

5. Предлоь*ена номограмма по установлению оптимального технологического режима работа штанговых ; глубиннонасосных скважин в условиях'периодического отбора жидкости. ;

е. Предложен метод выбора первоочередных объектов доразработки, находящихся на поздней стадии эксплуатации,

7. разработана новый состав для селективной изоляции пластовых вод на объектах с частым чередованием водоносных и нефтеносных прослоев. ',v с

¡засэ зулътсгго з ;5о ни. Прйдложенныа методы расчета для выбора наивыгоднейшего интервала перфорации и оптимального дебита внедрены к настоящему времени на месторождении Кокдумалак, что позволяет эксплуатировать скважины :о стабильными дебатами без преждевременного прог-жа газа и воды л способствует повышению эффективности разработки указанного месторождения.

От внедрения метода выбора первоочередных объектов для до-эазработки, реализованного на нефтегазовых месторождениях ГДО 'Узне<1ягегаздобыча", получен подтвержденный экономический зФГект в 558.5 тыс.руб.С в ценах 1991г.)

Использование предложенного нового селективно изолирувдего ;остава и номограммы по .установлению технологического режима работы штанговых глубиннонасоснкх скважин на объектах ГПУ "Мубарек-■■аз", ГПУ "Ыуртангаз" и УТДГ "Газлитрансгаздобыча" дало' экокоми-геский эффект в 79.4 тыс. руб. С в ценах 1991 г.).

&пшйшяа_ш££ши. Основные положения работы „окладивались 1 обсуждались: на конфеоенциях профессорско-преподавательского состава ТашШ С г. Ташкент, 1971, 1972, 1973, 1394, 193бгг): на республиканской научно-технической конференции молодых ученых т.ташкент, 1974г.), на республиканской научно-технической конференции молодых ученых С г. Ташкент, 1976г.): на второй республиканской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов по технологии добычи и транспорту газа С г. Ташкент, 1977г.): и республиканской научно-технической конференции по проблеме разработай нефтяных и газовых месторождений в Узбекистане С г.Тань :ент, 1983 г.); на ташкентской областной научно-технической конференции молодых ученых нефтяной и газовой промышленности г.ташкент, 1888 г.): на республиканской научно-технической конференции "ДоразЕедка эксплуатируемых нефтегазовых месторождений 'краинской ССР - дополнительный источник увеличения ресурсов уг-юводородного сырья" С г.Харьков, 1930 г.): на республиканской йучно-технической конференции "Геология и разработка нефтяных и ■азовых месторождений Узбекистана" С г. Ташкент," 1936 г.).

ПШш'ашал>2аот_ Содер:каиие работы опубликовано в 33 научим статьях,, одном обгоре, одной монографии и 37 научных отчетах 'збекНИПИнефггегаза.

ОШйМ-Шйот. Лиссертааия состоит из введения, трех глав, ¡включения. списка использованной литературы и приложний.

Объем диссертации 169 стр., в том числе текст 121 стр., а рис., библиография 122 наименований объемом 15 страниц и пр::~

ложения на 14 стр.

Считаю своим долгом выпазить искреннюю благодарность профессору. л. т.н.. заслуженному изобретателю .Республики Узбекистан Назарову Султану Назаровичу, который стоя! у истоков данной работы. Биисъаю искгеанюю благодарность к.т.н., доценту. П?севичу А.Г., котомля оказал неоценимую помощь в завершении диссертационной ра-йоты после безвременной кончины Назарова С.Н.. а также д.т.н. Крматопу 3.к. и д.т.н. Агзамоьу А.X. за ценные советы и рекомендации, высказанные в коде выполнения работы.

Во введении диссертационной работы показана актуальность темы, сформулированы цель и задаем исследований, дано краткое изложение содержания (работы по основным разделам.'

1. Геолого-Физические особенности и эффективность применяемых систем разработки нефтегазовых залежи западного Узбекистана Приведены геолого-Физические особенности и оценена эффективность применяемых систем разработки подгазовых нефтяных залежей.

Большой вклад в изучение геологического строения, перспектив неФтегазоносности, вопросов разработки и эксплуатации газовый, газоконденсатных, нефтяных и нефтегазовых месторождений Западного Узбекистана внесли А.А.Абидов, П.К. Азимов, А.М.Акрамходжаев, Н. X.Алимухамедов, Т.JI.Бабаджанов, А.Г.Бабаев» А.А.Бакиров, Э.Ю. Бегметов, К.А.Грудкин, Г. X.Дикенштейн, Ю. П. Дмитриев, А.Г. Ибрагимов, м. и. Исралилов, п. с. Ким, э.К. Курязов, И. в. Куширов, У. Д. Ма-маджанов, В. Н. Пашковский, В. И. Попов, А.К.Рахимов, 'В. И.Соколов. И. П. Со;солов, К. А. Сотириади, И. С. Старобинец, с. Т. Талипов, Б. Б. Таль-вирисий, Т. И. Убайходжаев. и.X.Халисматов. Т.З.Эргаыев и др.

Вопросами проектирования разработки месторождений рассматриваемого региона занимались А.Х.Агзамов. К. А. Акбергенов, Б.Ш.Акра-мов, Г.А.Алиджанов, Э. К. Ирматов, Д. Люгай, Ф.ИМакушев, Р.М.Миклин, А. X. Наджмитдинов, Е. И. Петренко. Ф.Ш. Сабиров. X. М. Тургуно?,, С. Д. Хаджимухачедов, Г.Д.Хван, A.M.Хуторов, В.М.Шевцов и др.

Теоретическими вопросами методики проектирования и разработки нефтяных, нефтегазовых и газсзых месторождений изучаемого региона занимались Ф. Б. Абуталиев. . 3.Б.Абуталиев, А.А.Арсланов, М.М.Дхшилов,Н.Мухитдинов, С.Н.Назаров, У.С.Назаров, А.Г.Посевич, Р. Садуллаев, Н. В. Сипачев, Б.X. Хужаеров и др.

- ? -

1.1. Геолого-Физические характеристики нефтегазовых залязгай

Из 18 разрабатываемых нефтяных, газонефтяных и нефтегазовых

эсторождений западного Узбекистана в качестве объектов исследо-аний были выбраны восемь, содержащие 15 объектов разработки, ыбор этих объектов обуславливался наиболее длительней разработок принадлежностью к различным.типам залежей, эксплуатацией при эжимах истощения, схожестью основных геолого-Физических пара-етров.

Этими объектами является: ХШ горизонт месторождения Газли с ремя самостоятельно разрабатываемыми пластами (объекта 1,2,35: V, ХУ1, ХУ1I горизонты месторождения шурчи (4, 5, 6,); ХУ и ХУ1 оризонты месторождения Акджар с 7,8): ХШ и ХУ горизонты есторождений Караул-Базар и Джаркак С9,10,и, 12); ХШ горизонт есторождения Шуртепе (13): ХУ+ХУа горизонт месторождения Каракас С14) и ХУ горизонт месторождения Кокдумалак С15). ' ^

Для выявления отличительных особенностей разработки иссле-уемых объектов в качестве аналогов использованы нефть газовые за-жи Ферганского нефтегазоносного бассейна, а также ряда зарубеж-ых стран С Туркмении, России, Канады и США).

В .геологическом строении исследуе?,«ых объектов принимают частие отложения мезокайнозоя общей толщиной до ззоо л. Всь за-ежи (кроме 15) по запасам относятся к мелким. Средняя глубина алегания объектов - 700-1300 м. Месторождения одношрстоз&э и ногопластовые. Соотношение, газо- и нефтенасыщенного объемов от 3:1 до 1:7.. »

Нефти рассматриваемых объектов по плотности - легкие 1-3,9-11, 13, 15) и.тяжелые С4-8, 14): по вязкости - с незначи-ельной вязкостью С1-3). маловязкие С 4-6. 3-15) и с повышенной язкостыо (7, 8). По содержанию парафина - мапопараФинистые (1-3) парафинистаа (4 - 15): по содержанию, смол - малосмолистые 1-3), смолистые (10. 12, 13, 15) и высокосмолистые (4 - 9,. 11, 4): по содержанию серы - мапосернистые (1-3) и сернистые с 4-15).

1.2. Оценка эффективности применяемых систем разработай

Основные положения проектов разработки исследуемы", объектоь редусматривали следущее: 1) нефтянке залежи разрабатываются при ежиме истощения: 2) плотность сетки скважин находится в правах 25 - 40 га/скв: 3) скважины располагаются батареями, (рсне по реугольной сетке): 4) газовые шапки консервируются до полной ыработки нефтяных залежей: 5) скважины эксплуатируются при рас-¡етных безгазовых и безводных дебитах или при предельно допусти-

мой депрессии: 6) интенсификация добычи кефгги осуществляется, основном путем проведения соляно-кислотных обработок.

В процессе разработки залежей некоторые положения принят систем разработки не были реализованы: 'фонд эксплуатационн скважин не доведен до проектного: Фактические -дебиты превыша расчетные безводные и безгазовые: из газовых шапок осуществля. вначале контролируемый, а затем и неконтролируемый отбор газ что привело к значительному расхождению Фактических показателе разработки от проектных.

Анапиздинамики темпа отбора нефти показал, что продол» тельность стадий разработки исследуемых объектов колеблется следущих пределах: первой - от 2 до 6 лет; второй - от 3 до лет: третьей - от 2 до 6 лет: четвертой - более 20 лет. При эт за основной период П + II + ш стадии) из подгазовых неФтян залежей извлекается от 75 до 94 % всей добычи нефти.. Мя чис не^гяных месторождений, по данным М.М.Ивановой С1976 г.), эт показатель составляет 80 • 90 X.

Следовательно, принципиальных отличий в динамике темпог о бора нефти из нефтяных и нефтегазовых залежей практически не Вместе с тем по некоторым объектам отмечается отсутствие о дельных стадий С 5, 7-Ю) или их-повтор С 4, 11, 12). Первая из о меченных особенностей связана с небольшими размерами залежейо ■ относительно быстрым вводом всех добывающих скважин в эксплуат цию, вторая - с резким увеличением Фонда скважин за счет возвс та их с нижележащих продуктивных горизонтов с4), а также недост точно обоснованным выбором' интервалов перфорации С11. 12).

1.3. Исследование основных геолого-Физичвских и технологича кик Факторов, опре делящих эффективность разработки

Для оценки начальных извлекаемых запасов С НИЗ) в настоян; время используюггся свыше 20 характеристик вытеснения, предлош ных различными авторами для чисто нефтяных залежей. Анализом эт характеристик вытеснения установлено, что для оценки НИЗ подгаэ вых нефтяных залежей могут быть использованы зависимости С.Н.Ь загова' и др.,Г.С.камбарова и др., А.М.Пирвердяна и др.; А.А.Ка; кова и'А. В. Копытова. , ,

в качестве одного из критериев оценки эффективности поим няемых систем разработки обычно выступает ожидаемый коэФФицие кйФтеотдачи, который для исследуемых объектов в основном Фсрмир вапся за счет следущих параметров: кь //< к... к£ //п, Тншах / »адх., т нсо / Т жср., Ож / оизв С где : к - проницаемо-

пласта, Ь. - эффективная толщина пласта.уУн - вязкость нефти: в -нефтенасьзценность, 'С нтах, Т л'тах, Г нео., Тжсо. - максимальные и средние темпы отбора нефти и жидкости: <Я я - суммарный отбор жидкости» С? иэв- - извлекаемые запасы нефти).

Исследованиями установлено, что одним из главных геологических Факторов, определявших выбор системы разработки месторождения и всю инфраструктуру обустройства объекта, является величина запасов нефти в подгазовых залежах. Изучаемые объекты входят по су-ществушея классификации запасов в категорию мелких, однако диапазон изменения балансовых запасов (без Кокдумалака) довольно большой - от 0,07 до 7,0 млн.т. Указанное позволяет предложить следушув классификацию балансовых запасов нефтяных объектов этой категории: небольшие - с запасами от 5 до 10 млн.т : матае - с запасами от 1 до 5 млн. т : особо мелкие - с запасами от 0,1 до 1 млн.т : незначительные - с запасами до 0,1 млн.т. Рекомендуемая классификация запасов позволяет дифференцированно выбирать проектную систему разработки и сбустройстБа.

Исследованием систем разработки нефтегазовых залежей Западного Узбекистана установлено, что эффективность их в значительной степени зависила от предельного безводного и безгазового дебита скважин, интервала ьскрытия' кеФтенасьменной тошины пласта и его положение относительно ГНК и ВНК, технологического режима периодически работаташ глубиннонасосных скважин и применяемых методов изоляции вод. В этой связи была сформулирована основная задача исследований, связанная с поиском путей оптимизации перечисленных выше элементов систем разработки, подгазовых нефтяных залежей.

Решению сформулированной задачи посвящены последующе разделы диссертации.

2. теоретические исследования вопросов установления оптимальных двбита и интерзала перфорации скваяин и расчет техно логических показателей разработки подгаговгш нафтянын залежап с

положенной водой 2.1. Кратки?, анализ и сопоставлэжв кэтодоз оценки

предельного безводного и безгазового дебита Вопросами расчета дебита скважин, отбиращих нефть из подгазовых нефтяных залежай с газовой шапкой и подошвенной водой, занимались К.Маскет, П. Я. Полубариноеа-Кочина, и. А. Чарный, г. Лк.' ^,ейер, Н.Ф.Иванов, н. С. Пискунов, А. М. Пирвердян, А. К. Курганов, Ц. А. Эфрос, Б.Б.Лапук, Ю. И. Стклянин, А. П. Телков, П. Б. Садчиков,

и. д. Амелин и лр.

Анализ наиболее часто используемых в нефтепромысловой практике методов опенки предельного безводного-цсв и безгазового рбг ст.е. оптимального цопт) дебитов показал, что сложность процессов. сопрсвэждащих приток нефти к скважинам при одновременном продвижении водо- и газонефтяного контактов, ::е позволяет ни одно из известных ныне решений рекомендовать в качестве универсального. Приближенная же теория предполагает, что отклонение понепхности раздела двух Фаз от первоначальной плоской Формы не влияет на распределение потенциала скоростей Фильтрации в нефтяной части пласта С допущение Маскета-Чарного). В реальных условиях эксплуатации скважин это положение приближенной теории не всегда имеет место. Поэтому выбор того или иного метода оценки оптимального дебита обычно осуществляется С при наличии доброкачественных исходных данных) лишь по степени совпадения расчетных и наблюдаемых начальных безводных и безгазовых дебитов скважин. Однако и в этом случае, как справедливо замечает С. Н.закиров и др. С1932). иногда фактические данные свидетельствуют о довольно больших, длительно получаемых безводных дебитах нефти и газа, в отличие от расчетных, темп падения которых значителен.

2.2. Определение оптимального дебита скважин, наивыгоднейшего интервала вскрытая подгазовых нефтяных залежей с подощвзнкой водой в условиях аномально высоких пластовых давления саепд) В известных работах Курбанова - садчикова с 1952 г.) и Сткля-ни.ча - Толкова (1363 г.) было показано.что одним из основных параметров, от которого существенно зависят все характеристики процесса образования конусов газа и воды, является отношение разности "лотностей воды и нрФти вн к разности плотностей нефти и газа а нг в пластовых условиях, т. е. ^Г = * £ вн / * у3 нг.

для залежей с нормальным пластовым давлением значение указанного параметра обычно заключено в интервале 0.1 < ¿Г < 1.0. Однако в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой в условиях АВПД параметр ?р ввиду незначительной разности плотностей нефти и газа может быть больше единицы. Так, для неФтегазо-конденсатного месторождения Кокдумалак <Г = 2.43.

упомянутые же выше методы Стклянина-Телкова и Курбанова-Сад-чикова могут быть использованы только для <1.0.

Вместе с тем, анализ работы Стклянина-Телкова (1963г.) показал, что, основываясь на ее результатах, можно усовершенствовать гадааадуру поиска оптимального дебита и соответствуших ему

безразмерных ординат вскрытия с/- и р, для, jp > 1.0. Сделать это можно следущим образом.

Наибольший оптимальный дебит, согласно Ю. И. Стклянину и А.П.Телкову. будет тогда, когда обг = q6b. Следовательно.

Чбв/абг = 1 = А*/>вн - .Чбв > / AНГ - Qбг ,Д/ С1)

где А = 23iKr-ha/y4 Н. цбв , /з, > И t-d",р> безразмерные предельные безводный и безгазовый дебита: ji = zr / 1ж и =(zr+ + b ) / hK - безразмерные параметры вскрытия: zr - расстояние от ГНК до верхних перфорационных отверстий: Ыс и b - начальные не.Фтенасыщенная толщина пласта и протяженность интервала перфорации.

Из выражения С1) следует, что

- ' ' ' Р>

• рбг / рбв = ~J> вн / НГ = у = С. £2)

где f c/5/oi.) - некоторая Функция отношения /з к при jo = ос / ае- Ьк = const: гк и - радиус контура питания и коэффициент анизотропии пласта.

.Используя данные табл.4 работы Стклянина-Телкова С1963 г.), построим график зависимости ~%г / цбв = ft = fС ув /<=<-) для различных отношений /8 / oi_ и р С рис. 1D.

Последовательность определения наивыгоднейшего положения интервала вскрытия и оптимального дебита при помощи графической зависимости ^ = fc /з /сД. з, представленной на рис.1, покажем на примере осредненной скважины месторождения Кокдумалак.

Исходные данные: Zk = 100м: Ък = 59м: f* = 1070 кг/м-: JU = 725 кг/ма: fr = 583 кг/ма: учи= 1.4 * 10-у пас: кг = 0. 49*10~1^m2: = 8: А/ ВН = 345 КГ/м3: нг = 142 кг/м3:

¿р - 2.43: j? = 0.42: А = 1.27.10-« MVna. С^.

Решение.

1. Для <f = 2.43. 'J> = 0.42 по рис. 1 (кривые i.2,3) находим следующие значения /з /ol : 1.75: 2.65: и 4.4. Найденным

_ отношениям /3 /ы. соответствуют Сем. подрисуночные пояснения4 следующие интервалы изменения «¿и р> : С 0.4. 0.5-0.4, 0.9 ), С 0.3, 0.4 - 0.3. 0.9 ) и С 0.2. 0.3 - 0.2. 0.9 э.в указанных интервалах /0 / oL = 1.75 при oL= 0.4 и £ '= 0.7: o£Vft - 2.65 при oL = 0.3 и 0.8. //J = 4.4 при о«- = 0.2 и /3 = 0.9.

2. Перечисленным возможным значениям Ы~ и. р при = о. 42 соответствуют следующие безразмерные дебиты, определенные по табл.4 работы Телкова - Стклянина, и их отношения:

Рис. I,

Л

/60

/20

во

ЬО

6 •1 Ж-6,00 г- глз

/1 оЧ

/ 1 1 1 " Г '

■г

;°/Г>\ с/ 1 4 - # 1

0.3 .ЬО.6 \ >

¿234

Зависимость отношения без-

¿о

зо

30 6

размерных предельных безгазового и безводного пебитов левита от протяженн'ости интерв

ла перфорации и его местополон ния относительно ГШ и ВНК

з_ового к безводного дебитов ^БГ /Цг&В от. ' Л'

Рис.

5,0 2,5

<Г=йЛн/у>„г

3. Зависимость оптимального дебита С^опш от ^

Рис. 4. Динамика оптимального дебита <?опт в зависимости от отбора извлекаемых запасов ¡^

06г С 0.4:0.7:) / абв С О.л:0.7:) = 0.01Р/0.480 = 2.10 < X ' абг СО.3:0.8:) / абв С0.3:0.8:) = 0.465/0.191 = 2.43 = 3" : абг С0.2:0.8:) / обв С0.2:0.8:) - 0.175/0.057 = 3.07 > у .

Как видно из приведенный данный, условие С 2) для ^ - 2.4 выполняется при ^ = 0.3 и уЗ = 0.8.

3. Найденным безразмерным значениям о^- и /3 соответствует следуший размерный наивыгоднейший интервал вскрытия: г г - 17.7: Ь = 29.5М; 2в = 11.8 М

4.Вычислим плотность расхода и средний оптимальный дебит скважины для ь = 29.5 м:

Чбв = А ■>■ р вн Цбв = А * 345 м 0.191 = в5.9 А СЗ)

абг = А - уз нг Обг = А « 142 н"0.465 = 66. О А чС4>

Следовательно, ао - ш!п -с абв : чбг > = чбв = 65.9 А = 83.7 « И 10-6 М2/С. а аопт - <1о С ув - оС 5 1ж - 83.7 10-« 0,5 = 59= = 213.3 м'^/сут в пластовых условиях.

Практически при том же среднем дебите скважин С 256.4 мз/сут) существуйте на месторождении Кокдумалак интервалы перфорации С 2 I Ь 1 12 м, в среднем 4.1 м по состоянию на 1994 г.) значительно меньше расчетного. В этом случае даже частичное увеличение интервала перфорации С при условии сохранения дебита) позволит, на наш взгляд, несколько сократить удельный расход пласто-аой энергии на добычу единицы объема жидкости. *

2.3. Динамика оптамального дебита и оценка времени безводно-безгазовой эксплуатации скважин

Оптимальный дебит является сложной Функцией многих переменным, которые можно, на наш взгляд, объединить в три комплексные: зС^, /З./иО: $ I внСР), нгСРЗЗ и ££ [ кг, к2 С1ж)].т.о.

зопт - [ *рВн(Р), *■,/> нгСР)] И кг, кг СЬк)3>.

Первый из аргументов этой зависимости связан с положением интервала перфорации относительно ГНК и ВНК, а также с нефтенасы-ценной толщиной пласта: второй - с плотностями нефти, газа и вода, зависящими от текущего пластового давления реи*, третий - с важнейшими характеристиками неоднородно-анизотропного пласта Ж .

Падение давления в залежи приводит к изменении параметра 1 СР), а перемещение ГНК и ВНК - величин Ыс< о и сыО, которые связаны с 2г. 2в, Ь и._р.

Таким образом, в процессе отбора нефти пласт послэдова-_ тельно меняет свое состояние, каждое из которых характеризуется текущее неФтенасыщенной толщиной НкК параметром f С Pi) и средним значением коэффициента анизотропии ö€. (Ьк1). Очевидно, что каадо-му "новому" состоянию пласта будет сос.ветствовать свое значение оптимального дебита qon-гШ.

При моделировании таких сложных систем обычно используется прием, называемый "принципом по д ГЧБусленко H.A., 1978 г.), который нами заменен на "принцип по Здесь » h - элементарный пропласток, протяженность которого определяется так:

* h = hKi /Ni, i = 0,1,?.....CN-1): С5)

Г hicc = hK Г hic.1 = hici-l -

1 = 0 л No = N ;i = jJn.i= N.1-1 - 1 . CO, (7)

l *ho = hK / N { Ah.1 = hK.1 / Mi

где hK и пк.1 - начальная и текущая нефтенасыщенная толщина пласта: N и N.i - число элементарных пропластков, выделяемых соответственно в началъьой и.текущей нефтенаскщеьной толщине пласта: л - счетчик числа *hi. .

Время, в течэние которого неФтенасыщенная толщина пласта будет выработана на величину * ы, определяется таким образом:

*ti = ЕЛКк^т^н ^в * hi / С qonTi + qorrri-t-1 ), CS)

где т vi ß н - пористость и начальная нефгенасыщенность пласта;

^ в - полусумма коэффициентов вытеснения нефти водой и нефти га?ом : qoirri и сюптл.-4-1 - оптимальные дебита соответственно при

hici и hKi 1-1.

йормула С 8) связывает * hi с *ti и, следовательно, позволяет проследить за динамикой оптимального дебита, другими словами, ПОЛУЧИТЬ ЗавИСИМОСТЬ qorm't).

. Если пласт поделен на N равных пропластков, а продолжительность выработки каждого из них равна , то при выполнении условий 2ri > 0 и 2В1 > 0 зремя эксплуатации скважины без прорыва в нее газа или воды составит N

t = V -и . С 9)

4-х

1 = 0

где zri и ZBi - расстояния соответственно от ГНК и ВНК до

перфорационных отверстий на 1-ом шаге. Представим *hi в виде:

= *Ьгкк1 + *Ьвнк1 > . СЮ)

где » hrmci и а Ьвнк1 - вертикальные перемещения ГНК и ВНК на í-üm шаге.

С известной долей приближения (Посевич Л.Г..1995 г.) можно полагать, что

a hr-hk /а Ьвнк = 2r£o » Ьб РгсСО / hга РвС(« » Я CU , СИ)

где йо . н /¿К>г : н . г - соответственно коэффициенты анизотропии частей пласта, испытывающих влияние напора подошвенной воды и газовой шапки: *PrcCt) = РгнкС t) - PcCt) . *РвсС t) = РвнкСt) - PcCt): PrHfcCt) и pBHKCt) - давление на контактах газ-нефть и нефть-вода: PcCt) - среднее, по длине интервала Ь, давление в скважине; set)- комплексный параметр, определяший соотношение скоростей перемещения ГНК и ВНК. Тогда из выражений

чЛ0) и СИ) получим: .

*\

A hi set) A hi

a hr-H¡ci -----: a hBHKi = ——- . С12), С13)

1+ SCt) 1+ SCt)

При реализации описанного алгоритма расчета qorrrCt) и t на ПЭВМ естественно возникает вопрос, связанный с необходимой детализацией изучаемого процесса, которая зависит от AhCN). можно предполагать наличие такого интерзала.значений Ah , в .пределах которого обеспечивается удовлетворящая"нас точность расчетов,

т.е. AflminCnmax) < +h < AhraaxCMmin). i

Расчеты выполненные на ПЭВМ, показали, что в диапазоне 2м < Ah < Зм С для 1м < h¡c < 60м) обеспечивается достаточная для практических расчетов точность определения времени безводно-безгазо-ёсй эксплуатации скважин.

Изложены.- методы построения модели пласта и расчзта динаш-ки оптимального дебита усовершенствованным способом сткяянмна-Тал-кова были положены нами в основ" вычислительного зкагримента, связанного с выявлением качественного и количественного влияния параметров., Ь, и V на дебит. Результаты этого эксперимента представлены на рис. 2- 4.

Как видно из рис.2, эксплуатацию скважин при верхнем значении оптимального дебита без изменения протяженности интервала

перфорации ь осуществлять невозможно. А так как постоянная смена интервала перфорации в реальных условиях разработки залежи практически неосуществима, то задачу оценки оптимального дебита следует рассматривать не только с технологической, но и с экономической точек зрения. Например, путем сопоставления затрат на проведение работ, связанных с изменением интервала ' перфорации и стоимостью дополнительно добытой за счет этого нефти.

Выдвинутое выше предположение о существенном влиянии на оптимальный дебит параметра ЗГ также нашло свое подтверждение Сем. рис.3). Из рис.3 видно, что по мере падения пластового давления и связанного с ним параметра $ оптимальный дебит увеличивается. Так. при прочих равных условиях, в интервале 1.0 < < 2.4 соответствующие значения цопт различались почти в 1.8 раза и составили при = 4 289.8 > аопт > 162 мз/сут . при д€ = 8 444.Э > > аопт > 260.3-мз/сут. Отчасти этим явлением можно, по-видимому, объяснить относительную стабильность дебита нефтедобывающих скважин на месторождении Кокдумапак.

Совместное влияние параметров ^ и на динамику оптимального дебита в зависимости от отбора извлекаемых запасов иллюстрирует рис.-4, из которого видно, что в условиях АВПД цопт существенно зависит от параметра ¡¡р . Поэтому при расчете цопт необходимо учитывать зависимости-плотностей газа, нефти и воды от давления. .

2.4.Алгоритм расчета динамики оптимального дебита скважин штодом парного

Алгоритм расчета состоит из ю блоков, в которых происходит формирование исходных данных, расчет предельных безразмерных безводного цбв! и безгазового чбп дебитов, а также динамики оптимального дебита чоптСО скважин. Разработанный алгоритм реализован на ПЭВМ и проверен типовым расчетом.

С:

2.5.Алгор!'Лн расчета динанйси оптимального дебита и наивыгоднейшего интервала перфорации сквашн усовершенствованны!! мзтвяэм етняшна-твякова

Алгоритм расчета состоит из 14 блоков, позвопящим на базе исходиж данных построить модель пласта и рассчитать динамику оптимального дебита скважин и наивыгоднейшего интервала перфорации подгазовых ■ нефтяных залежей с подошвенной водой в условиях А0Г1Д. Алгоритм реализован на ПЭВМ и проварен типовым расчетом.

2.6. Расчет показателей разработки подгазовой нефтяной залежи с подошвенной водой

В усовершенствованном методе Стклянина-Телкова оопт средней сважины выражен в виде неявной функции времени. Использовать тало Форму зависимости аопт от t при прогнозировании основным тех->логических показателей разработки COUP) залежей не совсем юбно, так как она не позволяет определить дебит для любого за-5нного значения времени. Для устранения этого недостатка посту-im следущим образом.

1. Рассчитаем несколько значений сюшч и соответствующие этим ;битам величины *ti и t.

2. Построим график зависимости среднего оптимального дебита 'опт - о. 5< QonTi QonTi—1 j скважичы в функции времени t.

3. Аппроксимируем полученную кривую q-опт =. гсо аналитичес-)й Функцией вида

Q"oirr = qo ехоС-АО. С14)

le qo и А - постоянные коэффициенты, определяемые методом наи-шьигих квадратов. ' - ■

4. Полученную указанным способом явную зависимость и"опт = tj положим в основу расчета динамики отбора нефти из единичной зажины.

При расчете динамики годового отбора нефт.. из залежи в ця->м будем полагать, что в процессе ее разбуривания начальный ;; ¡т каждой из вновь вводимых скважин равен ц0. Тогда, учитывая 1зновреманность веодэ скважин в эксплуатацию, годовой отбор неФ--[ из залежи qCt) можно определить по Формуле

i=J "

t) = 3S5 ХэСО QO^ Ni exc£-ACt - ti»; 't > t.i. <15?

i=l " ¡есь t - Еремя, отсчитываемое с начала разработки залежи :

_ порядковый номер года, в котором 1-я скважина введена в зк-¡луатацию; et) - средний коэффициент эксплуатации скважин: ni число скваын, введенных в эксплуатацию в i - й год разработ-[ залежи; J - продолжительность разбуривания залежи.

Динамика годовых объемов задачки воды овз и отбора жидкости : в процессе заводнения залежи может находиться в следующем отношении:

QB3 ^ Q» .

При заданной динахте годовых об'ьемов закачки чвзс.и измене-

- ше средневзвешенного по площади залежи пластового давления м но определить чнрез истинный (0, условгый и приведенный f. коэффициенты возмещения отбора жидкости закачкой в СБахир Ю.В.,1978 г.). Зависимость между пластовым давлением коэффициентами возмещения имегт вид

(Ро йп при я < /Зп : С

Pit) = < 1

IPo fbп при jb < уЗп , (

где PCt) - средневзвешенное пластовое давление для области пл 1 та, охваченной влиянием разработки: Ро - начальное пласто давление.

Формулы С15) - (18) в совокупности с методами И.А.Чарного Стклянина-телкова были положены в основу алгоритма расчета О подгазовой нефтяной залежи с подошвенной водой.

Предложенная методика расчета ОТПР в длссертационной раб проиллюстрирована типовым примером.

2.7.Вопросы установления оптимального дебита ' глубиннонасосных скважин

Определенный в п. п 2.1.-2.5 цопт должен обеспечива' независимо от способа эксплуатации скважин. Эти вопросы отнс тельно легко решаются в фонтанный период эксплуатации сква но после перевода их на штанговый глубиннонасосный СШГН) спс добычи вопросы определения дебита связаны с громоздкими расче ми технологического режима работы скважин.

Используемая в этих случаях номограмма В.С.Иванова С1966 йе позволяет определить при периодической эксплуатации скв основной параметр -' цикл работы насоса за сутки. В связи с : Создана новая номограмма, которая охватывает практически i круг расчетов, связанных с установлением технологического ра: . работы Н1ГН.

Порядок определения требуемых параметров по предложенной мограмме на рис.5 обозначен стрелками:

а -> Ь -> с : . с* -> d -> е : е' -> f -> : с^' -> ^ -> к

По номограмме можно решить и обратную задачу : при изв ных времени работы toa6 и времени накопления t-нак. можно опр лить параметры откачки сn,Lo).

Рис.Ь Номограмма для определения

технологического режима работы глубиннонасосных скважин

разработанная номограмма используется на нефтедобывающих предприятиях Национальной корпорации "УзГекнеФтегаз". Подсчитанный экономический эффект от внедрения номограммы составил 17.1 тыс. руб. С в ценах 1991г.).

3. Вопросы стабилизации добычи несли из нефтегазовых задачей

на поздней стадии разработай 3.1.Выбор первоочередных объектов и способы доразработки подгазовки залежей При наличии нескольких подгазовых нефтяных объектов, находящихся на поздней стадии разработки, важное значение приобретает выбор первоочередного объекта для доразработки. Традиционные методы выбора первоочередного объекта предполагает бурение оценочных' скважин с целью определения остаточных запасов и детального анализа текущего состояния разработки для выявления тупиковых и застойных зон пласта. На основании этих данных определяется очередность объектов доразработки.

В условиях рассматриваемых объектов эти методы не бьши применены из-за дороговизны бурения специальных скважин для оценки текущих параметров, а также крайне ограничен!-ых исследований по . контролю за разработкой и скудных сведений по Фильтрационно-ем-костным свойствам пластов.

В связи с этим наш были предложены три метода выбора первоочередных объектов доразработки.

По первому методу определяются начальные и текущие остаточные извлекаемые запасы нефти в залежи. Остаточные запасы,, делятся на среднегодовой темп отбора нефти С за последние 5-6 лет эксплуатации) и определяется срок доразработки объекта. Если срок доразработки окажется значительным, то с целью его сокращения намечается бурение дополнительных, уплотнящих сетку, скважин, местоположение которых определяется по результатам истории их эксплуатации и взаимодействия. ' По второму методу, основным критерием которого является поведение пластового давления в зоне газовой шапки и нефтяной залежи, определяется, объем нефти, вторгшейся в газовую шапку. Если в результате оценки объем нефти, вторгшейся в газовую часто залежи, насытил более 2&-ЗС% порового объема, то рекомендуется прострелять в эксплуатационных скважинах интервала .выес ГНК.

По третьему методу па основании определения времени осг.да-ния конусов газа и воды решается вопрос о повторном использовании в эксплуатационном фонде длительно проетаиваэдкк скважин.

Указанные методы были реализованы на исследуемых объектах.

Первый метод был реализован на месторождениях Шуртепе, Шур-чи. карактай, Газли. Джаркак. в общей сложности по нашим рекомендациям пробурены 22 скважины, из которых извлечено1 свыше 44 тыс.т нефти.

Второй метод был реализован на месторождении Шуртепе. дополнительная добыча по месторождению составила около 30 тас.т нефти. Экономический эффект реализации метода составил 458.5 тыс.руб с в ценах 1991г.).

Третий метод реализован на месторождениях Шуртепе и Шурчи. в результате чего дополнительно извлечено 15 тас.т нефти.

3.2.Исследование и разработка новнх селективно-изолирующих составов для исследуемых объектов

Вопросам изоляции пластовых вод нефтяных и нефтегазовых месторождений посвящены труды многих исследователей, в которых изложены теоретические и практические основы обводнения скважин, "предложены многочисленные способы изоляции. пластовых вод. даны рекомендации по технологии проведения водоизоляционных работ. Вместе с тем. разработанные методы изоляции в силу специфичности, каждого конкретного месторождения Снеоднородности пластов, лптоло-гической изменчивости коллектора. Физико-химических особенностей насыщающих Флшдоз и т.д.) не всегда дают полохлтельные результата на других объектах нефтедобычи.

В связи с этим синтезирование новых водоизолируадих рецепт» для конкретных месторождений всегда является актуальным вопросом.

Изучением состояния вопроса изоляции пластовых вод& на рассматриваемых объектах выявлено, что проводимые аодоизоллционные работы путем установки цементных мостов не «всегда дают желаемый результат, что и побудило нас заняться методами изоляции вод .для рассматриваемых объектов. С целью, изучения данного вопроса была создана экспериментальная установка, на которой проведены лабора-, торные исследования по синтезированию новых селектавно изолирующих состэеов.

В результате' экспериментальных исследований, проведенных на лабораторной установке, определен , новый селективно изопирущий состав, состоящий из раствора гипана, реагента К-9, порошкообразного медного купороса, который на лабораторной установке снизил водопроницаемость песчаников в 8-Х" раз.

При проведении водоизоляционных работ на скважине закачка селективно-изолирующего состава осуществлялась в следушем гюряд-

ке: закачка раствора соляной кислоты, раствора селективно-иэоли-рушвго состава, вновь солянсл кислоты ч продавливание веек растворов в пласт пластовой водой. При этом в водоносном пласте образуется гелеподобная тампонирующая масса за счет взаимодей-твия соляной кислоты с водоизо лирушим составом в условиях наличия минерализованных пластовых вод. В углеводородной- среде гелеподобная масса не образуется. После последовательной закачки всех рас-воров и продавливания их в пласт скважина была оставлена в покое до 48 ч, затем производилось ее освоение. В период покоя скважины в призабойной зоне пласта образуются две зоны устойчивой гелеподобной массы, которые являются основным тампонирующим элементом водопроводящих слоев.

разработанный селективно-изолируиций состав был использован в скв. 57,63 месторождения Шурчи и скв. 8,22,53 месторождения Ка-рактай. Экономический эффект от внедрения на этих скважинах составил 62.3 тыс.руб С в ценах 1991 г).

ЗАКЛОНЕНИЕ

Основные"результаты выполненных исследований подгазовых нефтяных залежей западного Узбекистана могут быть сформулированы следующим образом. .

1. Показано, что для оценки начальных извлекаемых . запасов нефти подгазовых нефтяных залежей могут быть использованы характеристики вытеснения,предложенные для чисто нефтяных залежей A.A. Казаковым,. С. Н. Назаровым и др., Г. С. Камбаровым и др., А. С. Пирвер-дяном и А. В.Копытовым, Применение других характеристик вытеснения дает относительно большую погрешность.

2. Предложено в существующую классификацию запасов нефти, относящихся к категории мелких, внести следукше подкатегории: небольше - с запасами от 5 до 10 ылн.т: мальэ - с запасами от 1 да 5 млн.т; особо мелкие - с запасами от 0.1 до 1,0 млн.т: незначительные - с запасами до 0.1 млн. т. е

Такая градация запасов позволит более индивидуально подходить к выбору систем разработки и обустройства месторождения.

3. Ни базе теоретических.исследований Стклянина-Телког-а Се рамках теории маскета-Чарного) создан новый усовершенствованный метод оценки оптимального дебита при наличии АВПД: разработана методика расчета динамики оптимального дебита и выбора наивыгоднейшего интервала перфорации скважин, эксплуатирующих тгошазовые нефтяные залежи с подошвенной водой. »

4. на основе вычислительного эксперимента установлено cjiü-

дущее:

- разработка подгазовой нефтяной залежи с подошвенной водой при оптимальных дебитах скважин возможна только при условии постоянного изменения протяженности интервала Перфорации и его положения относительно газо- или водонефтяного контактов:

- для залежей с АВПД величина оптимального дебита существенно зависит от параметра f С отношения разности плотностей воды и нефти к разности плотностей нефти и газа);

- уменьшение параметра ^ сопровождается ростом оптимального дебита: -

- оценку оптимального дебита скважин следует осуществлять не только с технологической, но и с экономической точки зрения, а именно путем сопоставления затрат на проведение работ, связанных с изменением интервала перфорации и стоимости дополнительно добытой за счет этого нефти. - .

5. Разработан метод прогноза основных технологических показателей разработки подгазовых нефтяных залежей при наличии АВПД и осуществлении заводнения-,

6. Предложена номограмма для установления технологического режима работы глубиннонасосных скважин, которая с достаточной для практических целей точностью определяет основные технологические параметры работы скважин.

7. Предложен метод выбора первоочередных объектов доразра-ботки, в основу которого положены: :

- величина остаточных извлекаемых запасов нефти, оцененная по характеристике вытеснения Рж = Г Сож), и экономическая эффективность уплотнения сетки скважин на поздней стадии разрезотки: .

- оценка объемов нефти, вторгшейся в газовую зону, и нефге-- насыщенности этой зоны, по результатам кйтоЬой рекомендуется

приобщение новых интервалов выше ГЬК:

- повторное использование ранее обводнившихся, загазованных и ликвидированных скважин путем оценки времени осаждения конуса, воды и газа по конкретной скважине,'

8. На базе экспериментальных исследований создан и успешно . использован на двух объектах СКарактай, Шурчи) селе:;тивно-изо-

лируший состав. . -

Пункты 3, 5 и 6 являются основными защищаемыми положениями диссертационной работы.

Го теме дисссертации опубликовано 33 научных статей, один обзор и одна монография, основными из них являются следущие:

1.Алимухамедов Н. X., сидикходжаев Р. К., Сидикходжаева М.Р.

Исследование особенностей разведки и разработки нефтяных оторочек на нефтегазовым месторождениях Запапного Узбекистана.//,Нефтегазовая промышленность. Обзорная информация, М, МТЗА ШТЕК 1990, inc.

2.Арсланов A.A., джалилов М.М., Посевич А.Г.. Сидикход-жаев Р. К. Об одном методе оценки времени безводно-безгазовой эксплуатации нефтяных скважин// Проблемы разработки и эксплуатации газеконденсатных и нефтяных месторождений и промысловая обработка добываемого сырья. Сборник научных трудов, Ташгщ. 1925, С. 101-104.

3.Макуыев Ф.И., сидикходжаев Р. К. Опыт проектирования и разработки нефтяных оторочек месторождений Западного Узбекистана на примере объектов ВПО "Союзуз&екгазпром" // ОИ, газовая промышленность. Сер."Перрцовой производственный опыт в газовой промышленности", М:, ВиЖЗгазпром, 1934, Вып. 6. 53 с.

4.Назаров С.Н.. Акрамов Б.Ш., Сипачев Н.В.. Посевич А.Г.. Клеветов В.В.. Сидикходжаев Р.К. К оценке извлекаемых запасов нефти по интегральным кривым отбора нефти и воды // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1972. N 5, с.20-21.

5.Посевич А.Г., Сидик::оджаев Р.К. К отнке оптимального дебита скважин нефтегазовых залежей с аномально-высоким пластовым давлением' САВПД) // Тезисы докладов научно-теоретической и технической конференции профессоров, преподавателей, аспирантов и научных работников С4-7 октября 1994 г.)- Ташкент, 1994.С.104-105.

6.Посевич А.Г. , Сидикходжаев Р. К. К определению наивыгоднейшего интервала вскрытия скважин в. подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой в условиях аномально-высоких пластовых' давлений // Сер."Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений". М.:ВНИИ03НГ, 1995. ВЫП.6, С. 46-50.

. 7.Посевич А.Г.,Сидикходжаев Р.К. О динамике оптимального дебита скважин, эксплуатирующих подгазовую нефтяную залежь с подошвенной вопй.// Сб. тезисов докладов Республиканской научно-техси-ческой конференции "Геология и разработка нефтяных и газовых ыес-торождений" (20-21 мая 1996 г.). Ташкент, / 1936. С.59-69.

8.Посевич А.Г., Сидикходжаев Р.К., Джалилов М.М. К расчету дннамики оптимального дебита скважин нефтегазококденсатньк залежей с подошвенной водой и аномально высоким пластовым давлением //Сб.научных трудов УзбекНИШнеФтегаза, Ташкент. 1996, С. 193-208.

9.сидикходжаев Р.К., Мирзаев м.Т. К расчету технологического режима работы глубинно-насосных скважин // ВЫ Нефтепромысловое дело. М., 1977, . N22, С. 10-14.

10.Сидикходжаев P.K., Мирзаев М.Т., Муталов A.B.. раадов X. Р. К вопросу изоляции пластовых вод в условиях карбонатных коллекторов. // Труды СредазНИИгаза, геология, разведка и р«зраСот-на газовых месторождения Средней Азии. м.: и-даэгазпр^м, 3973, вып. 1/6, С.49-54.

И. Сидикходжаев Р.К., Мирзаев М.Т. К вопросу уплот^ния сетки скважин в поздний период разработки // Республиканская научно-техническая конференция по проблеме разработки неФгяных и газовых месторождений в Узбекистане. Тезисы докладов. ДСП. Ташкент,

1983. С. 23. _

12. сидикходжаев Р.К. Разработка нефггяных пластов на нефтегазовых. месторождениях ВПО "Союзузбекгазпром" //' ПТИС. Нефтяная промышленность. Сер. "Нефтепромысловое дело и транспорт неФги"*

1984, Вып. 2, С. 3-4.

13. Сидикходжаев Р. К. Разработка нефтяных залежей нефтегазовых месторождений Западного Узбекистана и пути повышения нефтеотдачи // ЭИ Нефтяная промышленность. Сер. "Разработка нефтяных месторождений и методы повышение нефтеотдачи", ,М.: ВНИШЗНГ, 1990, Вып. 7, С. 5-9

. ■ 14. Сидикходжаев Р.К. Некоторые аспекта доразработки нефтяных оторочек в поздней стадии разработки месторождений Запгадого Узбекистана. // Сб. научных трудов УзбекШПИнефгегаза,- Н., 1992, С.103-113.

15.Сидикходжаев Р.К. Особенности разработки нефтяных залежей на нефтегазовых месторождениях западного Узбекистана и пути повышения - нефтеотдачи пластов. // Сб. научных трудов УзбекНИ-ПИнеФтегаза,- Ташкент, 1994, ч. 2, С. 33-/5?.

16.Сидикходжаев Р.К. К вопросу выбора первоочередных объектов доразработки нефтегазовых месторождений.' находящихся в поздней стадии стадии разработки // Сб. научных трудов УзбекнипинеФ-тегаза, - Ташкент. 1996. С. 213-217.

МАЗНУ Н НОНА

Сидикхужаев Рахимкон

Гарбий Узбекистондаги газ ости неф? уюмларини ишлаш хусусиятларини тадкикот хилиш

Диссертация мавзуси Гербий Узбеккстондаги газ ости нефт уюмларини тадкидот килишга багишлангвн б$'либ, 8 кондаги 15 та газ ос г и нефт уюмларини далнлий ва ги о логик магьлуыотларини тахлил. ки-яиб, назарйй ва амалий тажрибалар утказилиб фан ва амалиёт учун мухкм булгая натикалар олинган.

Утказилаётган тадкикотлар к^рилаётган нефт уюмларининг бош~ ка хУДУДлардаги пу каби укмлардан мураккаб геологик ларт-шароит-ларй, ишлаш усуллари, нефтларнинг физик-кимёвий хоосплари ва бош-капар билан кесккн фарк килишини тасдикдади. Ву конларда ислаш турларинииг суст услубяари амалга оширилижи катижесида уюмларнинг нефт бера олиууш коэффициентлари «уда х,аы паст оканлиги, ишлаш боскичлари хам соф нефт коклариникидан фарк нилиши аникланди.

Назарий тададотгар наткжасида уюмларнинг мураккаб геологик шарритлариня х;ксобга олиб, уюмларни ишлатувчи кудукларда оралик т^юикларини, уларни экг макбул махсул мивдорини аииклашни хисоб-лайдиган фирмулалар келтириб чикарилди. ¡Еунингдек, ан'а шу форму-лалар асосида газ ости увмларини уж ости сувлари билан чегвра-ланган ва гайри-табиий патлам босими мавяуд б^лган холдаги «турла-ри учун уюмларнинг асосий ишлаш курсаткичларини олдиндан башорат килиб хисоблаи яратилди.

Амалий тадхикотлар натижасида чукур насос кудукларини ишлаш тарэини хисобламасдан ениклаш учун махсус номограмма яратилиб, у ишлаб чикаришда кенг хулланилмокда.

Газ остн нефт уьмларини ишлашнинг сунгги босхичида кшкатиш навбатини аникльл усули ва сувланган худукяарда сув й$лларюш танлаб тусиш учун махоус таркиб яратилди.

Олинган натижалар "Узнефтгазхазибчикариш" давлат хиссадср-лик бирлашмасининг нефт ва газ казиб чихарувчи бошкармаларида амалга оширилди, ушларнй ишлаш усулларши такомиллаштирпшла кенг куллени-мок.да.

Annotation

Sldikhddgaev Rahimrtgon

Investigation of dnvelopment characteristic properties of ■under gas oil pools of Western Uzbekistan.

Thesis work is devoted to Investigation of development properties of under gas oil pools of Western Uzbekistan. Eight fields with 15 under Has oil objects re lnclused by investigations. Important scientific and practical results are received on the basis of statistic. Geology - field materiel analysis and performed theoretical and laboratory studies.

It Is determined, that under gas oil pools exasainou objects have distinctive properties which differ from similar objects of . another regions. In particular thqy are: low output, violation of generally accepted echelonneisent oS davelopBcnt. deflexions in development systera and so on.

For the First tirae -the formulae are concluded on the basis of theoretical studies to define optional well rapacity in conditions of abnormal high pressure as wall as choice of location and thickness of perforation' interval, optional production dynamics depending on perforation interval transference. The prognosis method' Is, offered of the main technological indexes of development undergas oilpools in conditions of abnormal high pressure on the basis of these formulae. The nomograph is offered to define technological mode of deep pumping wells as well selection method of the first, objects of further development- and selectively insulating composition for fosslle water. Worked out recomnsendatlons are Inculcated at oil producing enterprises of State Joint stock company " Lfenef tr lasdo^

Подписано к печати 22.11.96 г. Тираж 100 экз. Объем 2 п.л. Заказ № 185 . Типография СКТБ с ОП "Уэгазтехника"