автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Обобщение опыта разработки нефтяных залежей надсолевого комплекса Эмбы, междуречья Урал-Волга и оптимизация процесса выработки запасов нефти на основе методов моделирования

Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИнефть) имени академика А. П. Крылова

&Г8 0,1

На правах рукописи УДК 622.276.1/4(574)

ЕСКАЛИЕВ Улжагали

ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НАДСОЛЕВОГО КОМПЛЕКСА ЭМБЫ, МЕЖДУРЕЧЬЯ УРАЛ — ВОЛГА И ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА ОСНОВЕ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 05.15.06 — Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газо-конденсатных месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва — 1994

Работа выполнена в ЦНИЛ объединения "Эмбанефть".

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Саттаров М.М. доктор технических наук Казаков А.А.

доктор геолого-минэралогических наук Арье А.Г.

Ведущее предприятие: Казахский государственный национальный технический университет

. Защита диссертации состоится "?.£>_" мая 1994 г. в 10^ час. на заседании специализированного Совета ДЛ04.02.01 ВАК России во Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте им. акад. А.П.Крылова по адресу: 125422, Москва, Дмитровский проезд, 1С

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИ. Автореферат разослан " " апреля 1994 г.

Ученый секретарь специализированного Совета кандидат геолого-минералогичес-

ких наук

М.М.Максимов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы: - Современное состояние экономики 'еспублики Казахстан требует увеличения добычи нефти и газа не только за счет веодэ в разработку новых месторождения, но и за :чет повышения коэффициента нефтеизвлечения - длительно разрабатываемых месторождений.

Соверненствованне системы разработки и повышение нефтеот-1ачи пластов в значительной степени основывается на опыте разра-5отки месторождений. По месторождениям Ембы и междуречья Урал-Золга накоплено достаточно промыслового материала для обобщения >пыта их разработки.

- Теоретическое обобщение опыта разработки месторождений [определение влияния основных физико-геологических и технологи-!еских факторов на обводненность продукции и текущую нефтеотда-1у залежей, исследования характера влияния уплотнения сетки жважин на поздней стадии на нефтеотдачу залежей, разребатыае-шх на естественноводонапорнои режиме и заводнением, изучение )пыта применения метода форсированного отбора жидкости по зале-;ам надсолового комплекса Эмбы, междуречья Урал-Волга, исследо->ания эффективности разработки залежей региона, заводняемых в тчальной и поздней стадиях эксплуатации, решение задач кснтро-1я, прогнозирования и регулирования при помоци созданных в провесе анализа разработки месторождений методов моделирования и :а его основе дальнейпее соверпенствование применяемых систем Разработки региона является одной из наиболее актуальных проб-(ем нефтяной промышленности.

-4-

Задачи исследования и методы их решения; -

Нефтеносный район Эмбы и ме. дуречья Урал-Волга является одним из старейших нефтяных районов бывшего СССР. Несмотря на ето до :их пор было мало работ, освещающих опыт разработки месторождений надсолевого коиплекса Эмбы, междуречья Урал-Волга в научном плане.

Исходя из этого в диссертации наряду о научным обобщением опыта разработки нефтяных залежей излагаются математические модели фильтрации двухфазной жидкости и применение их в решении различных задач контроля, прогноза и регулирования.

Перечень решенных задач таков:

- установление оптимального режима работы скважин;

- разделение дебита нефти и воды по пластам, которые эксплуатируются совместно;

- определение целесообразности дальнейшей вксплуатации вы-сокообводненных скважин;

- установление оптимального темпа закачки воды в начальной стадии площадного заводнения;

- расчес динамики продвижения фронта аакачиваемой воды и текущей нефтенасыщенности заводненного участка залежи;

- расчет прироста добычи нефти по различным участкам залежи от воздействия заводнения;

- определение влияния характера перемещения закачиваемой воды на дебиты добывающих скважин;

- прогноз конечного коэффициента нефтеотдачи при площадной закачке горячей воды в пласты.

\

Научная новизна:

-------установлены закономерности влияния тейпа отбора нефти

1а динамику выработанпости запасов нефти при оптимальной характера разработки залеяи;

- научно обоснован и рекомендован методический подход к Прогнозированию дебита нефти добывающих скваяин;

- разработан методический подход по разделению дебита неФ-ги и води по пластам, которые эксплуатируются совместно;

- предложен критерий для оценки целесообразности дальней-вей эксплуатации высокообводненных скважин;

- разработан новый расчетный метод определения приемистости нагнетательных скважин о учетои неоднородности и обводненности;

- разработана методика вероятностно-статистического моделирования процесса перемещения закачиваемой води и решен на основе ее ряд задач контроля выработки запасов нефти.

Основные защищаемые положения:

1. Обобщение опыта длительной разработки нефтяных место-роядений Омбы, междуречья Урал-Волга показывает, что дальней-аее совершенствование системы разработки их требует оперативного внедрения мероприятий по регулированию процесса выработки запасов нефти из отдельных участков залежи."

2. Исходя из вывесказанного в диссертации предлагается комплекс методических приемов:

а) прогнозирование оптимального дебита скважин, базируюдее-ся на дифференциальном анализе показателей отдельных сквбг.ин;

б) метод раздоления дебите скваяин по пластай на основе функции распределения проницаемости;

в) расчетный метод определения приемистости нагнетательных скважин с учетом неоднородности пласта и режима работы близлежащих добывающих скважин.

3. Критерий для определения целесообразности дальнейшей эксплуатации высокообводненных добывающих скважин, основанный на сопоставлении значения физически возможного нижнего предела проницаемости залеяи с наименьшим значением проницае-остн : ненных пропластков (прослоев/ продуктивного пласта.

4. Вероятностно-статистическая модель по прогнозированию процесса продвижения закачиваемой воды и определению прироста добычи нефти по отдельным участкам залежи в зависимости от темпа нагнетания.

До<?тор?рц99ТЬ. выводов

Результаты исследований, выводы и рекомендации диссертации сопоставлены и подтверждены промысловыми данными месторождений Казахстана и результатами других методов исследований.

Практическая ценность

Учет характера влияния основных физико-геологических и технологических факторов на показатели разработки месторождений региона и применение предложенных математических моделей к конкретным условиям реальных залежей позволяет вскрыть резервы увеличения нефтеотдачи и научно обоснованно наметить пути улучшения состояния разработки и способы регулирования.

л

Реализация работы

______Методика прогнозирования дебита добывающих с^ваясн была

использована НГДУ "Яаикнефть" Объединения "Эмбанефть" при разделении добычи нефти и воды по апт-неокомскому и I неономскоыу горизонту (ыесторовдение Мартыши), которые эксплуатируются еогмест-но.

Вероятностно-статистическое моделирование процесса продвижения закачиваемой поди дало возможность изучить текущее состояние разработки месторождения Ровное и рекомендовать пути совер-аенствования его. Предварительные расчеты показывают, что вконо-мический эффект от реализации этих рекомендаций составит 40-50 тыс.тенге.

Основные результаты и рекомендации использованы в работах:

1. Целесообразные пределы эксплуатации эалевей (енвааин), находявихся в заверэаюией стадии разработки (НГДУ "Лоссорнефть"). Отчет ПНИЛ, 1985 г.

2. Анализ разработки нефтяного месторождения Алтыкуль. Этчет ЦНИЛ, 1991 г.

3. Проект доразработки месторождения Ковкар. Отчот ЦНИЛ, 1991 г.

4. Анализ разработки месторождения Ыартыви. Отчат ЦНИЛ. [992 г.

5. Проект доразработки месторождения Алтыкуль. Отчет 1НИЛ, 1993 г.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на Республиканс-гой научно-технической конференции молодых ученых и спеииалис-

тов предприятий нефтяной и газовой промышленности в г.Шевченко, 1985 г.;

на семинарах лаборатории подземной гидродинамики ВНИИнефть в г.Москве, 1987-1989 гг.; в НГДУ "Узенънефть" объединения "Мангышлакнефть" в 1990 г. и в НГДУ "Ваикнефть" объединения "Эмбанефть" в 1992 г.

Публикация результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано, 30 печатных работ, в том числе I монография, 2 обзора. В совместных работах автору при• нддлемат научные идеи, определяющие направление исследований и пути использования их результатов.

рбъ$м работы

Диссертация состоит из введения, восьми глав, выводов и рекомендаций, списка литературы. Обций объем 261 страниц. Работа иллюстрирована 40 риоунками. Список литературы включает 105 наименований.

СОДЕР1АНИБ РАБОТЫ

В первой главе описываются особенности нефтегавоносности надсолевых отложений Змбы, мекдуречья Урал-Волга. Приводится геолого-промысловая характеристика нефтяных залежей (коллек-торские свойотва продуктивных пластов, характеристика физико-химических свойств пластовых жидкостей и т.д.).

Характерными особенностями геологического строения многих нефтяных залежей являются пологое залегание пластов (Э°-8°) и Фациальная изменчивость нефтеносных пород. Целый ряд нефтяных валеаей разбит системой сбросов на отдельные поля и блоки.

Продуктивны« горизонты, в основной, аалегают на глубинах

л

от 60 до 800 и. Большинство продуктивных горизонтов месторовде---------

ний представлено песГчано-глинистой свитой с двумя-тремя, а иногда и больаим количеством нефтеносных песчаных проплаетков, толевой от 1-2 до 10-15 и. Эффективная нефтенасииенная толшинв горизонтов (пластов) колеблется от 3-4 до 30-35 м. Нефтесодер-аащими коллекторами являются слабосцементнрованные песчаники и ивлко-среднезернистые пески. Продуктивные породы имеют прониияе-мость от 0,10 до 0,83 мкм" по керну и от 0,10 ло <,75 шш" по промысловый данным. Пористость коллекторов изменяется от 0,22 до 0,35.

Нефте зале«ей надсолевого комплекса Эмбы, междуречья Урал-Волга имею? вязкость от 2 до ПО мПа-о и более. Количество растворенного в нефти газа невелико (10-50 м'/м*). Пластовые воды относятся к типу вестких хлорнальциевых Ш класса по Пальмв-ру. Соленость воя изменяется в пределах 10-23° Боне, удельный вес - 1,07-1,14 г/си'. Характерной особенностью пластовых вод является их хоровая нефтевымывающая способность.

Главным источником энергии по вытеснению нефти из продуктивных пород является яапор пластовых (контурных) вод.

Вторая глава посвяаена стадиям и способам разработки нефтяных месторождений. По способу разработки месторождения над-солевых отложений лелятся на две группы: месторождения, разрабатываемые с вводом энергии в пласты путем закачки воды (системы заводнения) и месторождения, разработка которых ведется с использованием естественной энергии пластов.

—ÍO-

В свою очередь нефтяные месторождения,разрабатввае-мые заводнением.в зашсииооти от того,в какую стадию разработки осуществлены методы воздействия на пласты,делятея условно на две категории. Б первую категорию относятоя месторождения, васодняемыз в поздней отадии разработки. Месторождения второй категории - »то те месторождения,по которым заводнение осуществляется в начальной отадии разработки.

Показатели разработки некоторых месторождений I в 11 категории приведены в табл.1.

Как видно из таб.1 по большинству зале*»» при испог -аовании вторичных методов »коплуатятгии количество отбираембй жидкости не компенсируется объемом закачиваемой в плаот воды. Текучий темп отбора нефти кизкий.

В отличив от mor компенсация отбора жидкое те закачкой по месторождениям П категории высока. Соответственно высок и темп отбора нефти, За непродолжительный период аксплуа-тацйи выработка запасов нефти ооотавллет 73-90?.

К типичным залежам.разрабатываеммм на еотеотвенном водонапорном рекиме »относятоя залежь апт-неономокого горизонта месторождения Комсомольок, залежь Ш юрского горизонта (185 участок) месторождения Доооор и т.д. (табл.2). Как видно из табл.2, «ти залежи отличаются продолжительностью разработка и плотной сеткой добывающих окважин.

Третья, наиболее обширная глава - поовлщена анализу влияния основных физико-геологических и технологических факторов на показатели разработки (на динамику обводнения и нефтеотдачи залежей) и эффективности применяемых на месторождениях Эмбы, междуречья Урал-Волга методов регулирования процесса

раарьботки.

л

ы Таблица I

, Показатели разработки маоторовденкй по

^ состаанига на 1.01.1993у. 1

^ !

' : Ггпок пяч- 1пРОД0«ПВыра<5о*.|Яо»швтсагая отбо-«' I \

Месторождение горизонт ния.лет лек.запа^-в—,--! I

I | года I • {сов,? {текущая {кроплен-) ьефги,.« 1

Месторождение первой категории

Доссор I юрский 81 38 97,0 95,1 53,1 0,09

В.Байчунес адт-нео-комский 56 27 99,9 17,3 8,4 0,21

С.Макат I юрский 77 48 86,0 89,7 82,2 0,41

второй категории

Марткши 1 объект 24 22 81,5 174,7 137,0 1,4 !

Ю.З. Камышитовый 11 объект 19 15 73,7 189.5 108,0 4,2

Ровное ап?-кеоком-ский 14 10 90,8 261,1 83,3 6,1

Геолого-промысловая характеристика некоторых месторождений, разрабатываемых на естественном водонапорной режиме, (по состоянию яа 1,01,1993г.)

Таблица 2

Л

| Месторождение

I

Объект горизонт

|год ввода &°ТЬ| 1

!в ,разработ-!скмальього !схвадан, 1 нефти, ик.уг ,

г ,------- , , мПа.с.' Дача,*

1ку

{уровня до- ! га/скв. !бычи I

I

'I

Досоор Ш юрский (185 участок) 1914 1915 1,30 0,209 59,5 I

Комсомольск алт-неокомский 1943 1945 1,91 0,002 69,5

Тентекоор среднеюрсккй 1945 1946 2,40 0,005 59,0

Каратов алт-неокомекий (У учаоток) 1951 1953 1,33 0,016 33,0

-в-

Анализ зависимости годовых, темпов отбора-нефти от-времени разработки многих залежей региона позволяет выделить два вида кривых изменения темпа отбора нефти. ПервмЗ вид в основном характерен для залежей, разрабатываемых на естественном малоактивном водонапорном режиме и с применением вто-ркчних методов эксплуатации.

Особенностью разработки залежей этого видп является резкое паленке добычи нефти после досттттрния максимального значения. Скважияы этих залежей характеризуются повышенным отбором жидкости в первые годы их эксплуатации. Максимальный " темп отбора нефти достигает 12,1%.

Второй вид характерен для залеяеЯ о естественными высокоактивными контурными водами и для залежей,заводняемых в начальной стадии разработки. Залежи данного вида в начальный период разрабатывались при относительно небольших депрессиях по сравнению с первым видом залежей. Максимальный темп добычи нефти составляет 6-7,Для этого вида залежей характерно более медленное снижение темпа отбора нефти в третьей я четвертой стадиях разработки.

Темпы добычи нефти в водный период во многом определяются темпами отбора жидкости. По динамике отйора жидкости залеки Эмбы и междуречья Урал-Волга можно условно разделить на три группы.

Первая группа характеризуется тем,что после достижения наибольшего объема добываемой продукции темп отбора жидкости уменьшается. К этой группе относятся зялежи IX среднеюрокого горизонта месторождения Доссор, яптпкого горизонта (ттосточ-ний участок) месторождения Пекине и др. Снижение отбора

жидкости кз этих залежей происходило в основной из-за резкого уменьшения числа скважин и слабого капора контуркух вод.

Из залежей второй группн объем отбираемой жидкое-ти увеличивается до достижения определенного уровня,далее отбор жидкости из них имеет стабильный характер в течение длительного времени,а затем снова увеличивается. К этой группе относятся залежи апт-неокомского горизонта месторождения Восточный Байчунао, II среднеюрского горизонта месторождения Дос-сор к др. Такой характер процесса разработки нефтяных залежей не очень благоприятно отражался на их технологических показателях; за период от начала ввода в разработку до закачки воды пластовое давление обычно снижалось до 0,3-0,4 МПа,обводненность увеличивалась до 80-903. Применение ПЩ в зтих условиях дала возможность повысить темп отбора жидкости и тем самым увеличить уровень добычи нефти.

К третьей группе можно отнести такие залежи как П сеноманский горизонт Терень-Узюк, 1У среднеальбскиЯ горизонт (западное поле) месторождения Кареак. Темп отбора жидкости по этим залежам в процессе разработки увеличивался постепенно, равномерно.

Таким образом.изучение и анализ технологических показателей разработки мэсторождений (залежей) надсолевых отложений Эмбинского региона и междуречья Урал-Волга показывают,что в основном эффективно эксплуатируются месторождения (залежи), относящиеся ко П виду по характеру изменения темпа отбора нефти и Ш группе по динамике темпа отбора жидкости. Сохранение нарастающего темпа отбора жидкости возможно по таким залежам, которые имеют высокоактивные естественный и/и иокуствйккый во-

донапоркые режимы. Поэтому можно констатировать,что большинство- залежей- II вида относятся ^. !(! группе.

Б 3.2 на основе сравнен;:* к анализа кривых,огаеквя-¡сдах динамику обводнения продукт"! добывающих сквяжин различьях месторождений (ДоссорДентексор и др.) делается вывод о тем, что з начальной стадии эксплуатации хягексгано,неравномерно обводняются скважины I и П групп и это ойьясняет-ся в первую очередь неоптимальным режимом работы их. С цольи

подтверждения данного вывода подсчитаны средние скорости нарастания обводненности продукции многих скважня залежей I и П групп. Значения их изменяются от 0,13 до 24,7^/тыс.м3.Это показывает нерациональный хграктер работы добываю«!« скважин.

В отличие от вдаеуказаннмг скважин обводнение добывавших скважин месторождений Ш группы протекает равномерно. В качестве примера з диссертации рассмотрены скважины апт-кэоксмского горизонта мэсторовдегги.ч Мартмши. Скорость нарастания обводненноети их шла (С,01-2,5^/тыс.;.;3).

Таким образом установлено,что режим эксплуатации добывающих сквахкн существенно влияет на текущую обводненность добываемой нефти.

3 3.3 на основе промысловых данных дается анализ разработки ряда месторождений,причем основное внимание уделено изучению характера обводнения залежей и динамики нефтеотдачи их. Приведены табличные данные о зависимости прироста нефтеотдачи от количества прошедшей через залежь воды и графики обводнения по пятя наиболее типичным месторождениям Эмбин-ского региона. Анализ разработки этих месторождений показал, 5?ь

что основной особенностью процесса вытеснения нефти водой является кратковременность безводного периода эксплуатации.

Показано.что уже в начальной стадии разработки темп обводнения исключительно высок и последующая эксплуатация залежей связана с отбором больших объемов воды. Например, к пятому году разрабо'/ки средняя обводненность продукции достигает 50-78£ при текущей нефтеотдаче 10-30$.

Основными причинами раннего появления воды в скважинах являются высокая вязкость пластовой нефти,нерациональный режим работы добывающих скважин и неоднородность нефтеносных пластов.

3.4 посвящена зависимости нефтеотдачи и обводнения продуктивных пластов от вязкости нефти и объема прокаченной через залеж. жидкости (воды).

3.5 и 3.6 посвящены таким методам регулирования процесса разработки залежей как уплотнение се-гки скважин на поздней стадии и форсированный отбор жидкости.

Влияние дополнительного бурения скважин на поздней стадии разработки залежей на нефтеотдачу изучено на примере II среднеюрского горизонта месторождения Доасор и апг-неоком-ского горизонта месторождения Мартини.-Характеристики вытеснения, построенные о этой целью показывают,что по разрабатываемым на естественноводонапорном режиме месторождениям (залежам) эффективность уплотнения сетки скважин низка.

Высокие текущие и конечные коэффициенты нефтеотдачи характерны залежам,имеющим с самого начала разработки сетки еквгжкн оптимальной плотности. Оптимальная плотность сетки скважин равна 2-3 га/скв.

\

В отличие от предыдущего по залежам,разрабатываемым методом поддержания Плястового давления з начальной стадии (например: апт-несхоксюи'! горизонт месторовдения Картьпии).;ос-ле уплотнения сет;-:и скважин наблюдается существенное увеличение добита нефти.

Хотя форсирование эксплуатации добывающих скважин по нефтяным месторождениям Змбы и междуречья Урал-Волга применяется дявно.до сит: пор еще не обобщен опыт прммекеня0 форсированного отбора жидкости (ФОЖ) в условиях данного региона.

С этой точку: зрения исследуется характер применения ФОЖ по за-

.леягк П пласта апт-неокомзкого горизонта месторождения Восточный Балчуга с, алт-неокомскям. горизонтам месторождения Комсо-

мольск.Мартши и П сеноманскому горизонту Месторождения Терен-

Уеюк.

Обобщение опыта прулекепия ФОЖ на месторождениях над-сог.евюг отложен-//, позволяет сделать сдедутещпе выводы:

1. Успешное применение ФОЖ возможно при налтч.та запаса пластовой экярг\"и.

2. ФОЖ может эффективно применяться и в более ранний-период разработки залежи, если процесс обводнения добывающих скважин протекает равномерно.

В 3.7 рассматривается эффективность разработки залежей, заводняемых з начально,! х поздней стада/..

В нефтяных залежах,где ППД осуществляется в начальной стадии разработки.в большинстве случаев применяется внутрикон-турное заюдкэкие (апт-.ческсмский горизонт месторождения Мар-

тьн'и и т.д.)

Лля оценки эффективности заводнения по апт-нвоксмско-

му горизонту (основное папе) месторождения Мартыши быта построены характеристик: вытеснения различных видов.

Экономическая эффективность применекия ПДД определена путем сравнения фактических значений добычи нефти,производительности труда,себестоимости I т.нефти и капктельных вложений с расчетными их значениями при разработке месторождений без 1ВД.

На основе сопоставления теоретической и фактической зависимостей темпа отбора нефти от выработакности залежи апт-неокомского горизонта месторождения Мартыши и анализа процесса разработки её можно сделать вывод о том,что расчетная зависимость темпа отбора нефти от выработакности начальних извлекаемых запасов представляет собой модель оптимальной разработки залежи.

Далее исходя из этого эффективность разработки нефтяных залежей, по которым проводятся вторичные методы эксплуатации (I среднеюрские горизонта месторождения Макат,Доссор и 2 участок Ш нижнеапгского горизонта месторовденхя Сатаз), исследуется путем сопоставления фактической зависимости темпа отбора нефти от степени выработакности гапасов с расчетной. Креме того в данной главе изучается характер влияния на обводненность этих залежей динамики изменения фонда эксплуатационное скважин и делается вывод о том,что сохранение числа добивающих и нагнетательных скважин на поздней стадии разработки является одним из основных методов предотвращения интенсивного падения добычи нефти.

Глава четвертая посвящена методике расчета (прогнозирования) дебетов скважин .эксплуатирующих обводненный неод-

л

нородный пласт. Основой метод;пга является так н^знгяемое уравнение притока нефти в скважину из обводненных пропластхов продуктивного пласта, которое получено из уравнения плосг.ора-диального вытеснения нефти водой с образованием области остаточной нефти. Данное уравнение имеет вид

где Я- - аффективная толщина пласта;

^а- вязкость воды;

- среднее расстояние между данной скважиной и ближайшими окружающими её скважинами.

радиус скважины;

Р^ - пластовое давление на расстоянии от данной

скважины;

К' - проницаемость,которая находится умножением

средне!' Рбсолютной проницаемости обводненного в данный момент времен-/ пропластка на относительную проницаемость при значении водонасыщенности, равной средней водонасьщенносги за фронтом вытеснения;

С - дополнительное фильтрационное сопротивление,соответствующее параметрам пропляотка (проницаемости,

Еодонасыщенности), из которого в данный моигн? времени вытесняется нефть аодой.

применяется метод последовательной смены стационарных состояний.

двухфазной жидкости разбивается на ряд установившихся (например, разбивается на столько установившихся движений,сколь-

л- ГЬ

(I)

Для нахождения дебита скважины по уравнению (I)

С этой целью неустановившийся процесс фильтрации

лгт зхсплуаткруется рассматриваемая с "задана). Тем самый предпологается, что в каждый год обводняется (заводняется) определенный нефтенасыщенный пропласток (который аналогичен плоско-радиалькому вытеснению нефти водой с образованием остаточной нефти); при этом для данного моманта времени (например, за рассматриваемый год эксплуатации скважины) значение проницаемости К' пропластка постоянно. Значения К*, С в уравнении (I) изменяется в зависимости от функции распределения проницаемости пласта и обводненности скважины.

При нахождении значений С используются графики Дурова В.И. Для этого предварительно подсчитываются вспомогательные параметры :

(2)

где - диаметр скважины по долоту.

Параметр К определяется по формуле

где - Наибольшее значение проницаемости в функции распределения проницаемости значение К^ можно найти при ;

1Сг, - проницаемость пласта,соответствующая -Г(К)=0,9; в процессе расчетов значение К2 изменяется в зависимости от значения средней проницаемости обвод. няемого пропластка;

К - нижний предел проницаемости пропластка нефтенасы-щенного пласта...охваченного обводнением в рассматриваемый момент времени.

Данные для проведения расчета дебатов скважин определяются' в таком порядке:

1. Определяются среднегодовые объемы добычи водя и жидкости на I скважину по годам разработки-залежи (по проекту разработки).

2. Вычисляются накопленные количества добытой воды и жидкости на I скважину на кавдый год разработки залежи.

3. При делении накопленного количества воды на накопленное количество жидкости за отдельные годы определяется средняя обводненность I скважины ка каждый год разработки залежи.

4. Подставляя значение средней обводненности,соответствующее рассматриваемому году разработки,в формулу

S f/Л V - ' i4)

можно найти обводненную часть эффективной толщины пласта.

Далее, подобрав значение ^^/Уь »0,1 и считая,что ему соответствует f = из функции распределения

проницаемости находятся значения К^ и Kg. Отсюда, поделив разности проницаемости К^ - Kg и среднюю обводненность на количество лет (через сколько лет достигается данная средняя обводненность) находятся значения проницаемости обводняемых пропласт-ков пласта, соответствующие тому или иному значению обводненности.

5. По значению средней обводненности изучаемой скважины за определенный год её эксплуатации по функции Бак-лея-Леверетта находится текущая водонасященность пласта в

районе этой скважины . Далее используя соотношение между проницаемостями обводненных пропластков и значениями обводненности их (они определены вше) можно найти К.

6. При помощи Кр К подсчитыраются вспомогательные параметры

7. По значениям из графиков Щурова В.М.

находим С.

Таким образом, формула (I) позволяет найти дебит скважины по нефти в отдельные годы её эксплуатации в зависимости от характера неоднородности пласта и обводненности продукции*

Надежность методики подтверждена путем сравнения расчетных данных с промысловыми.

В пятой главе дается обоснование целесообразных пределов эксплуатации залежей и добывающих скважин.

Как известно, добывающие скважины в основном отключаются по причине их высокой обводненности. Для условий раз- ' работки месторождений Эмбы и междуречья Урал-Волга применение этого критерия нецелесообразно. Потому что многие из них в основном периоде разработки работали на истощение пластовой энергии (без ПЦД или долгое время без 1ШД). В результате пластовое давление снижалось из года в год, еще более осложняя взаимовлияние эксплуатационных скважин. Добывающие скважины обводнялись крайне неравномерно «интенсивно из-за их работы на нерациональном режиме.

Следствием всех этих недостатков в системе разработки и технологии добычи нефти явилось то,что в таких залежах еще-осталось определенное количество извлекаемых запасов нефти.

Об этом свидетельствуют промысловые данные по разра-

боткеЗмбинских нефтяных залежей; из нехотсшх склж'.г: залежей' извлекается" немалое"количеотзо" нефти,несмотря"'-:?."тс: "" сильное обводнение.

Поэтому обводненность продух::" скг^акик (зн.ччит и высвобождаемые затраты)не могут быть гльвкы:: кр::?ер::ем,определяющим целесообразность дальнейшей акгл:.т-/г.тг,:^::1 уыссхосб-водненных скважин месторождений Эмбы и уеадуречья Урял-Болга.

Анализом разработки м:-.ог:;х залежей над солевого Кимп-' лекса Эмбы, междуречья Урал-Волга и исследованиями характера работы добывающих скваяин установлено,что в качестве критерия для определения целесообразных пределоз эксплуатации скважин можно применить физически возможный нижний предел проницаемости залежи, который сопоставляется с напмеьазтм значением проницаемости обводненных к данному моменту времени пропластков продуктивного пласта.

Определение наименьшего значения проьт-цнемсстм обводненных пропластков коллектора г.роизвсдится по уравнению притока нефти в скважину из обводненного пласта (глава 4). Для этого в данное уравнение подставляются значения ¡), ъ', Й-,Ар,С, ,(они нам известны, т.к. по каждой эксплуатационной скважине имеется технологический режим работы её по годам) исследуемой скважины за рассматриваемый гсд эксплуатации её.

Физически возможный нижний предел проницаемости продуктивного коллектора можно определить по одной из известных методик.

Шестая глава посвящена применению уравнения притока нефти в скважину из обводненного пласта в прогнозироьа-

нии и регулировании разработки нефтяных месторождений.

Для определения объемов добываемой из различных рядов скважин нефти в разные годы разработки залежп (среднесуточного дебита нефти, приходящегося на I скважину каждого из рядов) нам долины быть известны: дебит жидкости и характер обводнения каждого ряда скважин.

По этм данным можно найти количества добываемой нефти к воды из рядов скважин по годам.

При применении уравнения притока нефти в скважину из обводненного пласта (I) в определении количества добываемой нефти и? рядов скважин сначала подсчитываются накоплении ые объемы воды,нефти и жидкости, соответствующие годам разработки (отдельно для каждого ряда скважин).Далее поделив накопленные объемы воды на накопленные объемы жидкости за каждый год разработки .можно найти среднюю обводненность продукции ряда за этп годы. Далее при помощи функции Баклея-Леверетта и распределения проницаемости определяются значения коэффициентов С и проницаемости обводненных пропласт-ков впт-неоко!.:ского горизонта по годам. После этого подставляя их поочередно в уравнение прцтока нефти в скважину из обводненных пропластков (прослоев) пласта, находим дебит нефти за рассматриваемый год. Умножая средний дебит нефти скважины определенного ряда за рассматриваемый год разработки залежи на число скважин в ряду к количество дней работы иг в этом году можно найти годовой объем нефти> извлеченный из этого ряда. В свою очередь суммируя объемы годовой добычи нефти по рядам Можно подсчитать объем добытой из залежи нефти.

Изучение уравнения притока .че^т:: в скгг.тзтну ::з сб-

воднскяого иласта с целью. применения - его-для" ртздёлгнту! добычи - - • чи • нефпг" по "пластал, разрсбетшюгле::: саагезтоо поппзггсст,

что на дебит енхя5*Е2Ы з основном влттяот дга нарп.^ат-п

. Отсэда вядно, что кзоть в пергу» счеродь извлекается :тз того пласта (горизонта)»яогсрыЯ "ус-зт вызо:с;г пкгче-кггл £«зовоЗ прокпсзеуосгя К' по ерпвнен:^ с другп:.: лзасгом. В процессе разработки залежей (горизонтов),когда фазовая про-, кпцаемоагь первого горизонта сиггеастся до Садовой прокщзе-мости второго горизонта фильтрация двухфазной смеси происходят по обоим продуктивным горизонтам.

Расчеты добитов сквакш I объекта (апт-неоксмскнй + I неош/екпй горизонт) месторождения Мартшп показали,что до 1976-г1977 г.г. эксплуатировалась только залгаь апт-ксоког/сно-го горизонта. Это подтверждается профилями прзяож: '¿ксп::уата~ циоиных скважин и технологических рекиусм работы их.

С 1975-1577 г.г. наблюдается некоторое увеличенге дебитов нефти добывающих скважин, т.к. в ет;; годы приравнялись фазовые проницаемости по годе апт-ьеокохского и I нео-комского продуктивных горизонтов.

Зная фактический дебит скважины (с 1576-1977 г.г. фактический дебит скейгнкы представляет собой .-¡укуарзы'й дебит зкв'жны из апг-неокомского л I неокомского горизонтов), нетрудно подсчитать количество добываемой нефти за сутки из этих горизонтов в отдельности. Для этого р уравнение притока нефти в окБ&йкну из обводненного пласта (I) подегазлядат-ся значения фазовой проницаемости К' г. эффективной нафтеня-сыщрнкой толщины I неокомского горизонта и находится дебит

-2.6-

нефти скважины, извлеченный пз данного горизонта.

Далее определяется часть фактического дебита нефти, приходящийся на дол» апт-неохомского горизонта.

Таким образом, применение уравнения притока нефти в скважину (I) в расчете дебатов скважин, совместное эксялу-аглруюзрос два горизонта (адт-неокомский я I неокомский горизонты) ^ дало возможность подсчитать количества отбираемой жидкости (нефти к воды) из этих горизонтов в отдельности.

В 6.4 изложено применение методики прогнозирования дебатов ОгЗакн в определения оптимального реиима работы скважин.

Отсутствие или проведемте в недостаточном количестве глубинных исследовании не позволяет правильно установить технологические режиму эксплуатации скважин, своевременно'

внедрить- мероприятия до регулированию процесса эксплуатации и даже следить за состоянием разработки. В этих условиях

определение расчетным способом дебита добывавшей скважины дает нам возможность выбрать оптимальный речг^ч работы её. Для этого рассматриваются две-три варианта технологического режима скхотикы в будущем (варианты отличаются друг от друга по величине обводненности продукции).Далее по значения* "обводненности продукции скважины находятся соответствующие им водскасэденности и проницаемости пропластков,пс которым вытесняется нефть водой.

Подставляя найденные значения параметров плестовоЗ системы в уравнение притока нефти в скважину (I) находим дебита нефти скважины по различным вариантам и выбираем вариант, имеющий : максимальный дебит нефта.

Седьмая глава посту на методике расчета приемис-

тоста нагнетательных сквахик с учетом неоднородности и обводненности пластов, _ основанной на использования 'фор^лы Г

где К - средняя проницаемость проплат:",огжченксго з дан-

п

ный момент времени заводнением, мхм";

вязкость воды, мПа.с ;

Я- среднее расстояние между кагкетагель.чоИ я эксплуатационной скважинами, гл ;

2. - эффективный радиус нагнетательной скиаъдкы, м;

-ft- вскрытая эффективная нефтенасыценная толщина пласта в нагнетательной скважине, м.;

Р3-Рд - разница в забойных давлениях уежду нагнетательной и эксплуатационной скважина««,МПр.;

В - дополнительное сопротивление движении кагкотамон воды поверхности стенок забоя скватан к порогых каналов продуктивного пласта.

Значение средней проницаемости проплйстяа определяется в процессе расчета дебитов эксплуатационных ckbk:gih (по уравнению притока нефти в сквгдияу), находящихся поблизости от рассматриваемой нагнетательной скважины.

С целью определения дополнительного фильтрационного сопротивления сначала находятся зависимости if от К я

01 Ч . Здесь у - доля объема элемента пласта,

занятая трубками тока, по которым прошел фронт вытеснения

5 (w\

(коэффициент охвата элемента промывкой), - -■■ -охгат

S

неоднородного пласта процессом промывки в результате заводнения. Далее значение коэффициента В находится при помо-L S

щи параметров: = и —г— (где -Ц -эффективная

юг. от к а пласта, - диаметр нагнетательной скважины) из графиков Дурова В.И,

Применение изложенной методики проиллюстрировано на элементе, состоящем из нагнетательной скв. 6? и добывающих скв. 58,59, 63,11,75 и 66 (апт-неокомский горизонт месторовдения Мартьши).

Подсчитанное по формуле (5) количество нагнетаемой воды за разные годы мало отличается от фактического объема закачанной воды (табл. О.

Таким образом, формулу (5) ыокно применить для расчета объема закачиваемой в залезь воды с учетом обводненности и неоднородности пласта.

В 7.3 данной главы анализируется опыт эксплуатации участков I и С очередей заводнения I средневрского горизонта место-ровдения Уакат. Опыт заводнения участков I и П очередй показал, что оптимальное количество закачиваемой воды долано Сыть равным 25-30 м3/сут при давлении закачки I МПа.

Далее рассматривается возмокность прогнозирования (расчета) оптимального давления нагнетания воды по данным о физико-геологической характеристике, обводненности неоднородного пласта и удельной приемистости нагнетательной скважины без проведения опытно-проиыпленного заводнения. Количество закачиваемой воды определяется из расчета 2 м3 воды на I и эффективной толцины пласта (практикой установлено, что хорошие результаты при заводнении обводненных залвхвй получаются при закачке в нагнетательную скважину в объеме 1-2,5 м3 воды на I и толцины пласта). Текущая обводненность заводняемого горизонта 45-5QX.

Фактические *л расчетные значения__________ -

давления нагнетания и объема закачиваемой годы (его. 67).

1 {^.ктаческий !По формуле (5)

Г Год I ! Р.ч, ! б, (Т Рк, '.2! |

| ¡«У^ МГ.а [^/сут} ^ ¡^/сут}^ 1

1970 266 2,2 254 о о ■' ■?" Т 2,2

1971 349 2,7 334 2,7 1,72 311 2,7

1972 304 2,4 300 2,4 1,63 289 2,4

О - ( 6 ,

где - приемистость нагнетательной сказжгкю,ур/оу?;

- разовая проницаемость для води в прлзабоЗяоЯ зоне нагнетательной еквакияы, »^(обычно

Кв =(0,5+0,6)К,

где К - абсолютная проницаемость);

- толщина пласта, м •.

Рг Риг соответственно давление кг забое схзтлсяы и

среднее пластовое давление на линии нагнетания, МПа;

- вязкость нагнетаемой воды, мЛа.с;

^ - коэффициент,учитывающий загрязнение призабойной зоны нагнетательной скважины;

¿н- половина с'акгпческого расстояния между нагнетательными скважинами б ряду, м ;

X - приведенный радиус нагнетательной сквнжины, м.

3 качество примера рассмотрен элемент участка

П очереди заводпеппя по I среднеорскоцу горизонту,состоящий

из нагнетательной сет. 197 и добываюсь сквакин (363,366,142 и 192).

Результаты расчетов весьма близки к фактическим, подученным при эксплуатации промышленно-эксперименталькой установки участков 1,П, п И очередей заводнения. Значит пред- ■ лагаская методика прогнозирования приемистости нагнетательных скважин является моделью реального процесса заводнения :: по не Я «окно найти значение оптимального давления закачки воды.

Восьмая глава посвящена методу вероятностно-статистического ходелпровакия (методу Монте-Карло) двухфазной фильтрации и применению его в моделировании процесса заводнения нефтяных пластов.

В 8.2 данной главы излагаются методические основы вероятностко-статистяче-окого моделирования фильтрации двухфазной ксдкастн.

Сувдость предлагаемой методики заключается в том,что область двухфазной фильтрации моделируется гипотетической средой, и в ней ведется розыгрыш дшхзния частиц воды на 317,1 наподобие явления дпфузпи нейтронов в стенах реактора. При

это.-л значение фазовоЗ проницаемости пористой среды для воды уподобляется аффективной площади сечения ядра а то га материала стенки реактора (в системе С пронидаемость имеет раз-р

мерность,СМ'),

В вероятностно-статистической модели предпологаются: I. Траектория случайным образом движущейся частицы пред-

етавляот собой зигзагообразную линии, состоящую из прямоли-

______яейных отрезков (отдельных этапов'двякететя)" - двяг-еття частп-

цы из одной точки в другую.

2. Хаотические движения частицы япчи.чззтея о мысленной плоскости,соответствующей начальному положению контура нефтеносности (кастам нахождения нагнетательных скважин).

3. В зависимости от махронеоднородности продуктивного коллекторе и стадии разработки нефтяной зеленя,область между начальным положением контура нефтеноскосг::(нагнетательными скважинами) и эксплуатационными скважинами отображается гипотетической оредой, нмещей то ют иное количество учеот-ков.

4. Путем проектирования движений частиц на оси коор-•дииат X, У пространственное движение частиц аппрокеттшрует-ся одномерны?.! и двумерным движениями.

Параметры моделирования (вероятности двлхенпя частицы из одной точки в другую,вероятности остановки частицы в данной точке, длина тага частицы) определяются в такой последовательности:

1) путем разбивки фазовой проницаемости пород пласта, которая зависит от абсолютной проницаемости пласта и средней водонасыщенности за фронтом заводнения, на несколько интервалов (Кв, Кв', Кв', Кв и т.д.) находятся вероятности движений частиц из одной точки в другуи и остановки их в данной точке гипотетической среди;

2) угног-лв граничные значения интервалов на количество капнллярнгх трубок,иг.юздпх длину в I с:.: и прихедявртхоя

нэ I с:^ площади элемента пористой среди, и лодолив единицу

на кх произведения находятся длины шагов частиц, движздцпхся на разнит участках гипотетической среды.

Схеул решения задачи о распределения водонасыщ.ен-ностп в области двухфазной фильтрации (на заводненной области залеки) методом '.'онте-Карло виглядит следующим образом.

Последовательно прослеживается судьба каждой,отдельно взятой частицы (движение частицы,остановка её,направление движения частицы - все они определяются при помощи случаПннх

чисел). В результате получается так называе;пя ветвящаяся траектория частицы,состоящая из совокупности отдельных ата-

пов движения. Проектируя каждый этап движения частицы на координатную ось X, показывающую направление заводнения н суммируя их мекду собой уожно найти длину пути её в данной направлении.

В результате моделирования троектории движений множества частиц на разных участках гипотетической среды п обработки полученных данных можно найти плотности вероятности нахождения частиц на этих участках.

Совместное рассгдэтренпе плотностей позволяет найти вероятность распределения частил по всей длине гипотетической среда.

Канболысег.ту значению её соответствует средйяя водо-насшенность за фронтом заводнения. Далее при поглощи этой пропорции находится распределение водонасщенностя на заводненной области залежи.

В 8.3 рассматриваются применение вероятностно^ статистической модели в контроле за разработкой, т.е. в изучении процесса перемещения фронта закачиваегоЗ воды и

изменекия текулей водонлсьщонности заводненного участка.

С это" цзльп заводненный участок-(плгасадьзаводке-ния) разбивается на несколько секторов; каждый сектор состоит из двух скважин: одной нагнетательной и одной эксплуатационной.

Далее производится моделирование двшенн;5 частиц на ЭВМ по каждому сектору в отдельности.После обработка полученных данных находится дальность нахождения фронта закачиваемой води от кагнстательноЗ скважины за рассматриваемый год разработки. Другим результатом моделирования движений частиц на ЭВМ является определение текущей нсфтекасыщен-яоети: заводненного сектора.

Рассмотрен конкретный притер расчета вышеуказанных показателей процесса заводнения за 1974г. В качестве его взят сектор семиточечного элемента, в котором находится нагнетательная скв.67 и добывающая скв.58 апт-неокомсхоА залежи месторождения Мартини.

Используя данние технологического режима работы скв. 58 по уравнении притока нефти в скважину из обводненного пласта находятся средняя проницаемость прспластка апт-неок-комского горизонта, охваченного в 1974 г. заводнением.

Далее подсштиваотся параметры моделирования и при помощи их производится моделирование движений частиц.

В результате найдено,что фронт заводнения в 1974г находится в 725м от нагнетательной скв. 67. Текущая нефте-наоыденность заводненного сектора была равной 0,438.

Полученные результаты подтверждены данными гидрохимического метода контроля за заводнением апт-неокоиского

горизонта 1974г.

В 8.4 изложено применение хетода статистических испытаний в расчете прироста добычи нефти от воздействия заводнения по "часткам (зонам) залежи.

В основе его лекит деление всей площади залежи на участки влияния нагнета те льгас скваяшн. В свое очередь участок делится на секторы и по данным добывающих скважин нахо- . дятся значения проницаемости заводненных пропластков пласта в те или иные годы его разработки. Отсюда нетрудно найти местонахождение фронтов закачиваемых вод. Далее по формулам, предложенным объединением "Самаранефть" подсчиткваются численные значения эффективности от заводнения по тем или иным участкам залежи.

В качестве примера рассмотрены три участка основного поля апт-неокомского горизонта месторождения Мартши. График изменения эффективности разработки участков от воздей ствпя заводнения по годам показывает.что прирост добычи нефти по Ш участку через пять лет становится равным нулю.Анализ технологических показателей скважин показал,что коллектор Ш участка отличается слабым фильтрационными свойствами и поэтому эффективность заводнения на этой участке минимальна.

В 8.5 описывается возможность расчета нефтеотдачи

зеленей в неизотершчеоких условиях вероятностно-статистической моделью. При этой данная модель дополняется такими допущениями:

1.Теплообмен ыеаду фазами,водой и скелетом пористой среды происходят мгновенно.

2. Вязкость фодн и нефти зависят только от температур". .

3. Температура нагнетаемой воды постоянна

В качестве примера рассмотрен опытный участок П альб-са-номанского горизонта месторождения Карсак, где намечается разработка залежи методом закачки горячей воды в пласты. Вязкость нефти при 20°С 1780 мПа.о. Средняя проницаемость коллектора 1,78 мкм^. Пористость горизонта 31,15?. Температура закачиваемой воды 70-80°С.

Сопоставление нефтеотдачи залежи, подсчитанной при помощи расчетной схемы А.Ю.Намиота, формулы Х.А.Леверье и вероятностно-статистической модели показывает хорошую сходимость их.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

I. По способу разработки месторождения надсолевых отложений Эмбы, мевдуречья Урал-Волга делятся на две группы - мэсторовдо-ния, разрабатываемые о вводом энергии в пласты путем закачки воды и месторождения, разработка которых ведется с использованием естественной энергии пластов (например, IX среднеюрский горизонт месторождения Доссор).

В свою очередь нефтяные месторождения, разрабатываемые заводнением, в зависимости от того, в какую стадию разработки осуществлены методы воздействия на пласты, делятся на две категории. В первую категорию относятся месторождения, заводняемые в поздней стадии разработки (например, I юрский горизонт месторождения Макат). Месторождения второй категории - это месторождения, по которым заводнение осуществляется в начальной стадии разработки (например, адт-неокомский горизонт месторождения Мартыши).

2. Исследование промысловых данных и сопоставительный анализ разработка месторождений региона показали, что наряду

с вязкостью пластовой нефти и неоднородностью продуктивных плао-тов (по проницаемости, нефтвнасшденной толщине и другим параметрам) на обводнение и нефтеотдачу этих залежей (месторождений) во многих случаях главный образом влияют темп отбора жидкости в плотность сетки скважин.

3. Обобщение опыта разработки апт-неокомского горизонта месторождения Мартына показало, что эффективность эксплуатации данного объекта обусловлена в основном увеличением отбора жидкости я повышением объема закачиваемой вода из года в год, сопровождаемое процессом уплотнения сетки скважин.

4. Определенная закономерность между нефтеотдачей я отборами жидкости, установленная для заводняемых в начальной стадии разработки месторождений в немалой степени характерна я

для разрабатываемых на естественно водонапорном режиме месторождений. По таким месторождениям увеличение отбора жидкости в большинстве случаев осуществляется путем уплотнения сетки скважин в процессе их разработки.

5. Влияние дополнительного бурения скважин на поздней стадии разработки залежей на нефтеотдачу изучено на примере IX среднеюрского горизонта месторождения Доссор и апт-неокомского горизонта месторождения Мартыши.

Характеристики вытеснения, построенные с этой целью показывают, что по разрабатываемым на естественно водонапорном режиме месторождениям (залежам) эффективность уплотнения сетки скважин низка. Высокие текущие в конечные коэффициента нефтеот-

дачн имеет залежи, эксплуатируемые с самого начала разработки сетки скважин оптимальной плотности (например, среднеальбский --- горизонт шсторовдоняя Карагон).

В противоположность этому по залежам, заводняемым в начальной отадяи разработки после уплотнения сатки скважин наблюдается существенный рост добычи нефти.

6. Опыт разработки месторождений Восточный Байчунас, Комсомольск, Терен-Узюк и Мартыпш показывает, что форсированны® отбор жидкости является одним из главных методов регулирования процесса разработки нефтяных залежей региона и успешно применяется:

а) при наличии запаса пластовой энергии (например, скважина находится под влиянием закачиваемой воды);

б) в более ранний период разработки залежей, если процесс обводнения добывавших скважин протекает равномерно.

7. Анализ состояния выработки запасов нефти из залежэй многих месторождений Эмбы и междуречья Урал-Волга показывает, что расчетная зависимость темпа отбора нефти от степени вира— ботаннооти запасов представляет собой модель оптимальной разработки залета.

8. Несмотря на позднее начало заводнения (вторичный метод добычи нефти) закачка воды в обводненные продуктивные пласты дала возможность создать ряд локальных счетов повышенного давления по площади залежи и тем самым повысить темп отбора жидкости, увеличить количество добываемой нефти.

9. На основе исследования характера обводнения многих добывающих скважин месторождений Эмбинского региона и между-

рачья Урал-Волга разработана и обоснована методика прогнозирования (расчета) дебитов скважин, эксплуатирующих обводненный неоднородный пласт. Основой методики является так называемое уравнение притока нефти в скважину из обводненного продуктивного пласта. Надежность методики подтверждена путем сравнения расчетных данных с промысловыми.

а) Методика прогнозирования (расчета) дебитов скважин, эксплуатирующих обводненный неоднородный коллектор применена для установления рационального технологического режима работы добывающих скважин.

б) Методика прогнозирования (расчета) дебитов скважины, эксплуатирующих обводненный неоднородный пласт применения для расчета добычи нефти из пластов в отдельности при их совместной эксплуатации.

10. Отключение шсокообводненшх добывающих скважин при достижении ими определенного минимального дебита нефти является одним из методов регулирования процесса разработки залежей. Применение такого подхода в качестве критерия при определении остановки или дальнейшей эксплуатации высокообводненных скважин в силу специфичности условий разработки залежей региона (высокая вязкость нефти и т.д.) нецелесообразно.

Для определения целесообразности дальнейшей эксплуатации высокообводненных добывающих скважин предложен критерий, основанный на сопоставлении значения физически возможного нижнего предела проницаемости нефтяной залежи с наименьшим значением проницаемости обводненных пропластков продуктивного пласта.

11. На базе решения различных задач взаимодействия нагне-

тательных я добываниях сяэаюга была разработана методика для___ прогнозирования приемистости нагнетательной сквахины с учетом обводненности и неоднородности пласта. Данная методика позволяет установить оптимальный режим закачки воды по залеглм той или иной степени обводненности. Произведено сопоставление расчетных и фактических объемов закачиваемой воды по залечим месторождений Макат и Ыартыши и получено согласие расчетных и фактических данных.

12. В процессе анализа характера заводнения нефтяных была разработана методика вероятностно-статистического моделирования фильтрации двухфазной жидкости, которая была применена при решении следующих задач:

а) для расчета динамики продвижения закачиваемой воды и текущей нефтенасыщенности заводненного участка залени;

б) для расчета прироста добычи нефти по различным участкам залежи от воздействия заводнения;

в) для определения влияния характера перемещения закачиваемой воды на дебит добывающих скважин;

г) для определения влияния скорости продвижения закачиваемой воды и режима работы добывающих сквакин на величину давления нагнетания.

13. Получено приближенное решение задачи о вытеснении нефти из пласта горячей водой, когда вязкости нефти и воды рассматриваются как функции от температуры. На этой основе разработана методика прогнозирования нефтеотдачи для неизотермических условий разработки нефтяных месторождений.

'14. Предлагаемые методики прогнозирования дебатов добывающих сквааин и приемистости нагнетательных сквакин и

вероятностно-статистическое моделирование способствует дальнейшему развитию гидродинамических расчетных методов разработки нефтяных месторождений.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Ескалиев У. Схема применения метода статистических испытаний для изучения механизма пропитки. Доклады Ш-Респуб-ликанской научно-технической конференции по нефтехимии. Гурьев, 1974 Г., С.283-290.

2. Бскалиев У. Расчетная схема распределения касвденностей на фронте вытеснения нефти водой. Материалы межвузовской конференции молодых ученых и студентов нефтяных вузов. Москва, 1975, с.65-66.

3. Ескалиев У., Хелтов Ю.В. Зависимость мощности переходной зоны вода-нефть от температуры. Фильтрация, теплоперенос

и нефтогазоогдача в сложных пластовых системах (труды ИГиРШ). М., 1976, с.71-74.

4. Ескалиев У.Е., 1елтов С.В. Влияние температуры на динамику процесса вытеснения нефти водой. Материалы Республиканской конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении н нефтедобычи". Баку, 1976, с.72-73.

5. Ескалиев У., Карасигитов 3. Об одном гипотетическом способе решения задач нефтепромыслового дела. Тезисы 1У Республиканской конференции по нефтехимии. Гурьев, 1977,

с. 231-233.

6. Ескалиев У., Чердабаев Р.Т., Гудков Е.П. Методика прогноза коэффициента нефтеотдачи при заводнении нефтяных залежей. Особенности геологии и разработки нефтяных месторожде-

ней Пермского Приуралъя (сборник научных трудов ИГиРГЛ). М., 1981, С.99-103.--------------------------------------------------------------

7. Ескалиев У., Чердабаев Р.Т., Чордабаев М.Т. Экономическая оценка эффективности разработки залеки нижнеальбского горизонта месторождения Каратон. Экономика нефтяной промшмвн-носта, 1981, Я II, с.12-14.

8. Ескалиев У.Е., Туганбаева Г.Е., Курпешев У.К. Твхнвко--экономическая эффективность применения йотода 0F9 пластов в НГДУ "Жаикнефть". Экономика нефтяной промышленности, 1983,

» 6, с.7-9.

9. Ескалиев У.Е., Елеыанов Б.Д. Результаты эксплуатации

в состояния разработки апт-неокомской залвиг месторождения Мартам. Нефтепромысловое дело, 1983, Я 9, с.7-8.

10. Ескалиев У.Е., Лобачев П.П., Джакиев К.Т., Ташкан-баев К. Технико-экономическая эффективность применения фильтров с ракушечной набивкой в скважинах Кенкяякского месторождения. Нефтепромысловое дело, 1984, № 10, с.19-21.

11. Ескалиев У.Е., Таяпов Е. Совершенствование системы разработки первого эксплуатационного объекта месторождения Мартына. Нефтяное хозяйство, 1985, JS 5, с.52-56.

12. Ескалиев У.Е., Даушиев С., Есангалиева Г. Результаты сопоставления фактических и расчетных технико-экономических показателей разработки I объекта месторождения Мартьтш. Тезисы докладов Республиканской конференции молодых ученых и специалистов предприятий нефтяной и газовой промышленности. Шевченко, 1985, с.32-33.

13. Сатыбалдиев Г.Т., Ескалиев У., Умирзаков 7.7. Оптимизация расстояния интервала перфорации от подошвы при вторич-

ном вскрытии пласта. Научно-тохнический прогресс при строительстве скважин (сборник научных трудов БашНЩИнефть). Уфа, 1937, вып. 76, с.150-155.

14. Ескалиев У.Е., Джакиев К.Т., Умирзаков У.У. Оценка пределов эксплуатации залежей на поздней стадии разработки. Экспресс-информация. Серия "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", й 9, 1988, с.14-17.

15. Ескалиев У.Е., Джакиев К.Т. Оценка влияния основных геолого-технологических факторов на нефтеотдачу и обводненность продукции залежей. Обзорная информация. Серия "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений". М., изд. ВНИИОЭНГ, 1989, -31 с.

16. Ескалиев У.Е., Наубетова Ш.А. Об одном методе решения водоиз:£екеккого уравнения Дшш. Вестник Академии наук Республики Казахстан, Алма-Ата, Я 4, с.63-66.

17. Ескалиев У.Е., Балжанов К.К. Опыт разработки нефтяного месгороадения Мартыши. Обзорная информация. Серия "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений". М., изд. ВНИИОЭНГ, -50 с.

18. Насиров Р.Н., Киынов Л.К., Ескалиев У.Е., Куспанга-лиев Т.К. Определение содержания вакадия методом электронного парамагнитного резонанса. Нефтяное хозяйство, 1991, Л 3, с.27-29.

19. Ескалиев У.Е., Ескалиев М., Намазов С. Особенности обводнения добывающих скважин апт-неокомского горизонта месторождения Мартыпш. Экспресс-информация. Серия "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений", 1991, » 12, с.3-10.

20. Ескалиев У., Балжанов К.К. Разработка нефтяных месторождений надсолевых отложений Прикаспия. М., Недра, 1992,

- 135 с.

21. Ескалиев У. К вопросу рациональной разработки аптского горизонта месторождения Ровное. Экспресс-информация. Серия "Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи", 1993, внп. 5, с.10-16.

22. Ескалиев У., Хамметов А. К расчету эффекта от заводнения аптского горизонта месторождения Ровное. Экспресс-информация. Серия "Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи". 1993, вып. 6, с.10-12.

23. Ескалиов У. Эффективность разработки Ш эксплуатационного объокта месторождения Актыкулъ. Серия "Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи". 1994, вып.2,

с.9-И.

24. Ескалиев У., Амиртаов М. Влияние вкутриконтурного заводнения на вырабогаиность приконтурной зони адг-кеокомской залам месторождения Мартяши. Серия "Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи", 1994, вшт.З, с.И-14.

Подп. к печати ¡999 г. ф.п.л. ? f Тираж '."С

Типография «Нефтяник» Зак. Л'з JJ?