автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Оптимизация технологии разработка глубокозалегающих залежей легких нефтей Прикаспийской нефтегазоносной провинции

? Г Б О Л

2 7 0 КТ 1998 На правах рукописи

Козлов Николаи Федорович

Оптимизация технологпп разработки

глубокозалегающих залежей легких иефтеи прикаспийской нефтегазоносной провинции

Специальность 05.15.06. "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа, 1998 год

Работа выполнена в "ОНАКО", ОренбургНИПИнефть

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

А.Т.Горбунов доктор технических наук, профессор Р.Н.Дияшев

доктор технических наук, профессор М.Д.Валеев

Ведущее предприятие АНК "Башнефть"

Защита состоится 13 ноября 1998 года в 15.00 часов на заседании диссертационного Совета Д. 063.09.02. при Уфимском государственном нефтяном техшгаеском университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан " " октября 1998 года

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор физико-математических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. В условиях резкого падения добычи нефти особую значимость приобретает разработка месторождений со сложными геолого-физическими условиями, к которым можно отнести нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения Прикаспийской нефтяной провинции.

Нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения Прикаспийской нефтегазоносной провинции характеризуются большой глубиной залегания, сложным геологическим строением продуктивных пластов, пластовая нефть отличается высокой газонасьпценностыо и низкой вязкостью. Эти особенности затрудняют применение к ним типовых методик по оптимизации разработки и обуславливают необходимость поиска новых технологий для обеспечения рациональной разработки продуктивных пластов. Полнота извлечения нефти и газа во многом зависит от правильности выбора модели геологического строения залежи, оценки неоднородности продуктивных пластов, выделения эксплуатационных объектов, определения границ размещения эксплуатационных скважин, выбора оптимальной плотности и системы размещения эксплуатационных скважин, способа поддержания пластового давления.

Особую актуальность приобретают технология и техника разработки газонефтяных месторождений, в нефтяных оторочках которых содержатся значительные запасы легкой маловязкой нефти. Способы поддержания пластового давления в таких залежах в связи с большой неоднородностью пластов и наличием в них системы трещин менее эффективны и ьуждаются в совершенствовании.

Технология разработки залежей легких нефтей уже на стадии проектирования должна учитывать ряд специфических геологических и термобарических особенностей. Однако, разрозненность, имеющих теоретических исследований и практических решений разработки подобных месторождений настоятельно требует создание целостной теории их разработки.

Данная работа является обобщением многолетних результатов исследовании автора, которые доведены до практических методик и рекомендаций

при проектировании и анализе разработки месторождений легких нефтей, а также нефтяных оторочек.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Создание научной концепции разработки глубокозалегающих залежей легких нефтей Прикаспийской нефтегазоносной провинции, обеспечивающей максимальную рентабельную нефтеотдачу.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1. Исследование проблем разработки глубокозалегающих залежей легких нефтей, их геологических и термобарических особенностей.

2. Исследование и прогнозирование фазового состояния углеводородов в глубокозалегающих залежах нефти.

3. Исследование закономерностей процессов вытеснения легких нефтей водой из моделей неоднородных пористых сред.

4. Создание методических основ проектирования и анализа разработки глубокозалегающих залежей легких нефтей Прикаспийской нефтегазоносной провинции, включающих обоснование таких параметров, как режим разработки, выделение эксплуатационных объектов нефтяных и нефтегазоносных залежей, границ размещения скважин, определение оптимальной плотности и системы размещения эксплуатационных скважин. Разработка научной концепции рациональной технологии разработки высокоамплитудных нефтена-сыщеиных карбонатных толщ. Разработка технологии добычи легкой нефти из нефтяных оторочек и нового технологического оборудования для эксплуатации скважин.

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ:

1. Обобщение результатов изучения геолого-физических характеристик месторождений легких нефтей Прикаспийской нефтегазоносной провинции, а также промысловых данных по их разработке.

2. Проведение лабораторных исследований фазового состояния легких нефтей при различных термобарических условиях.

3. Проведение лабораторных исследований по изучению закономерностей процессов вытеснения легких нефтей из неоднородных моделей пористых сред с учетом условий разработки Зайкинской группы месторождений.

4. Разработка математических моделей на основе методов математической статистики для прогнозирования разработки залежей легких нефтей.

5. Проведете лабораторных и промысловых экспериментов по совершенствованию степени дренирования многопластовых объектов и увеличение степени выработки путем закачки композиций реагентов.

6. Разработка технологий и скважинного оборудования по разработке нефтяных оторочек, позволяющих регулирование движения границ раздела фаз.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

В итоге проведенных автором (с 1978 по 1998 гг.) исследований получены следующие новые научные решения и методы по разработке глубокоза-легагощих залежей легких нефтей Прикаспийской нефтегазоносной провинции:

-установлены наиболее типичные модели геологического строения залежей нефти и на этой базе разработана методическая основа определения расчетных параметров, применяемых при проектировании разработки месторождений;

-выявлены закономерности вытеснения маловязких нефтей водой из неоднородного пласта и изменения их относительных проницаемостей;

-с использованием геолого-математической модели пласта Зайкинского месторождения, отражающей его неоднородность, сделана прогнозная оценка состояния углеводородных систем в процессе разработки залежей;

-на основании анализа результатов промышленного эксперимента по разработке Зайкинского месторождения предложены рекомендации по повы-шеншо эффективности процессов добычи нефти;

-разработана и испытана в промысловых условиях Зайкинского месторождения технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования гелеобразующей композиции;

-предложен новый принцип выделения и оформления эксплуатационных объектов в высокоамплитудных карбонатных толщах.

-научно обоснована технология разработки нефтяных оторочек с применением разработанного автором забойного оборудования.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Научно-методические основы совершенствования методов проектирования и разработки глубокозалегающих месторождений легких нефтей, приуроченных к сложно-построенным коллекторам.

2. Результаты комплексного изучения и прогнозирования составов и основных физических характеристик нефтей с высоким газосодержанием при различных термобарических условиях.

3. Методические основы выделения объектов разработки в сложнопо-строенных залежах с использованием предложенных автором reo лого-физических моделей.

4. Новые закономерности, полученные в результате комплекса лабораторных и теоретических исследований процессов вытеснения легких маловязких нефтей водой из послойно-неоднородных пластов.

5. Результаты комплексного анализа промышленного эксперимента по разработке пласта Dy Зайкинского месторождения легких нефтей и научно-методические рекомендации по дальнейшему совершенствованию процесса разработки.

6. Новая технология увеличения нефтеотдачи послойно-неоднородных пластов и ограничение добычи попутной воды на основе использования геле-образующих систем.

7. Методические основы изучения, выделения и формирования объектов разработки в высокоамплитудных карбонатных толщах.

8. Новые технологические и технические решения по разработке нефтяных оторочек, обеспечивающие регулирование положения границ раздела фаз и одновременно-раздельную добычу флюидов.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

Полученные научные выводы, решения, методики и способы способствовали повышению эффективности разработки Зайкинского, Росташинского, Донецкого и других месторождений, восточного участка нефтяной оторочки Оренбургского НГКМ Оренбургской области, Олейниковского месторождения Астраханской области. По Оренбургскому НГКМ результаты научных разработок были использованы при подготовке исходных данных для расчетов технико-экономических показателей разработки сакмарско-артинских отложений восточной части ОНГКМ. По Зайюинскому, Росташинскому и Донецкому месторождениям в результате применения нового способа разработки многопластовых залежей обоснована экономическая целесообразность размещения скважин в зонах малых эффективных толщин.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Материалы исследований докладывались и обсуждались на Всесоюзном семинаре "Вопросы компонентоотдачи газовых и газоконденсатных месторождений (г.Оренбург, 1981 г.), заседании Центральной комиссии по разработке газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождений и эксплуатации подземных хранилищ газа" (Москва, 1982 г.), неоднократно на заседаниях научно-технического совета ВПО "Оренбурггазпром" (1979-1995 гг.), Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа" (г.Москва. 1996 г.), Втором Международном симпозиуме "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (С.-Петербург. 1997 г.), Первом Международном симпозиуме "Наука и технология углеводородных дисперсных систем" (1997 г.).

В связи с выявленным слоистым строением карбонатного коллектора и натичием трепншоватости на Зайкинском месторождении применена закачка гелеобразующих композиций в нагнетательные скважины, что позволило снизить приток воды в действующих скважинах за счет выравнивания фронта вытеснения. Часть разработанного оборудования нашла применение на месторождениях Оренбургской области.

ПУБЛИКАЦИИ

Результаты исследований представлены в опубликованных работах в журналах "Нефтяное хозяйство", "Геология нефти и газа", научных трудах института "ОренбургНИПИнефть", в научных отчетах, печатных материалах конференций и симпозиумов, монографиях.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Основой представленной диссертации служат результаты многолетней научно-исследовательской и производственной деятельности автора на территории Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Кроме личных наблюдений и результатов, непосредственного участия в лабораторных и промысловых экспериментах автором использованы материалы по профилю работы научно-исследовательских (ВНИГНИ, НВНИИГГ, "Гипровостокнефть", ВНИИ, "ОренбургНИПИнефть") и производственных организаций (АО "Оренбургнефть", "Оренбурггеология", "Оренбурггаздобыча", Астраханское НГДУ, Актюбнефтегазгеология).

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ

Диссертация состоит из введения, восьми глав и заключения. Общий объем работы Зб£. страниц, В>В рисунков, таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В ПЕРВОЙ ГЛАВЕ рассмотрены геологические особенности и наиболее типичные модели сложнопостроенных и глубокозапегающих залежей нефти и конденсата, дан обзор теоретических исследований зарубежного и отечественного опыта их разработки.

Рассматриваются месторождения Зайкинской группы Прикаспийской НГП, обладающие рядом геологических особенностей. Основными отличиями, влияющими на эффективность технологии разработки являются: - низкие емкостные и фильтрационные свойства коллектора;

- низкая, сопоставимая с газом, вязкость нефти в пластовых условиях;

- обратное соотношение вязкости нефти и воды;

- высокая продуктивность скважин;

- низкая плотность запасов нефти в единице объема породы;

- значительный упругий энергетический запас продуктивных пластов.

Такие особенности объединяют широкий круг залежей Прикаспийской НГП, включая Карачаганакское, Тенгизское, Астраханское, Оренбургское месторождения.

Поиску новых решений по рационализации технологии разработки продуктивных пластов занимались видные ученые и практики нефтегазовой отрасли: Абасов М.Т., Амелин И.Д., Афанасьева A.B., Аширов К.Б., Бабалян Г.А, Баишев Б.Т., Баренблатт Г.А, Бахтвдин Р.Н., Белаш П.М., Боксерман

A.Н., Борисов Ю.П., Вахитов ГГ., Глоговский М.М., Горбунов AT., Дахнов

B.Н., Дняшев Р.Н., Желтов Ю.П., Желгов Ю.В., Закиров С.Н., Иванова М.М., Котяхов Ф.И., Ковалев К.С., Колганов В.И., Крылов А.П., Лапук Б.Б., Лозин Е.В., Лысенко В.Д., Максимов М. И., Маскет М., Муслимов Р.Х., Майдебор В., Николаевский Н.М., Пантелеев АС., Перепеличенко В.Ф., Озенберг М.Д., Сазонов Б.Ф., Сургучев М.Ф., Токарев МА, Хабибуллин З.А, Чарный И. А, Щелкачев В.Н., Эфрос Д. А, и многие другие.

Для принятия того или иного варианта моделирования геологического строения залежи исключительно важную роль играют особенности, выявленные в ходе разведочного бурения и опробования скважин. Результаты исследований, проведешгых по залежам Зайкинской группы месторождений, показали, что одной из особенностей сложнопостроенных залежей нефти является их многопластовость, высокая расчлененность пластов на пропластки различной толщины и их прерывистость.

ВО ВТОРОЙ ГЛАВЕ даны результаты изучения геолого-физической характеристики глубокозалегающих залежей легких нефтей Зайкинской группы месторождений.

Для обоснования расчетной геологической модели пласта не существует какой-либо общепринятой методики, обычно решения принимаются в зависн-

мости от конкретных условий. Чаще всего при обосновании расчетной модели геологического строения залежи нефти используется один из трех возможных вариантов.

Первый вариант моделирования предусматривает строгое соблюдение стратиграфических границ пластов.

Второй вариант основан на установлении условной кровли и подошвы подсчетного объекта. За кровлю и подошву пласта принимается верхняя и нижняя поверхность распространения коллекторов.

Третий вариант моделирования предусматривает выделение базового пласта-коллектора и сопутствующих ему линз и полулинз.

Путем последовательной реализации этих вариантов схематизации залежи установлено, что каждая из полученных моделей характеризуется различными по величине параметрами неоднородности и коэффициентами охвата вытеснением.

Для оценки коэффициентов охвата вытеснением была использована статистическая зависимость СибНИИНП

рохв =0,266+1,585"аЪ - 1,613"2<х1- + 0,762"3а1", (1)

где:

а - параметр прерывистости пласта, определяемый по формуле а = 4,8766 Кп3+10,2791-Кп2 - 7,8093-Кп+2,365.

Здесь Ь - расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, км; Кп - коэффициент песчанистости.

Результаты расчетов приводятся в табл. 1. В этой же таблице приведены сведения об изменении КИН в зависимости от принятого значения коэффициентами охвата вытеснением.

Исходя из результатов, выполненных исследований для Зайкннского месторождения, был рекомендован третий вариант подготовки расчетной мо-

дели. Для оценки неоднородности продуктивных пластов была предложена следующая методика. По каждом)' из выделенных в разрезе продуктивному пласту путем послойной корреляции выделяется непрерывная и прерывистая части пласта.

По каждой части оцениваются параметры неоднородности и коэффициент охвата вытеснением. Для определения коэффициента охвата вытеснением по каждому пропластку строятся карты распространения и по ним рассчитываются плотность сетки скважин и система их размещения. В случае тонкослоистого строения прослои объединяют в один или несколько пропластков путем суммирования их толщин. Такой прием позволяет снизить трудоемкость работ без заметного снижения качества. Коэффициент охвата вытеснением определяется по известной зависимости

(2)

где:

У„- объем, невовлеченный в разработку (суммарные "потери"); V,, - общий объем пропластка (пласта).

Среднее значение коэффициента охвата вытеснением прерывистой части определяется с учетом доли объема каждого пропластка в общем объеме прерывистой части пласта и определяется из соотношения

Ро*.= 1-0Л+У2)/Уо, (3)

где:

V] - объемы пласта, не охваченного сеткой скважин;

У г - "потери" в стягивающих и разрезающих рядах при рядном размещении скважин, а при площадной системе - "потери", обусловленные кинематикой фильтрационных потоков;

V,, - общий объем непрерывной части пласта.

Неоднородность пластов по проницаемости оценивалась по результа-

там лабораторных исследований керна Среднее значение эффективной проницаемости неоднородных пластов определялось из соотношения

Таблица 1

Зависимость коэффициентов охвата вытеснением и нефтеотдачи от вариантов схематизации залежи

1 вариант П вариант Ш вариант Из I. вас мененне ЛШ,% и а и г ы

Про-дук-тив-иые пласты Кп Кохв. в Кп Кохв. в Кп Кох в. в Кох в. в 1 И Ш

Росташинское

Дш-1 0,540 0,877 0,7 0,921 0,838 +4,6 +9,9

ДШ-2 0,59 0,988 л,86 л,942 0,87 0,945 0,940 +5,1 +0,2 +0,5

Дгу 0,49 0,864 0,69 0,905 0,82 0,930 0,925 -6,6 -2,2 +0,5

Ду 0,16 0,682 0,32 0,795 0,800 -14,7 -0,05

Ольховское

Дш 0,22 0,791 0,62 0,919 0,874 -9,4 +5,1

Дгу 0,34 0,848 1,0 1,0 0,975 -13,щ +2,6

Зайкииское

Дш-. 0,20 0,719 0,7 0,942 0,830 -13,4 +13,5

Дш-2 0,44 0,848 0,69 0,905 0,695 0,910 0,934 -9,2 -3,2 -2,6

Д\М 0,25 0,753 0,71 0,909 0,73 0,912 0,880 -14,4 +3,3 +3,6

Ду-2 0,42 0,81 0,57 0,884 0,75 0,916 0,922 -8,8 -4,3 -0,7

Среднее отклонение: -8,1 +1,74 +0,12

Кх1) = КСр,р./1+(У2/П),

где:

КСрар - среднеарифметическая проницаемость;

V - коэффициент вариации проницаемости;

г|- параметр, зависящий от размерности случайного поля (принят равным 3).

При таком определении проницаемости установлено достаточно близкое совпадение расчетных и фактических дебктов скважин. Для моделирования слоистой неоднородности продуктивных пластов использовались гистограммы распределения проницаемости, изученной по образцам керна. В соответствии с принятой институтом "Гипровостокнефть" методикой моделирования слоистой неоднородности каждый объект представлен 10-ю равными по объему фиктивными слоями. Средняя проницаемость каждого фиктивного слоя определена по построенной функции распределения проницаемости (Г^). Характеристики пластов Дш, Дп/-2 и Дгу-ь Ду-2 и Ду-ь полученные в результате анализа геолого-промыслового материала, свидетельствуют о том, что они могут рассматриваться как три самостоятельных объекта разработки.

Выявленные в пределах северного обрамления Прикаспийской НГП месторождения углеводородного сырья содержат значительные запасы нефти и конденсата, которые по углеводородному составу и физико-химическим свойствам имеют несущественные различия. Это нередко приводит к случаям, когда нефтяные залежи оцениваются как газоконденсатные. Сложившиеся обстоятельства предопределит! необходимость обобщения накопленного опыта и специальных лабораторных исследований для выработки методов диагностики фазового состояния пластовых флюидальных систем.

В ТРЕТЬЕЙ ГЛАВЕ изложены результаты лабораторных исследований основных параметров флюидальных систем.

Исследование термодинамического состояния пластовой углеводородной смеси начинается с отбора глубинной пробы по известной методике в условиях, когда забойное давление выше давления насыщения нефти газом. В процессе отбора пластовой пробы депрессия должна быть минимальной.

Если исходить из современной теории растворения газа в нефти, то он содержится в нефти не на молекулярном уровне, а в виде микрозародышей. Эти микрозародыши могут двигаться как вместе с нефтью, так и внутри нее.

При движении насыщенных газом жидкостей через пористую среду микрозародыши могут в отдельных уплотненных зонах накапливаться, а затем выбрасываться, что приводит к колебаниям газового фактора. Такие колебания отмечались в лабораторных условиях при фильтрации газированных углеводородных жидкостей при давлениях выше их давление насыщения газом. В частности они были отмечены на месторождении Тенгиз в процессе исследования скважин, когда забойное и пластовое давления значительно превышали давление насыщения нефти газом. В связи с этим для получения средних зна-чешш состава пластовой нефти отбор проб должен проводиться не .менее трех с каждой разведочной скважины. Для определения давления насыщения легких нефтей предпочтительно использование ультразвукового метода. 'Писже могут использоваться методы математической обработки экспериментальных данных путем стохастической аппроксимации или статистического дифференцирования. Газосодержание для нефтей с газовым фактором 700 - 1000 м3/м5 в лабораторных условиях возможно определять дифференцированным разгазированием.

Состав пластовой смеси изучался по глубинным пробам на стадии разведки. Если составы рассматривать в порядке убывашм содержания метана в смеси последовательно в пластах Ду,Ду,Дш, то концентрации всех компонентов, начиная с пропана, увеличиваются. Увеличивается также молекулярная масса и плотность дегазировашюй жидкости. При этом, начиная с отношения компонентов С3/С4 и ниже они для всех объектов примерно одинаковые. Для С3/С4 среднее значение равно 1,96, СД^Цб, С5/Сб=1,3. Отличаются только соотношения С1/С1, С2/С3, характеризующие меру диффузионного рассеивания, а также С^/С;, характеризующее некоторое утяжеление фракционного состава. Близость нефтей пластов Дд и Ду по фракционному составу свидетельствует об едином вещественном составе, т.е. по-видимому, образование этих залежей происходило из одного источника. На дальнейшее формирование пластовой смеси значительное влияние оказали процессы миграции при нали-Ч1ш глубинных разломов и диффузионно-проницаемых покрышек.

По мере формирования и сохранения залежей частичная потеря метана и этана за счет диффузионного рассеяния могла привести к тому, что в пластах Дш и Ду газовая система перешла в состояние легкой нефти с высоким содержанием газовых компонентов. В тоже время, вполне вероятно, что поступление по глубинным разломам мегана в образовавшиеся залежи легкой нефти могло способствовать их конечному фазовому состоянию. На основании данных по исходному составу были просчитаны изотермы контактной конденсации этих пластовых систем.

Результаты расчетов показывают, что снижение давления ниже давления насыщения для нефти пласта Оу приводит к резкому сниженшо доли яашкой фазы в смеси. Сшскекие давления на 1-1,45 МПа ниже давления насыщения может привести к прорыву газа и загазованности добывающей скважины. Снижение давления ниже 32,5 МПа приводит к тому, что количество нефти уменьшается в 2 раза В области исходных пластовых давлений значения плотностей газовой и жидкой углеводородных фаз близки друг к другу. В пластовых условиях фазы должны быть взаиморастворимьвш, что подтвердилось экспериментом в диапазонах 52-34 МПа.

В связи с высоким газовым фактором (800 м3/м"!) выделение газа из нефти должно проходить при условиях, обеспечивающих получение максимально возможного количества жидкой фазы. Кроме того, необходимы достаточно низкие температуры сепаращш (20-3 8°С), которые обеспечиваются путем дросселирования газа. Это обеспечит лучшее отделение газа от жидкости и необходимую кондицию упругих паров.

Исследования показали, что объемный коэффициент нефти "в", или ее усадка, при ступенчатой сепаращш равен 3,48, т.е практически 3/4 объема пластовой нефти приходится на газовые и 1/4 на жидкие компоненты. Оценка фазового состояния определяет два принципиально важных положения. Первое - залежи легких нефтей должны рассматриваться в качестве объектов не только добычи нефти, но и газа, и, следовательно, вопрос его утилизации должен быть решен на стадии проектирования. Второе - в результате колебаний пластовых давлений происходит разгазирование пластовой нефти, что

приводит к загазованности скважин и в итоге к уменьшению добычи нефти. Этот фактор у легких нефтей на много значительнее, чем при обычных неф-тях. Поэтому закачка агентов при разработке залежей легких нефтей и поддержание давления в пласте выше давления насыщения является обязательным условием обеспечения высокой нефтеотдачи пласта.

Одной из отличительных черт легких нефтей от обычных является высокая их газонасыщенность. По данным Ч.Кронквиста интервал, занимаемый легкими (летучими) нефтями, находится в пределах газонасыщенности - 270290 м'/м3. Однако только по газонасыщенности однозначно решить вопрос о принадлежности системы углеводородов в пластовых условиях к легким неф-тям не представляется возможным. Для этого необходимо изучить взаимосвязь между фракционным составом, давлением, температурой и РУТ - соотношениями углеводородной системы. Хорошим признаком, отличающим тяжелые нефти от легких, служит характер связи между давлением и коэффициентом усадки нефти.

Пласт Ду Зайкинского месторождения разрабатывается с применением заводнения. Вязкость пластовой нефти близка к вязкости пластового газа и составляет 0,07 мПа-с. Это требует особых подходов к оценке способов вытеснения маловязких нефтей водой. Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях составляет 0,244, что значительно ниже единицы. Считается, что при разработке однородного нефтяного пласта методом заводнения соотношение вязкостей нефти и воды, близкое к единице, может обеспечить высокие коэффициенты вытеснения (порядка 0,9). Однако пласт Ду является неоднородным по проницаемости, и закачка в него воды может приводить к ее прорывам по высокопроницаемым зонам, что обусловит невысокий коэффициент охвата вытеснением. В литературе практически отсутствуют данные по вытеснению таких маловязких нефтей водой из неоднородного коллектора. Поэтому, была поставлена задача экспериментально изучить этот процесс. В связи с невозможность использовать в качестве объекта исследования природную систему, автор пошел по пути моделирования объекта исследования

при условии сохранения соотношения вязкостен модели нефти и воды близкое к реальному значению. В качестве углеводородной системы был выбран Н-пентан-жидкость с вязкость 0,231 мПа-с, т.е соотношение вязкостей Н-пентана и воды составило 0,231 и оказалось близким к реальному значению соотношения нефти и воды в пластовых условиях.

Экспериментальные исследования по вытеснению модели нефти водой проводились на специальной установке, состоящей из неоднородного пласта, узла для его промывки, заполнения рабочей жидкостью и подачи в пласт вытесняющих агентов, а также аналитической части. Для определения порового объема и проницаемости элементов пласта использовали азот или Н-пентан. Вытеснение Н-пентана, моделирующего маловязкую нефть Зайкинского месторождения, осуществлялось водой из модели неоднородного двухслойного пласта с проницаемостью 0,54 мкм* и 0,087 мкм2 при давлении 1,5 МПа и температуре 23°С. В результате эксперимента установлено, что безводный коэффициент нефтевытеснешы составил 0,682. При прокачке одного порового объема воды коэффициент нефтевытеснения составил 0,76. Эксперимент был закончен при прокачке 2"* поровых объемов воды. При этом из модели пласта было вытеснено 80,6 % Н-пентана В процессе вытеснения перепад давления в пласте возрастал от 0,001 до 0,011 МПа В начальный период эксперимента при матых значениях перепада давления вытеснение осуществлялось, в основном, из высокопроницаемого элемента пласта, продукция при прокачке 1 объема обводнилась до 95%. Можно предположить, что высокопроницаемын элемент пласта был полностью обводнен, а в низкопроницаемый элемент пласта вода постулата при перепаде давления 0,07 МПа Так как при обводненности 95% скважины, как правило, останавливают, можно считать, что коэффициент нефтевытеснения для для маловязкой нефти в неоднородном пласте составит 0,76, достаточная нефтенасыщенность пласта-0,24.

Для опробации экспериментальных данных была составлена геолого-математическая модель пласта, в которую вводили исходные параметры, используемые в экспериментальной модели двухслойного пласта, в том числе

том числе значения проницаемости и нефтенасыщенности. Отличие было в увеличении давления от 1,5 до 16 МПа. Интервалы перфорации находящихся в 100 м друг от друга скважин вскрывали оба пласта, разделенных слоем глины. Расчеты проводились с помощью программы SUTRA и с учетом полученных кривых ОФП, построена кривая изменения коэффициента нефтевытеснения и кривая обводненности продукции добывающей скважины. По расчету конечный коэффициент нефтеотдачи (Ккв) равен 0,75 при обводненности продукции скважин 0,95, а его экспериментальное значение равно 0,8 при V3aic/Vnop= 1,7.

Расчеты показали сопоставимость результатов с экспериментальными данными. Модельные эксперименты по вытеснению маловязких нефтей водой из неоднородного пласта показали, что в начале вытеснения нефти происходит по высокопроницаемым пластам, а из низкопроницаемых пластов нефть начинает вытесняться после прорыва воды и увеличения перепада давления. Следует отметить принципиальное отличие процесса вытеснения легких нефтей от обычных. При вытеснении обычных нефтей прорвавшаяся по высокопроницаемым пропласткам вода при постоянной приемистости скважин снижает давление нагнетания, а, следовательно, затрудняет вытеснение нефти из низкопроницаемых пластов. При вытеснении легких нефтей продвижение воды с вязкостью выше, чем нефть по высокопроницаемым пропласткам к забоям скважин создает благоприятные условия для вытеснения нефти из низкопроницаемых пропласпсов за счет снижения гидропроводности в обводненных прослоях. Следовательно, вытеснение легкой нефти водой позволяет обеспечить более высокий коэффициент вытеснения нефти по сравнению с обычными нефтями.

В ЧЕТВЕРТОЙ ГЛАВЕ предлагается методика обоснования параметров режима разработки залежей легких нефтей.

Открываемые в Прикаспийской НГП месторождения в основном содержат залежи легких маловязких нефтей, которые по своему компонентному составу и физико-химическим свойствам занимают промежуточное место между газоконденсатом и тяжелой нефтью. В зависимости

от количества растворенного газа "летучие" нефти по своим свойствам смешаются либо в сторону газоконденсатных, либо нефтяных систем. В первом случае при выборе режима разработки более приемлемыми являются режимы разработки газоконденсатных залежей, во втором случае -нефтяных залежей. Для нефтяных залежей хорошо зарекомендовало себя заводнение, а для газоконденсатных систем наибольший эффект получают от реализации сайклинг-процесса. Наиболее близким сайклинг-процессу по технологии воздействия и механизму вытеснения является газовая технология разработки нефтяных залежей при смешивающемся режиме вытеснения. Исходя из изложенного и учитывая выявленные геологические особенности месторождений Прикаспийской НГП, при проектировании их разработки представляет интерес разработка продуктивных пластов на естественном режиме, разработка с применением методов поддержания пластового давления путем закачки воды или газа и комбинированный режим, предусматривающий в начальном периоде разработку на естественном режиме, а в последующем - переход на режим с поддержанием пластового давления. Проведенные исследования по программе расчета технологических показателей разработки залежей (ВНИИ-2) показывают, что для продуктивных пластов, насыщенных легкой маловязкой нефтью могут быть получены за счет естественного режима достаточно высокие значения конечной нефтеотдачи - 0,30-0,35.

Анализ, проведенный по 19 месторождениям Оренбургской области (36 объектов), позволяет оценить в первом приближении зависимость нефтеотдачи при разработке залежей на режиме истощения пластовой энергии до давления насыщения нефти газом от упругого запаса пластовых систем (А). Под упругим запасом пластовой системы понимается комплексный параметр А, включающий в себя упругоемкость породы, жидкости, заключенной в породе, и степени пережатия нефти, т.е. разницу между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом.

Математически комплексный параметр А описывается уравнением:

А={т[Рк-5н+Рв(1-5н)]+ рп}-ДР, • (5)

где:

т - коэффициент пористости породы, доли ед;

Рн, Ре, Рп - коэффициенты сжимаемости, соответственно, нефти, воды и породы, МПа-';

Бн- коэффициент нефтенасышенности, доли ед;

АР=Рпл-Рнас, где Рщ,.- начальное пластовое давление, МПа; Р„ас-- давление насыщения нефти газом, МПа.

Статистическая связь между комплексным параметром А и нефтеотдачей при разработке залежей на режиме истощения в пределах изменения давления от Рпл до РНас описывается уравнением: г) = 6,7439 А + 0,0076142 с коэффициентом корреляции 0,845.

Важным параметром для надежного прогноза упругого потенциала при высокой насыщенности нефти газом является коэффициент сжимаемости нефти , который для легких нефтей в зависимости от давления изменяется в достаточно широких пределах.

В работе показана динамика коэффициента сжимаемости нефти по экспериментальным и расчетным данным. Из приведенных данных следует, что расчетные зависимости и экспериментальные имеют хорошую сходимость. Это позволяет использовать для определения коэффициента сжимаемости зависимость Рн = (ХР) (по данным В.И. Колганова).

Коэффициент изотермической сжимаемости для легких нефтей значительно меняется с изменением пластового давления от минимального при начальном пластовом давлении Ро до максимального при давлении насыщения нефти Г&ЗОМ Рн. Использование обычно рекомендуемых усредненных показателей сжимаемости для таких нефтей может привести к ошибкам в оценке запасов нефти методом материального баланса и искажению динамики истощения упругого запаса нефти при снижении пластового давления в диапазоне давления Ро-Рн.

Статистическая обработка экспериментальных данных, полученных при исследовании глубинных проб нефти из 5 скважин позволила получить следующие эмпирические зависимости:

Р„' = 1,384/Р-1,476;

Р„0 = 2,908 (Р„ ~ 0.476 . р -0.476)/ (р0 ^ р);

(6) (7)

р„, = 2,908 (Р0 -о.-176 - Р-о-476)/ /|_ 2,908(Ро -"•47« - Р -°-т)1-(?о-Р), (8)

где:

(В/ - диференциалъный коэффициент сжимаемости нефти;

Рко и (Зга - две модификации интегрального коэффициента сжимаемости.

Одним из наиболее информативных признаков, определяющих упругий запас пластовой системы, являются газонасыщенность нефти и величина ДР. Именно они определяют в наибольшей степени упругоем-кость системы. Зависимость удельной нефтеотдачи (т|/ДР) для упругзамк-нутого режима от величины газового фактора (Г) изучена по данным 36 залежей нефти месторождений Оренбургской области и описывается уравнением:

Уравнение охватывает диапазон изменения газового фактора Г от 12,6 до 761 м3/м3 и ДР - от 7,2 до 22,1 МПа. Теснота связи между параметрами г| и Г характеризуется коэффициентом корреляции, равным 0,948.

Уравнение может быть использовано для экспрессной оценки потенциальных возможностей режима истощения. Анализ разработки пласта О у Зайкинского месторождения показал, что на начальной стадии фактическая производительность естественного режима выше расчетной. До начала заводнения из пласта Оу отобрано 12,3% балансовых запасов нефти при снижении пластового давления на 11,8 МПа. Динамика пластового давления по пласту Д\м полностью отражает характерные черты упругозамкнутого режима.

Общей закономерностью для рассматриваемых залежей легких нефтей является практически неизменная в начале разработки удельная добыча на единицу снижения пластового давления, и затем при достиже-

П/ДР = (6,2651 1пГ- 3,099)-104.

(9)

нии выработки запасов 3,5-4% начинается ее рост, связанный, видимо, с подключением в работу периферийных зон.

Несмотря на сравнительно небольшой срок разработки продуктивных пластов, насыщенных легкой маловязкой нефтью, полученные данные подтверждают высокие потенциальные возможности естественного режима разработки и позволяют провести предварительную адаптацию методик расчета КИН для упруго-замкнутого режима к реальным показателям разработки залежей легких маловязких нефтей.

В работе выполнена оценка эффективности методов поддержания пластового давления с учетом значительных запасов упругих сил.

Методика использования запасов упругих сил пластовой системы заключается в том, что в начальный период залежи эксплуатируется на режиме истощения. При снижении пластового давления до уровня близкого к давлению насыщения переходят на разработку с применением методов поддержания пластового давления. Такой методический прием позволяет вовлечь в начальный период разработки весь эффективный объем залежи, что совершенно исключается при заводнении пластов с начала эксплуатации. Применение в качестве вытесняющего агента воды, вязкость которой значительно выше вязкости нефти, создает хорошие условия для обеспечения высокой нефтеотдачи. Однако детальные расчеты процесса вытеснения показали, что закачиваемая вода, замещая в паровом пространстве менее вязкую нефть, неизбежно приводят к понижению гидропроводности пласта К-Ь/ц. Для пласта Оу Зайкинского месторождения гидропроводность снизится примерно в 10 раз (вязкость нефти равна 0,07 мПа-с, воды - 0,5 мПа-с).

В связи с понижением гидропроводности и ростом фильтрационных сопротивлений при заводнении были выполнены специальные гидродинамические расчеты.

Для полосы нефтяной залежи коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления в зоне движения водонефтяной смеси определяется по формуле:

Ь = ц„/ц. (1,7 + 8гф + 252 2ф), (Ю)

где:

цн.Цв - вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПа-с, Zф - насыщенность нефтью на фронте вытеснения, доли ед.

Результаты расчетов показали: при изменении вязкости нефти от 0,1 до 1 мПа.с и постоянной вязкости воды коэффициент Ь изменяется от 10,9 до 1,6, а дебиты жидкости по скважинам пласта Оу при достижении предельной обводненности согласно расчетам уменьшаются по сравнению с первоначальным в 5,2 раза.

Одним из очевидных отрицательных моментов заводнения является неизбежность организации механизированного способа эксплуатации добывающих скважин. Расчетами установлено, что прекращение фонтанирования скважин наступает при достижении обводненности добываемой продукции 20-30%. Проблема механизированной добычи при больших глубинах залегания продуктивных пластов (4500 - 5000 м) и высокой газонасыщенности нефти (500 - 900 м3/м2) пока не получила удовлетворительного решения.

В работе как альтернативный вариант заводнению рассмотрена газовая технология. В связи с меньшей вязкостью газа по сравнению с нефтью, по мере продвижения закачиваемого в пласт газа происходит рост гидропроводности, что позволяет снизить давление нагнетания. При газовой технологии обеспечивается на протяжении всего периода разработки месторождения фонтанная эксплуатация скважин и однотрубная схема обустройства, снимается ряд экологических проблем. Негативные стороны газовой технологии: высокая по отношению к нефти подвижность газа создает предпосылки для прорыва последнего по высокопроницаемым пропласткам, что приводит к значительным потерям нефти.

В условиях высокой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и значительной расчленности нефтеотдача при газовой технологии может быть ниже по сравнению с заводнением.

На основании выполненных гидродинамических расчетов для значений параметра неоднородности проницаемости Ук (коэффициент вариации) равного 2 и соотношения вязкости нефти и воды > 0,1 нефтеотдача при газовой технологии во всех случаях ниже по сравнению с режимом заводнения. Наиболее благоприятные условия применения газовой технологии является низкая вязкость нефти (ниже 0,15 мПас) и значение параметра Ук меньше 1,5. При вязкости нефти ниже 0,15 Мпа>с и высокой неоднородности продуктивных пластов газовая технология обеспечивает выработку запасов сопоставимую с режимом заводнения Выполненными расчетами установлено, что если относительный прирост нефтеотдачи составляет менее 5-7%, то экономическая эффективность газовой технологии уступает методу заводнения.

При проектировании разработки на ранней стадии промышленного освоения залежей нефти вопрос выделения эксплуатационных объектов имеет исключительно важное значение.

Выполненный анализ разработки нефтяных месторождений свидетельствует, что произведенное выделение эксплуатационных объектов на стадии подсчета и утверждения запасов в процессе промышленной разработки месторождений претерпевает существенное изменение. В период планомерной разработки многие второстепенные объекты разбуриваются самостоятельной сеткой скважин и фактически разрабатываются как независимые объекты. Обычно разбуривание второстепенных объектов осуществляется в период, когда по основным объектам начинается снижение добычи нефти, затраты, связанные с созданием нефтепромыслового хозяйства, завершаются. Такое поэтапное освоение залежей нефти позволяет за счет отнесения наибольшего объема капитальных затрат на высокопродуктивные объекты сделать вполне рентабельной разработку второстепенных объектов с трудноизвлекаемыми запасами. Исходя из изложенного, предлагается следующий подход к оценке эксплуатационных объектов. Для многопластовых месторождений при составлении проектной документации необходимо каждый из выделенных пластов рассматривать как самостоятельный объект разработки.

Эти исследования следует относить к поисковому этапу в общем объеме работ по выделению эксплуатационных объектов. На основе полученных результатов предварительной оценки можно будет выделить базисные объекты, разработка которых экономически целесообразна. По базисным объектам производится технико-экономическая оценка вариантов разработки. И к внедрению рекомендуются варианты, обеспечивающие максимальный экономический эффект и высокую выработку запасов. Полученный экономический эффект от разработки базисных объектов необходимо соразмерить с убытками от разработки экономически нерентабельных. На базе этого сравнения можно будет выделить дополнительные эксплуатационные объекты. Аналогичный подход рекомендуется использовать и для определения предельных эффективных толщин пластов.

Промышленная разработка газонефтяных залежей и выделение эксплуатационных объектов, когда основные запасы нефти сосредоточены в под-газовой части, являются одной из сложных задач современной теории и практики нефтедобычи. Совместная разработка газовой и нефтяной части не обеспечивает необходимую выработку запасов нефти.

Для достижения высокой конечной нефтеотдачи необходима организация независимой разработки. Для разделения газонефтяной залежи на два независимых эксплуатационных объекта рекомендуется использование природных фильтрационных экранов. Или могут быть плотные прослои, расчленяющие газонефтяную часть разреза. Например, для Оренбургского НГКМ первоочередными для промышленного освоения являются участки, где антиклинальные перегибы слоев формируют локальные, изолированные от газовой части, нефтенасыщенные объемы пород. В объеме артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки, таким образом, были выделены по существу две самостоятельные залежи - одна на востоке - ассельская, другая на западе - каменноугольная. Учитывая их достаточную изолированность, они могут разрабатываться независимо от газовой части с применением активных систем воздействия.

По этой технологии в настоящее время разрабатывается ассельская залежь. Опыт разработки свидетельствует, что плотные пропластки даже при толщине 3-5 м обеспечивают необходимую изоляцию локальных участков. Исследованиями установлено, что идея использования при решении технологических задач разработки подгазовых залежей нефти слоистости карбонатного коллектора, может быть применена в пределах контактных зон.

Выделение объектов, в которых контакт с газовой частью залежи имеет место на сравнительно ограниченной площади, а часть объема не имеет контакта ни с газом, ни с подстилающей водой, зависит от толщины нефтяной оторочки, угла залегания пород, количества слоев, слагающих оторочку, расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами.

Исследование влияния указанных факторов на величину коэффициента охвата нефтяной оторочки вытеснением приведено на схематической геологической модели, отвечающей по своим параметрам оторочке Оренбургского НГКМ в контактной зоне, с заданными параметрами: толщина нефтяной оторочки - 40 м, угол залегания слоев - 2°.

Анализ зависимости показал, что доля активного обмена (Рыгг) существенно зависит от расчленности разреза. Например, при сетке скважин 500x500 м доля активного объема изменяется от 0,263 при п=2 до 0,533 при п=20.

Выявлена обратная зависимость величины активного объема оторочки от расстояния между скважинами Ь. При Ькр происходит потеря связи между скважинами по слоям. Важно заметить, что Ькр возрастает с увеличением расчленности разреза.

В общем виде влияние всех рассмотренных выше факторов на величину Закт описывается уравнением

Р«т= [1 - h/n(a + h) - tg a/HL,

где:

Раит - доля активных запасов оторочки, доли ед.;

(И)

И - средняя толщина эффективного прослоя, м; а - средняя толщина плотного прослоя, м; п - расчлененность разреза в пределах нефтяной оторочки; а -угол залегания слоев, градусы; Н - толщина нефтяной оторочки, м;

Ь - расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, м.

Предложенные технические решения по промышленному освоению подгазовых нефтяных оторочек не претендуют на исчерпывающее решение проблемы разработки нефтяных оторочек, ибо по нашим расчетам рекомендуемые методики позволят включить в активную разработку пока не более 30-40% балансовых запасов залежей.

В связи с резким увеличением глубины залегания залежей легких нефтей при определении предельной толщины на первое место выходит экономический фактор. В качестве экономического критерия целесообразности бурения скважин принимается окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат.

Этому критерию отвечает зависимость:

Т—15

г>1 д,2н-(К,+-3,), (12)

I = I

где:

г - критерий целесообразности бурения скважин;

. добыча нефти по годам эксплуатации т.т.; Zн - оптовая цена на нефть руб./т;

К| - капвложение в бурение и обустройство скважин, тыс.руб.,

3, - текущие расходы на добычу нефти (без амортизации на реновацию),

тыс.руб.;

Т - срок извлечения основных запасов нефти, приходящихся на одну скважину, (15 лет). Если принять <3| = qh, где:

q - добыча нефти из одного метра эффективной толщины расчетного элемента пласта, т.т;

Ь - средняя эффективная толщина пласта в расчетном элементе,м; то формула примет вид:

Т= 15

I чьгн >к,+ з,. (13)

1= 1

Т=15 т=15

Принимаем 3[ = 3 пост. + 3 пер. Зпост=£С|хТ Зпер=Е яЬ ЕС,

1=1 1=1

где:

3 пост. - условно постоянные текущие затраты на обслуживание одной скважины;

С,- нормативы затрат на одну скважину (зарплата, ремонт наземного и подземного оборудования, общепроизводственные расходы), р/скв.; 3 пер. - условно-переменные текущие затраты, зависящие от объема добычи нефти;

Сг нормативы затрат на сбор, транспорт, подготовку нефти, закачку воды, газа, р/т.

Решая уравнение (13) относительно Ь, получим формулу для расчета минимальной толщины пласта:

Т=Г5

Ь>К, + 1С,15/Е (14)

1=1

Согласно приведенных расчетов минимальная толщина пласта О/ Зайкинского месторождения составляет от 9 до 12 м в зависимости от варианта разработки.

Такой подход вполне приемлем для менее глубоких залежей обычных нефтей, но для условий глубоких залежей легких нефтей существующий подход к оценке предельной толщины должен быть скорректирован.

Во-первых, необходимо учитывать при расчете предельной толщины товарную стоимость растворенного в нефти газа, который составляет 15-25% оптовой цены нефти. Во-вторых, в расчетах должна учитываться суммарная прибыль, полученная в результате эксплуатации скважин в пределах всей зоны разбуривання.

В качестве критерия целесообразности бурения и эксплуатации скважин предлагается использовать принцип обеспечения нормированной прибыли в зоне разбуривания.

Методически принцип может быть реализован следующим образом. По скорректированной формуле оценивается предельная толщина Ьь

Ь1=Ке+3,/(ян2н)+(Чг-2г), (15)

где:

qн, qг - добыча соответственно нефти и газа с 1 м эффективной толщины

за весь срок разработки;

Ъ\\. Ъ, - оптовые цены на нефть и газ.

В пределах толщины 11 рассчитываются технологические и экономические показатели за весь срок разработки и определяется удельная (на одну скважину) прибыль, превышающая нормированную (Д П):

ДП = П«,-П„ , (16)

где:

По - общая удельная прибыль от разработки залежи в пределах толщины Ьц

Пн - нормированная удельная прибыль.

Величина удельной прибыли, превышающей нормированную - П может быть направлена на расширение площади разбуривания. Предельная толщина при этом рассчитывается по формуле:

Из = (К|+з,) - дп / (цигн + цгЪ)

(17)

Одним из важных вопросов проектирования разработки залежей легких маловязких нефтей является выбор оптимальной плотности и системы размещения эксплуатационных скважин. Конкретный выбор системы размещения скважин обусловлен геолого-промысловыми характеристиками пласта и насыщающих его флюидов, а также размерами и конфигурацией залежи.

Наиболее широкое применение на месторождениях Урало-Поволжья нашли рядные и равномерные сетки скважин. По форме равномерные сетки подразделяются на квадратные, треугольные, на основе которых могут быть сформированы пяти-семи и девятиточечные системы площадного воздействия. Учитывая что на месторождениях Прикаспийской НГП будут применяться интенсивные системы воздействия, наиболее целесообразным является размещение скважин по равномерной квадратной сетке. Она позволяет легко трансформировать одну систему воздействием в другую путем перевода соответствующих добывающих скважин в нагнетательные, например, девятиточечную обращенную систему площадного воздействия в пятиточечную и наоборот.

Для выбора рационального соотношения между добывающими и нагнетательными скважинами может быть использована известная эмпирическая зависимость

П6/Пн = V КаЦн / КнЦа (18)

где:

пг - количество добывающих скважин; пн - количество нагнетательных скважин;

К, - относительная проницаемость для вытесняющего агента, доли ед.; Кн - относительная проницаемость для нефти, доли ед.; Дм - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с; . вязкость вытесняющего агента, мПа-с.

Выполненные по этой формуле расчеты для Зайкинской группы месторождений показали, что разработке продуктивных пластов с приме-

нением заводнения полнее отвечает пятиточечная обращенная система воздействия, а для газовой технологии - девятиточечная.

Месторождения Прикаспийской НГП отличаются рядом горногеологических условий, резко осложняющих процесс их разработки (большая глубина залегания, высокая стоимость эксплуатационных скважин, ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства пластов). Фактором, ухудшающим технико-экономические показатели разработки, являются пониженная плотность запасов нефти в единице объема породы, обусловленная высокой усадкой нефти. По сравнению с обычными залежами Урало-Поволжья плотность запасов нефти месторождений Прикаспийской НГП уменьшается в три и более раза. Применение обычных сеток в этих условиях становится экономически нецелесообразным и возникает необходимость их существенного разряжения.

При высокой неоднородности продуктивных пластов, характерной для месторождений легких нефтей, узеличение расстояний между скважинами приводит к снижению охвата вытеснением. Вопрос выбора оптимальной плотности сетки скважины в этих условиях приобретает особое значение.

Выполненные при обосновании коэффициентов извлечения нефти по месторождениям Оренбургской и Тюменской областей расчеты показали, что оптимальные значения плотности сеток скважин могут находиться в пределах 49-64 га/скв.

Чтобы выявить насколько существенно влияет плотность запасов нефти на величину расстояния между скважинами, в работе приведены расчеты показателей разработки условного продуктивного пласта, насыщенного легкой нефтью. В расчете заложены условия разработки объекта при газовой репрессии со смешивающимся режимом вытеснения. Система ППД - площадная с девятиточечным размещением скважин. Показатели определялись для трех значений плотности запасов нефти в единице объема: 0,026 т/м3, 0,036 т/м3, 0,053 т/м3, что соответствует объемным коэффициентам 1,5-2,0-3,0 и заданным расчетным параметрам.

Анализ полученных результатов показывает, что по мере снижения плотности запасов оптимальное значение плотности сетки скважин смещается в сторону редких сеток с одновременным снижением дисконтированного потока наличности от разработки. Анализ проведен для залежи с небольшой толщиной пласта, но полученные закономерности будут действительны и для высокоамплитудных залежей. Кроме отмеченных, на выбор сетки скважин оказывают влияние другие природные факторы: продуктивность скважин, зональная и слоистая неоднородность пластов, их прерывистость, физико-химические свойства нефти и др.

В качестве одного из возможных направлений решения задачи по оптимизации плотностей сетки скважины при многопластовом строении месторождений является повышение эффективности использования проектного фонда скважин. Задача эта и раньше решалась, например, путем бурения самостоятельной сетки скважин только на нижний объект. Верхние же объекты разрабатывались за счет возврата скважин с нижних объектов. Однако, как показала практика, это решение оказалось малоэффективным.

Для повышения экономической эффективности эксплуатации многопластовых месторождений предложен новый подход. Сущность его заключается в следующем. При наличии, например, в разрезе месторождения двух продуктивных пластов, имеющих самостоятельное значение, весь запроектированный фонд скважин на пласты бурят на нижний пласт и с помощью их осуществляют интенсивную добычу нефти только из нижнего пласта. Затем, по мере выработки запасов и снижения уровня добычи нефти, в разработку подключают верхний пласт путем одновременного перевода проектных скважин на этот пласт с нижнего пласта посредством его цементной изоляции. В последующем осуществляют независимую разработку пластов самостоятельными сетками скважин.

Новым в предлагаемом техническом решении является то, что нижний объект разрабатывается на первом этапе двойной сеткой скважин. На втором этапе верхний и нижний объекты разрабатываются самостоятельными сетками скважин.

На третьем этапе, по мере выработки запасов нижнего пласта скважины переводят на верхний объект и он начинает разрабатываться по уплотненной сетке. Все это способствует самоокупаемости скважин даже при размещении их в зонах малых эффективных толщин. Иначе говоря, такой подход увеличивает объем запасов, приходящихся на одну скважину.

В ПЯТОЙ ГЛАВЕ обобщен аналитический материал промышленного эксперимента по разработке залежей легких нефтей с учетом результатов лабораторных исследований. Результаты эксперимента свидетельствуют, что исследование воды для вытеснения легкой нефти решает проблему поддержания пластового давления.

По данным влагометрии, проведенной по отдельным простаивающим залежам получены результаты, свидетельствующие о полном замещении нефти закачиваемой водой.

В процессе эксперимента получен важный вывод о необходимости разработки продуктивных пластов Зайкинской группы с поддержанием пластового давления. Причем, оно должно осуществляться на уровне не ниже давления насыщения нефти газом.

В процессе заводнения продуктивных пластов не отмечался эффект снижения гидропроводности в результате замещения менее вязкой фазы на более вязкую, что противоречит расчетным данным. Вполне возможно, ожидаемый эффект оказался сглаженным в результате развитой тре-щиноватости коллектора. Автором изложены методы выравнивания фронта вытеснения путем закачки гелеобразующих составов, рассмотрена рецептура смесей, а также первые практические результаты промыслового эксперимента.

Предложен комбинированный способ выравнивания фронта вытеснения за счет закачки смесей в сочетании с взрывом обыкновенных взрывчатых веществ или интенсивного гидроразрыва паста.

В ШЕСТОЙ ГЛАВЕ рассматриваются вопросы рациональной технологии разработки высокоамплитудных карбонатных толщ.

В пределах Прикаспийской ШII и ее обрамлении открыты крупные нефтяные и нефтегазовые месторождения, приуроченные к высокоамплитудным поднятиям. Их разработка требует нетрадиционных подходов. В настоящей работе сделана попытка, на основе анализа материалов, выработать новые принципы разработки таких месторождений. Суть их заключается в том, что на основе выявленных особенностей геологического строения и наличия в разрезе прерывистых гидродинамических экранов, предлагается выделение и формирование самостоятельных эксплуатационных объектов в общем объеме залежи.

Проведенный анализ материалов о геологическом строении карбонатных толщ и геолого-физических характеристик пород-коллекторов дают основание отнести высокоамплитудные месторождения к числу месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Одной из главных проблем разработки таких месторождений является выбор оптимальной системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, обеспечивающей максимальный охват разработкой всего нефтенасыщенного объема залежи.

Известно, что при многопластовом строении месторождения эта задача решается путем выделения необходимого числа эксплуатационных объектов, которые в последующем разрабатываются независимо.

Для залежей нефти, связанных с гигантскими карбонатными толщами, приведенная схема формирования системы разработки связана с серьезными проблемами, которые возникают в процессе разчленения толщи на отдельные эксплуатационные объекты. По совокупности признаков залежи нефти, приуроченные к высокоамплитудным поднятиям, чаще всего относят к массивному типу. Попытки освоения таких месторождений одной сеткой эксплуатационных скважин, т.е. когда каждая скважина вскрызает всю толщу от кровли до подошвы, не дали положительных результатов. В связи с высокой неоднородностью разреза из всей вскрытой части дебит скважины определялся ра-

ботой лишь нескольких интервалов разреза, суммарная толшина которых составляла не более 10-30% от нефтенасыщенной толщины вскрытого разреза.

Опыт промышленного освоения Оренбургского НГКМ, Карачаганак-ского месторождений подтвердили слоистое строение массивных залежей. При разработке их было выделено несколько эксплуатационных объектов.

Приведенные в работе сведения по ряду гигантских месторождений нефти и газа свидетельствуют об определенных трудностях при выборе и обосновании рациональной технологии разработки.

В работе освещены новые подходы к расчленению продуктивных толщ и выделению эксплуатационных объектов.

Известно, что строение высокоамплитудных поднятий может быть связано с биогермными отложениями (рифами) и результатами активной тектонической деятельности земной коры. Для рифовых построек задача прослеживания гидродинамических экранов практически не имеет решений, поскольку плотные образования пород распределяются в общем объеме массива хаотично. Для массивно-пластовых залежей имеются все необходимые геологические предпосылки для прослеживания пропластков и расчленения толщи на отдельные пачки, горизонты и пласты. Для принятия правильного решения необходимо установить природу высокоамплитудного поднятия.

Опыт поисково-разведочных работ показал, что в пределах Прикаспийской НГП высокоамплитудные поднятия в основном связаны с осадочными породами. Для осадочных пород характерно слоистое строение. Для этого типа поднятия предлагается новый способ выделе1шя в продуктивной толще эксплуатационных объектов.

Эксплуатационным объектом может быть продуктивный пласт или система пропластков, имеющих близкие геолого-физические характеристики и надежное гидродинамическое разобщение с выше- и нижележащими продуктивными пластами. В качестве гидродинамического экрана могут быть глина или другие непроницаемые породы. Выделение эксплуатационных объектов является составной частью проектирования рациональной разработки нефтяных месторождений и должно производиться комплексно на основе изучения

геологических особенностей месторождения, гидродинамических расчетов и гидродинамического обоснования.

В сложнопостроенных месторождениях одной из важных задач в обшей проблеме выделения эксплуатационных объектов является прослеживание гидродинамических экранов. Решение этой задачи не всегда приводит к желаемому результату, даже если продуктивная толща имеет слоистое строение. Связано это с тем, что плотные пропластки, как потенциальные экраны, содержат нефтенасыщешпле пропластки небольшой толщины, линзы и полулинзы. По степени расчленешюсти они мало чем отличаются от продуктивных пластов. В то же время между ними имеется существенное различие.

Если в плотных пластах расчлененность обусловлена наличием в разрезе пористых включений, то в продуктивных пластах расчлененность связана с плотными включениями. Т.е. в продуктивных пластах вмещающей породой являются пористые литологические разности, а в пластах, которые могут рассматриваться как возможные гидродинамические экраны, вмещающей средой являются плотные породы. Для распознавания этих двух видов пластов можно использовать зависимость: К„=Г(КР).

Для пластов-коллекторов связь между коэффициентом эффективной толщины и расчленностью обратная, т.е. чем выше расчленность, тем ниже а для плотных пластов связь между Кэт и Кр - прямая. Однако этот критерий распознавания дает хорошие результаты при наличии большого фонда пробурешшх скважин.

В условиях, когда выделение эксплуатационных объектов осуществляется по данным пробуренных поисковых и разведочных скважин, работы по расчленению гигантских карбонатных толщ необходимо проводить в следующей последовательности.

На первом этапе в каждой скважине следует осуществить стратиграфическое расчленение продуктивной толшн. Выделенные горизонты или одно-возрастные пачки пород с помощью корреляцношюго анализа прослеживаются в пределах изученной площади месторождеши.

Таким образом, на первом этапе достигается расчленение толщи на достаточно крупные интервалы разреза.

На втором этапе в каждом из выделенных интервалов осуществляется расчленение разреза на плотные пропластки, которые могут служить гидродинамическими экранами, и пористые пласты-коллекторы. На этом этапе исследований для распознавания пластов можно использовать зависимость К,г =

Щ)-

Естественно, из-за редкой сетки пробуренных скважин границы распространения выделенных горизонтов, пачек, пластов и пропластков могут быть в значительной степени условными. Тем не менее, проведенные исследования позволяют дать хотя бы на уровне концепции представление о модели строения гигантских карбонатных толщ. Для уточнения геологического строения объектов необходимо использовать данные геофизических исследований, информацию о положении межфлюидальных разделов, фазовом со-стояшш углеводородов, эффективных толщинах, их пористости, нефтенасы-щенности, флюидальных разделах продуктивных толщ.

При изучении карбонатного разреза по многим месторождениям Урало-Поволжья и Прикаспийской НГП установлено, что плотные породы (возможные гидродинамические экраны) характеризуются высокими значениями НПС, кажущегося сопротивления (БК), низкими значениями Д1 и непроницаемыми на микрометодах (БМК, МЗ).

Установлено, что для получения детальной модели геологического строения месторождения оказалось вполне достаточно применение методов ТИС и БК, НПС + ПС, КВ, МЗ(БМК) и АК.

Наряду с промыслово-геофизическими методами прослеживания экранов необходимо использовать и гидродинамические методы. Для месторождений нефти, связанных с высокоамплитудными поднятиями характерна относительно небольшая площадь нефтеносности и гигантский этаж нефтеносности, составляющий 1000 и более метров. В связи с необыч-

ной геометрией распределена запасов нефти, для их извлечения необходимо применение нетрадиционных технологических решений.

Для залежей нефти, приуроченных к высокоамплитудным поднятиям, характерно слоистое строение продуктивной толщи. Однако плотные пропла-стки имеют не повсеместное распространение, характеризуются прерывистостью, что предопределяет гидродинамическую связанность залежи в пределах всей толщи. Несмотря на прерывистость плотных пропластков, часть из них имеет значительное распространение по площади и может рассматриваться, как локальные гидродинамические экраны, которые могут расчленять залежь «а локальные объемы, связанные между собой по простиранию.

За счет локальных природных экранов и барьерного заводнения, можно в общем объеме гигантских карбонатных толщ выделить отдельные эксплуатационные участки и осуществлять их независимую разработку. В зависимости от площади распространения плотных пропластков выделенные эксплуатационные участки могут содержать запасы нефти, сопоставимые с крупными месторождениями.

В работе показана реализация нового принципа выделения эксплуатационных участков в гигантских карбонатных толщах. Выделено шесть эксплуатационных участков, которые разобщены друг от друга непроницаемыми пропластками и барьерными нагнетательным скважинами. Преимущество предложенной технологии по сравнению с известными заключается в том, что обеспечивается независимая разработка каждого участка с учетом геолого-физических характеристик пород-коллекторов и насыщающих их флюидов. "Замкнутость" нефтенасыщенного объема позволяет осуществлять подсчет балансовых и извлекаемых запасов и установить в процессе разработки всесторонюш контроль и регулирование процесса добычи нефти.

По сравнению с известными методами площадного разрезания залежей нефти на отдельные блоки, впервые предлагается метод объемного расчленения нефтенасьпценной толщи.

Оценка невовлеченных запасов нефти в разработку может быть произведена по формуле:

AQi = [Q5m- (Qi+Qa-Kb+.-.Qn), (19)

где:

AQ, - балансовые запасы нефти, не вовлеченные в разработку; Q, Л - суммарные запасы залежи;

- балансовые запасы нефти эксплуатационных участков.

Наиболее вероятные потери будут связаны с зонами сочленения участков и внешними зонами барьерного заводнения.

Предложенная технология может рассматриваться как научная концепция рациональной разработки месторождений Прикаспийской НГП.

СЕДЬМАЯ ГЛАВА посвящена проблеме рацион&тьной технологии добычи легких маловязких нефтей из нефтяных оторочек.

В работе на основе исследования задачи нестационарного совместного притока к скважине газа и жидкости установлено, что при определенных соотношениях дебитов газа и жидкости ГНК у скважины деформируется или в сторону нефтенасыщенной части пласта или в сторону газонасыщенной части.

Результаты этих исследований служат теоретической основой предлагаемой технологии вскрытия и дренирования нефтяных оторочек, суть которой заключается во вскрытии и дренировании в эксплуатационных скважинах газовых, нефтяных и водоносных интервалов. Наибольший эффект эта технология может дать при поддержании пластового давления в газовой части залежи путем закачки воды или сухого газа (сайклинг-процесс). При поддержании пластового давлеши исключается возможность глобальных деформаций нефтяной оторочки, смешение ее в газонасыщенную часть залежи с последующим расформировашгем.

Для теоретического обоснования возможности и целесообразности добычи нефти из оторочек по предложенной технологии была рассмотрена задача совместного нестационарного притока газа и нефти к совершенной по степени вскрытия скважине. Для сведения задачи к квазиодномерной использованы результаты работы Coats K..N.

Задача решалась численно методом конечных разностей на ЭВМ. Были взяты данные по скв. № 50 I - П, расположенной на восточном участке Оренбургского НГКМ. Решение задачи сводилось к определению положения ГНК при перфорации только нефтенасьцценной части пласта

Полученные результаты расчетов показали, что в результате прорыва газа в скважину дебит нефти снижается, а дебит газа в первые 20 дней растет. Перераспределение дебитов нефти и газа продолжается около месяца, после чего наблюдается их монотонное снижение.

Результаты расчетов показывают, что в зависимости от величины отбора нефти и газа высота газового конуса меняется, но в любом случае вершина его ниже первоначального положения ГНК на продолжении всего прогнозного периода отбора нефти и газа.

Во второй задаче было принято, что перфорируется только газонасыщенная часть пласта

Полученные расчетные данные показывают, что при заданном дебите газа образуется нефтяной конус, который со снижением среднего пластового давления будет подниматься и за счет этого растет дебит скважины по нефти.

Из результатов решения вышеприведенных задач можно сделать следующие выводы:

- во-первых, за счет регулирования отбора нефти из пласта можно добиться уменьшения высоты газового конуса, но совсем избежать его образования нельзя.

- во- вторых, в случае эксплуатации газовых скважин при наличии нефтяной оторочки или подошвенной воды, последние при любых дебитах образуют конус.

- в третьих, результаты приведенных расчетов показали, что добиться сохранения геологически сложившегося гидростатического равновесия ГНК можно путем одновременного раздельного регулирования дебитов по нефти и газу.

В работе приведены расчеты фильтрации при условии неподвижности ГНК у забоя скважины, исходя из равенства депрессий на газоносный и нефтеносный интервалы с использованием формулы Дюгпои.

Результаты приведенных в работе газогидродинамических расчетов подтверждены промысловыми материалами, полученными на скважине № 507 Оренбургского НПСМ и скв. 220, 158, 225 Олейниковского месторождения Астраханской области. Полученные данные качественно свидетельствуют о реальности достаточно устойчивой совместной добычи нефти и газа.

В работе для реализации способа одновременно-раздельной добычи нефти и газа из одной скважины разработана соответствующая конструкция забойного оборудования, обеспечивающая:

- надежную изоляцию всего вскрытого разреза в скважине;

- разделение потоков в зоне газонефтяного контакта;

- регулирование дебитов скважины по газу и нефти;

- эффективную борьбу с отложениями парафина и гидратообразованием;

- надежную защиту эксплуатационной колонны и подземного оборудования от коррозии, связанной с наличием в природном газе сероводорода;

- проведение необходимых исследовательских работ на скважине;

- безопасность проведения комплекса работ по установке забойного оборудования, освоению и эксплуатации скважин, интенсификации притоков нефти и газа;

- охрану окружающей среды.

Конструкция забойного оборудования защищена двумя авторскими свидетельствами.

ВОСЬМАЯ ГЛАВА посвящена экономической стратегии освоения глу-бокозалегающих залежей легких нефтей.

Основными направлениями увеличения рентабельности разработки глубокоззлегающих залежей легких нефтей являются:

- повышение эффективности использования пробуренного фонда скважин;

- применение технологий, обеспечивающих наиболее полное извлечение компонентов из пласта;

- включение в проекты разработки месторождений объектов подготовки и транспорта газа, как существешюй (25% и более) части товарной продукции;

- увеличение конечной нефтеотдачи пласта за счет прогрессивных технологических и технических решений;

- комплексная переработка добываемого сырья и его полная реализация.

Рассматривая каждое направление, автор предложил использовать в

технико-экономических оценках предельные цены на продукцию (но не выше мировых цен), что позволит говорить о возможности повышения уровня рентабельности извлечения сырья из недр и применения более совершенных дорогостоящих технологий.

Для технико-экономической оценки предложенных технологических и технических решений автор предложил новые методические приемы.

Для повышения коэффициента нефтеизвлечения из глубокозалегающих залежей легких нефтей автором предложено учитывать, во-первых, стоимость растворенного в нефти газа, во-вторых, суммарную прибыль, полученную в результате эксплуатации скважин в пределах всей зоны разбуривания. Все, что получено сверх нормированной для нефтяной отрасли прибыли, обеспечивающей эффективное функционирование добывающего предприятия, должно быть направлено на более полное извлечение запасов нефти за счет большего охвата залежи сеткой скважин.

Предложена методика реализации данного подхода

С использованием существующих методик была сделана технико-экономическая оценка применения предложенной автором совмещенной сетки скважин при разработке пластов Бу на Зайкинском и Росташинском месторождениях, а также технологии ограничения водопритоков. Выполнены расчеты двух различных технологий разработки пласта Оу Зайкинского месторождения, обоснована целесообразность строительства газоперерабатывающего производства, обеспечивающего получение товарного газа и переработку до-

бывающих компонентов. Общий экономический эффект от полученных предложений составил 200 млн. деноминированных руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ II РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе обобщения результатов исследований геолого-физических характеристик продуктивных пластов месторождений легких нефтей Прикаспийской нефтегазоносной провинции сформулированы основные задачи совершенствования методов проектирования их разработки.

2. С учетом особенностей геолого-физических характеристик глубоко-залегающих нефтегазовых залежей, состава и свойств углеводородов, а также термобарических условий их нахождения предложены и обоснованы геологические модели эксплуатационных объектов легких нефтей, позволяющие оптимизировать подготовку исходной информации о залежах и уточнять методики проектирования разработки, в том числе:

-предложена модель послойно и зонально неоднородных пластов, что позволило оценить распределение запасов углеводородов Зайкинского и Рос-ташннского месторождений и определить величину коэффициента охвата пласта воздействием при разработке;

-изучена геологическая неоднородность пластов и ее влияние на выбор схемы размещения и плотность сетки скважины;

-разработана методика схематизации нефтяных оторочек, выделения объектов разработки и системы расстановки скважин, обеспечивающей достижение оптимальных условий разработки.

3. Исследованы физико-химические характеристики легких пластовых нефтей с высоким содержанием газообразных компонентов и установлены закономерности изменения в различных термобарических условиях.

При этом:

-изучен компонентный состав и свойства нефтей и газов объектов разработки в Пластовых условиях, его измерение при эксплуатации по пластам 0.т], Ор/, Су Зайкинского и Росташинского месторождений; выявлена близость

фракционного состава нефтей пластов Бщ и Оу при их сильном отличии от состава смеси пласта Ир/, что влияет на выделение объектов разработки;

-изучено фазовое состояние флюидов, которое показало, что в пластовых условиях они находятся в неустойчивом равновесии и трудно однозначно охарактеризовать тип залежи по состоянию углеводородов (нефтяной или га-зоконденсатной);

-показано, что высокое содержание в нефти газообразных углеводородов необходимо учитывать при выборе системы ППД и допустимую степень снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом;

-рекомендовано, при подсчете запасов углеводородов по залежам легких нефтей необходимо учитывать запасы газа как одну из составных частей добьшаемой продукции.

4. Выполнен комплекс экспериментальных исследований п; вытеснению маловязкой углеводородной жидкости водой из моделей послойно-неоднородных пористых сред с приближенным моделированием условий разработки Зайкинской группы месторождений. Установлено:

-при вытеснении углеводородной жидкости, вязкость которой меньше вязкости воды, по мере замещения нефти водой наблюдается увеличение перепада давления на концах модели пористой среды:

-в начальный период происходит вытеснение нефти, в основном из высокопроницаемого пропластка, при одновременном росте гидродинамических сопротивлений в этом пропластке;

-при вытеснении легких нефтей продвижение воды с вязкостью выше, чем нефть по высокопроницаемым пропласткам к забоям скважин создает благоприятные условия для вытеснения нефти из низкопроницаемых пропла-стков за счет снижения гидропроводности в обводненных прослоях;

-вышеприведенные закономерности показывают необходимость учета изменения гидродинамических сопротивлений в процессе вытеснения нефти водой при выборе системы ППД и схемы размещения скважин.

5. На основе использования результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой из модели неоднородных пластов уточнены ста-

тистическзя к динамическая модели расчета по прогнозированию показателей разработки нефтяных залежей. Расчеты выполнении для условий Зайкин-ского месторождения. Сопоставление расчетных показателей, выполненных для пластов Зайкинского месторождения, с фактическими данными показало удовлетворительную их сходимость.

Выполнен комплексный анализ промышленного эксперимента по разработке пласта Dv Зайкинского месторождения легкой нефти. На основе полученных результатов рекомендован ряд предложений по определению границ размещения оптимальной плотности и системы размещения скважин и совершенствованию системы поддержания пластового давления.

6. Предложена и обоснована технология увеличения нефтеотдачи послойно-неоднородных пластов с применением гелеобразуюшей композиции на основе отработанной щелочи и флокулянта. Первые результаты экспериментального применения технологии в промысловых условиях на Зайкинском месторождении показали достаточно высокую эффективность.

7. Предложена научная концепция по изучению и технологиям разработки высокоамплитудных карбонатных толщ, предусматривающая формирование эксплуатационных участков, исходя из особенностей геологического строения, наличия естественных и создания искусственных экранов с учетом технологической целесообразности.

8. Предложены новые технологические и технические решения эксплуатации скважин на нефтяных оторочках путем применения забойного оборудования, обеспе'пшающего разделение и регулирование нефтяных и газовых потоков, а также проведение всех необходимых операций в скважине без подъема забойного оборудования. A.c. № 1052649. A.c. № 1198257.

9. Внедрение рекомендаций, разработанных в диссертации по применению совмещенных сеток скважин технологии увеличения нефтеотдачи пластов и новых технических средств по добыче нефти из нефтяных оторочек в ОАО "Оренбургнефть" позволило получить экономический эффект в сумме 200 млн. деноминированных рублей.

Основное содержание диссертационной работы отражено в следующих работах, опубликованных автором лично или в соавторстве:

1. Геологическое строение и нефтегазоностность Оренбургской области под ред. АС.Пантелеева, Н.Ф.Козлова, Оренбург, 1997, с. 157-205.

2. Козлов Н.Ф. Разработка глубокозалегающих залежей легких нефтей Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Оренбург, 1998, с. 183.

3. Козлов Н.Ф. Забойное оборудование для скважин газоконденсатного месторождения. Инф. Листок, Оренбург. №196-82, 1982, ЦНТИ, с.4.

4.Козлов Н.Ф., Макаров Г.В. Особенности геологического строения нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного месторождения.

" Геология нефти и газа, М., №2, 1984, с.З.

5. Козлов Н.Ф. Опыт эксплуатации скважин при одновременной раздельной добыче нефти и газа. Инф. Листок, Астрахань, №112-84, 1984, ЦНТИ, с. 3.

6. Козлов Н.Ф., Персиянцев М.Н., Алеев Ф.И. Особенности разработки залежи пласта Dv Зайкинского месторождения. Нефтяное хозяйство, 1998, №1, с.37-40.

7. Козлов Н.Ф., Пантелеев A.C., Рациональная технология разработки глубокозалегающих многопластовых залежей нефти. - Ежегодный международный конгресс "Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи", г.Казань, 16-20 июня 1998 г.

8. Козлов Н.Ф. Термодинамическая характеристика флюидальных систем глубокозалегающих месторождений. Газовая промышленность. №3, 1998, с.З 1-34.

9. Козлов Н.Ф., Пантелеев A.C., Малиновский И.Н. Прогнозная оценка уровней добычи нефти в АО "ОНАКО" на период до 2000 года. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области. Труды ОАО "ОренбургНИПИнефть", вып.1., Оренбург, 1998, с. 11-13.

10. Козлов Н.Ф., Ленченкова Л.Е., Персиянцев М.Н. Экспериментальные результаты технологии ограничения водопротоков на основе применения гелевых систем для условий Зайкинского месторождения.

Второй международный симпозиум "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения". С-Петербург, 1997,с. 150.

11. Храмов P.A., Пантелеев A.C., Козлов Н.Ф., Постоенко П.И. Проблемы разработки месторождений легких маловязких нефтей Оренбургской области. Всероссийская научная конференция "Фундаментальные проблемы нефти и газа". Т.4, М., 1996, с.297-307.

12. Козлов Н.Ф. Совершенствование разработки глубокозалегающих залежей легких нефтей Оренбургской области. Второй международный симпозиум "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения". С-Петербург, 1997, с. 135.

13. Козлов Н.Ф., Персиянцев М.Н. Перспективы применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. Второй международный симпозиум "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения". С-Петербург, 1997, с. 150.

14. Козлов Н.Ф., Персиянцев М.Н. Проблемы разработки глубокозалегающих залежей легких нефтей в ОАО "Оренбургнефть". Первый международный симпозиум "Наука и технология углеводородных систем". М„ 1997, с. 134.

15. Козлов Н.Ф., Пантелеев A.C. Рациональная технология разработки высокоампяитудных карбонатных толщ. Труды ОАО "Оренбургнефть", вып. 1, Оренбург, 1998, с. 103-108.

16. Козлов Н.Ф., Пантелеев A.C. Геологические и технологические условия повышения эффективности промышленного освоения подгазовых залежей нефти. Труды ОАО "Оренбургнефть", вып. 1, Оренбург, 1998, с. 109111.

17. Новое в технологии добычи нефти из оторочек природного газа. /Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Перепеличенко В.Ф., Козлов Н.Ф. и др.\ Обзорная инф. ВНИИЭгазпром, сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений" М., 1982, вьш.2, с. 1-68.

18. A.C. №1198257. Клапанный узел скважинного насоса. Козлов Н.Ф. БИ №46, 1985.

19. A.C. №1052649. Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Закиров С.Н., Козлов Н.Ф., Швец В.А. и др., БИ №41, 1983.

20. Козлов Н.Ф. Экспериментальные исследования по подбору эффективных изолирующих составов на основе побочных продуктов нефтехимических производств для условий Зайкинского месторождения. Труды ОАО "ОренбургНИПИнефть", вып.1, 1998, с. 172-180.

21. Особенности разработки залежей нефти пласта Bi Турнейского яруса Байтуганского месторождения /Малиновский И.Н., Кузнецов А.И., Литуновский А.Е./ Труды ОАО "Оренбургнефть", вып. 1, 1998 г., с. 120-124

22. Козлов И.Ф. Анализ показателей разработки Зайкинского нефтегазоконденсатного месторождения . Нефтяное хозяйство, 1998, №9, с.

23. Козлов Н.Ф. Определение фильтрационных характеристик при вытеснении маловязких нефтей водой. Нефтяное хозяйство, 1998, '9, п. 29-31

24. Козлов Н.Ф. Анализ предварительных результатов разработки пласта Оу Зайкинского месторождения. Нефтяное хозяйство, 1998, №9, с. 25-

21-24

28

Соискатель

7 Козлов Н.Ф.

S.fc 9 S, -