автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение степени выработанности нефтяных залежей Ферганы, находящихся на поздних стадиях разработки

НАЦИОНАЛЬНАЯ КОРПОРАЦИЯ "УЗБЕКНЕФТЕГАЗ" Н> НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ

«аз -О

"НЕФТЕГАЗНАУКА"

На правах рукописи

МАХМУДОВ Назирила Насимханович

УДК 622.276 (575.1)

ПОВЫШЕНИЕ СТЕПЕНИ ВЫРАБОТАННОСТИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ФЕРГАНЫ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ

Специальность: 05.15.06. - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ,ченой степени кандидата технических наук

Ташкент - 1997 '

Работа выполнена на кафедре "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых .' месторождений" Ташкентского Государственного Технического Университета ( ТГТУ )

Научный руководитель: доктор технических наук

Э.К.Ирматов

Официальные оппоненты: доктор физико-математических на

профессор Ж.А.Акилов

кандидат технических наук, доцент А.Г.Посевич

Ведущее предприятие: Нефтепромысловое управление " Кар;

* нефть " ( НПУ " Каршинефть " ).

Защита диссертации состоится " 199"

в / ^ часов на заседании специализированного Совет, К. 126.01.01 при научно-производственном объединении "Нефтегазнаука" по адресу: 700029, г. Ташкент, уд.Шевчен« С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Узбекского научно-исследовательского и проектного института нефти и :

Автореферат разослан "У?" 1997 г. .

Отзывы на автореферат можно направлять по телефаксу 8-(3712)-5б-6б-48 иди телетайпу 116486 "НУР"

Ученый секретарь специализированного Совета, : кандидат технических наук

Р. Д. Пула;

а

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ. Республика Узбекистан добилась топ-шной'независимости, значительно увеличив добычу жидких угле->дородов. Основными составляющими продолжительности этогр ус-;ха являются ввод в разработку новых месторождений и возможно аее полное извлечение запасов нефти из эксплуатируй.. ;я объ-:тое. Осноензя часть месторождений Ферганской впадины вступила позднюю стадию разработки, из них извлечено около 30 X на-¡льных балансовых 'запасов нефти. Увеличение коэффициента неф-отдачи указанных объектов Есего лишь на 17* равносильно открыло ноеого месторождения с извлекаемыми запасами порядка 20 н.тонн в уже обустроенном регионе с развитой эк>: .мической фраструктурой.

В этой связи проведение исследований, связанных с изыска-ем путей увеличения степени выработанности имеющихся запасов весьма актуальная задача.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Изыскание путей повышения степени выработан-сти остаточных извлекаемых; запасов длительно эксплуатируемых фтяных месторождений.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1. Оценка величины вовлеченных в разработку запасов дли-льно эксплуатируемых залежей нефти. .

2. Определение зон сосредоточения остаточных запасов неф, не охваченных процессом разработки.

3. Дифференцированная оценка эффективности рекомендуемых роприятий по извлечению недренируемых запасов нефти.

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ.

1. Систематизация промысловой информации о состоянии выра-ганности запасов нефти.

2. Критический анализ используемых методов построения карт определения остаточных запасов нефти, дренируемых каждой , важиной.

Использование методов непараметрической статистики.

ОСНОВНЫЕ ЗАВДЩШОЕ ПОЛОЖЕНИЯ!

1. Усовершенствованный -метод оценки балансовых запасов &ти, вовлеченных в процесс■дренирования сложившейся системой зработки в водной-стадии эксплуатации залежей.

D. Новый метод построения карты распределения запасс учетом взаимодействия сквачин, который позволяет:

определить наличие vi относительные размеры гон остат нкх балансовых запасов нефти, не вовлеченных б разработку;

Еьщелптъ участки Езлехей с переуплотненной сеткой ск

тан;

определить целесообразность и последовательность при нения рекомендуемых способов интенсификации добычи нефти на -дельных скватанах.

3. Новый подход к оценке эффективности мероприятий по

«

■ тенскфикащш добычи нефти'для ранее не исследованных случаев инвариантности характеристики вытеснения; дифференцированной оценки эффективности последовател: реализованных мероприятий по повышении нефтеотдачи пластов;

вовлечение в- разработку ранее не дренировавшихся t даксовых запасов нефти.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА.

1. Усовершенствован метод оценки величины балансовых sai сов нефти, вовлеченных в разработку.•

2. Предложен новый метод построения карт распределения < пасов нефти, дренируемых каждой скважной в отдельности.

3. Усовершенствованы методы оценки эффективности меропр> тий по повышению нефтеотдачи пластов.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ.

1. Оценены запасы нефти месторождений Ферганской впади;-еще не вовлеченные в процесс разработки.

2. Построены карты, отражающие распределение зон остатс ных запасов по месторождениям Авеэль, Восточный Авваль, Анди> и Восточный Хартум. Пробуренные на выделенных участках ckbske дали промышленные притоки нефти, подтвердив тем самым аостове ность предлагаемой методики построения названной выше ks¡>ih-

На месторождениях Авваль, и Восточный Авгагь конечный коз фициент нефтеотдачи увеличится на ¡8-ao X.

3. Использование усоБераеветвизанжаго нами дифференцир ваянай оценки а^фекзишЕасти последовательно реализуемых меро. риятий по повьпзешаз нефтеотдачи пластов- аознашыю определи дополнительную добычу нефти, полученную за счет заводнения уплотнения cerai скваиа на месторождениях Ходкиабад (VIII г»

ризонт), Андижан (горизонты III и III поднадвига).

4. Предложенные методы оценки запасов нефти, построения карт распределения запасов, дренируемых каждой скважиной, и определения эффективности различных мероприятий по повышению неф-теотдпи пластов использованы при анализе и выработке рекомендаций по увеличению добычи нефти на месторождениях Крук, ' Ав-валь, Восточный Авваль, Андижан и Северный Сох.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные результаты диссертг тонной работы докладывались и обсуждались: на Республиканской научно-практической конференции "Достижения науки - производству" (Ташкент, 1991 г.); на научно-технической.;конференции профессорско-преподавательского состава ТашГТУ им.Беруни (Ташкент,1994 г., 1995 г.); на научных семинарах кафедры "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" ТашГТУ им.Беруни (Ташкент, 1990-1996 гг.); в отделе "Разработка газовых," газоконденсатных и нефтяных месторождений" института "Уз-бекНИПИНефтегаз"; на республиканской научно-технической конференции "Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Узбекистана" (Ташкент, 1996 г.) и на научных семинарах "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" специализированного совета К.126.01.01.

ПУБЛИКАЦИИ. По теме диссертации опубликовано 14 работ.

ОБЪЁМ РАБОТЫ. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

Объем диссертации 152 стр., в том числе текст0126 стр.,22 рис. и список использованной литературы из 94 наименований.

Автор выражает искреннюю благодарность за ценные советы, высказанные в ходе выполнения работы доктору техни"еских нг.ук А.Х.Агзамову и кандидату технических наук, доценту Б.Ш.Акра-мову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ. Во введении обоснована актуальность поставленных научных исследований; выполнен краткий анализ изученности проблемы; сформулированы цель работы и основные задачи исследований.

Первое защищаемое положение составляет основное содержание первой главы.

Геологические особенности строения залежей изучаемого района рассмотрены в работах А.А.Абидова, Ф.Т.Адылова, П.К.Азимова. А.А.Акрамова, А.М.Акрамходкаева, А.Бахабрва, И.Д.Далиева, А.Р.Нурматова, З.С.Ибрагимова, М.М.Ситдыкова, А.А.Томчани, А.Р.Ходжаева, Р.Х.Ходжамбердиева, А.Х.Ходаиматова и другие авторов.

Анализом и обобщением опыта разработки залежей нефти Ферганского нефтегазоносного бассейна занимались А.Х.Агзамов, П.К.Азимов, Б.Ш.АкрамоБ, Г.А.Алиджанов, Э.К.Ирматов, Л.И.Калан-таров, А.В.Мавлянов, А.Р.Мухидов, С.Н.Назаров, А.Х.Наджимитди-нов, Н.Р.Рахимов, Н.В.Сипачев, А.Г.Посевйч, Х.М.Тургунов, И.Н.Христенко и другие исследователи.

В качестве объектов исследования были выбраны 25 залежей Ферганской впадины, приуроченные к отложениям III, V и VII горизонтов месторождения Андижан; III горизонта месторождения Бостон; III и VI горизонтов месторождения Восточный Хартум; V+VI и VII+VIII горизонтов месторождения Палванташ; III и VI горизонтов месторождения Хартум; ^III.V+VI, VII и VIII горизонтов месторождения Хаджиабад; III горизонта месторождения Южный Аламышик; V горизонта месторождений Авваль и Восточный Авваль; II, IV и VIII горизонтов месторождения Северный Сох; II и VII горизонтов месторождения Ханкыз; III, V+VI и VIII горизонтов месторождения Западный Палванташ. "

Перечисленные объекты характеризуются следующими условиями: залежи нефти находятся на поздней стадии разработки; отличаются широким диапазоном изменения геолого-физических свойств коллекторов; имеют некоторые отличия в элементах технологии, несмотря на единый подход и общие принципы разработки; имеют более представительный геолого-промысловый материал, по сравнению с другими объектами региона.

Исследуемые объекты значительно отличаются по коэффициенту проницаемости (ог 0.01 до 0.45 мкм2); общей ( 5 - 40 м) и эффективной толщине (2-16 м). Однако относительно однородны по значениям пористости (14-20%) и нефтенасышенности (50-80Z).

Реализованные системы разработки исследуемых объектов отличаются следующими особенностями: залежи разбурены относительно плотной сеткой скважин; горизонты V+VI, VII и VIII эксплуатируются совместно; эксплуатация залежей в начальный период

осуществлялась на естественном режиме с последующим использованием различных систем заводнения; залежи с относительно небольшими запасами разрабатывались на естественном [»жиме.

Законтурное заводнение пластов, несмотря на малые размеры залежей (ширина которых не превышает 2-3 км) к небольшие соотношения вязкостен нефти и воды ( в основном до ГО. оказалось малоэффективным из-за плохой гидродинамической связи залежей с законтурной зоной и значительной неоднородности продуктивных горизонтов (наличие тектонических и литоло^гических экранов, обширных зон размыва # выклинивания).

В период 1960-1965гг. с целью интенсификации процесса заводнения на многих залежах широко использовался перенос лини;; нагнетания от начального к текущему контуру нефтеносности и освоение различных видов внутриконтурного заводнения. В результате перехода от законтурного к различным видам внутриконтурного заводнения в залежах стабилизировалось пластовое давление и возросли годовые отборы нефти. Внедрение внутриконтурного заводнения позволило по многим залежам повысить эффективность использования закачиваемой воды за счет исключения утечки ее в законтурную зону, что способствовало стабилизации давления в тех зонах пласта, которые при законтурном заводнении не испытывали' влияния закачки.

Текущий коэффициент нефтеотдачи по исследованным объектам колеблется от 0,15 до 0,35.

Известно, что эффективная доразработка залежей возможна только при наличии четких представлений о величине балансовых и извлекаемых запасов нефти и степени вовлечения их в разработку.

Оценка извлекаемых запасов нефти выполнена по характеристикам вытеснения нефти водой, предложенным Н.В.Сипачевым -А.Г.Посевичем. . .

Г.С.Камбаровым и др.

1?ж - а + Ь * Ож , (1)

Он* Ож * с * 0* - <1 , (2)

- з -,

А.В.Копитовым

Он * t = й * t - е ,: (з)

Тде QH и Ож - накопленные отборы нефти и жидкости; t -время, отсчитываемое с начала разработки залежи; 1/Ь, с и ос -запасы нефти, которые можно извлечь из заль-жи соответственно при СЬк - »«t-« при условии сохранения системы разработки залежи; a, d и Б - постоянные коэффициенты.

Величина извлекаемых запасов к моменту достижения предельной рентабельной доли нефти б потоке жидкости *(Гнр) определена по формуле (Н.В.Силачев, А.Г.Посевич, 1986 г.)

Она® (fHp) = Оизв (™) С1 " /а * (f„p) 3 , (4)

где Онзв («) = 1/Ъ; а и b коэффициенты характеристики вытеснения (1).

Расчетами установлено, что величина извлекаемых запасов нефти, определенная по характеристикам вытеснения для условий бесконечной промывки пласта, в среднем на 10 % больше, чем при его эксплуатации до предела рентабельной добычи.

Для оценки балансовых запасов нефти, возлеченных в разработку, использована зависимость Q63h, предложенная Н.В.Сипачё-вым: .

• /С-Г.

Обзн = 1«5 * ( 1 ~ Gb.cb.) * Оизв V __: . (5)

Мо* «

где Оизв С") ~ извлекаемые запасы нефти, определяемые по характеристике вытеснения ; ц0 - соотношение динамических вяз-костей воды ( |1в ) и нефти (дн);

Кв (G)

u = - £2 . £ = 1- 6в - Gh. ост v

Кн (G)

G. Gb.cb " водонасьщенность и насыщенность порового

пространства связанной водой; Gh.oct - насыщенность перового пространства остаточной нефтью; Кв (G) и Кн (G) - фазовые проницаемости для воды и нефти.

Как видно из (5) для определения QG3h надо оценить ш, значение которой зависит от вида диаграмм относительных фазовых проницаемостей (ОФП).

Выбор диаграмм ОЭД для исследуемых залежей и отдельных скважин выполнен по методике И.Г.ПермякоЕа (1975 г.). При этом" показано, что использование предложенной бредней диаграммы ОФП объекта в целом не снижает точности оценки балансовых запасов нефти, но позволяет значительно сократить объем вычислительных работ, при которых ОФП определялось для каждой скЕажины в отдельности.

В результате расчета по предлагаемому методу было установлено, что наиболее высокое значение степени вовлечения в разработку балансовых запасов (более 95 Z) достигается на объектах с высокими коллекторскими свойствами (проницаемость более 100 мкм2), разбуренных более плотной сеткой скважин (менее 10 га на скважину) и разрабатываемых с применением заводнения (VII,VIII горизонты месторождения Хаджиабад, V горизонт месторождения Андижан, V и VI горизонты месторождения Палванташ и VIII горизонт месторождения Северный Сох). По этим объектам отмечается высокая нефтеотдача (более 50 %).

На объектах с низкими фильтрационными свойствами ( проницаемость менее 50 мкм2),. редкой сеткой скважин (более 20 га / скв.) и разрабатываемых на естественном режиме в неярах остается более 70 X начальных балансовых запасов нефти.

' .¡аиболыпее количество нефти, доступное извлечению при су-тэствуших системах разработки сосредоточено на месторождениях Палванташ (V+VI горизонты), Андижан ( III горизонт), Западный Палванташ (Vi-Vl горизонты), Северный Сох (IV,VIII горизонты) и Ханкыз (VII горизонт). .

Таким образом, дана количественная оценка зависимости конечно."! нефтеотдачи пласта от основных геолого - промысловых факторов. При этом ожидаемый конечный коэффициент нефтеотдачи (в 9 из 25 рассмотренных»объектов) не превысит 0.3.

Одним из резервов увеличения нефтеотдачи пластов является, как известно, вовлечение в разработку ранее не дренировавшихся

запасов, изучению распределения которых посвящена вторая глава.

Известно, что остаточные запасы нефти .сосредоточены в слабо проницаемых пролластках (27 %), б застойных'зонах (19 7.), в линзах' и у непроницаемых экранов (24 X), а 30 % этих запасов приходится на капиллярно - удержанную и пленочную нефть.

Дифференциальную оценку величины остаточных запасов нефти (в отличии от суммарной), перечисленных в пунктах 1-3, на практике осуществить невозможно. По этой причине в дальнейших исследованиях будем полагать, что начальные извлекаемые запасы, оцененные с учетом рентабельной доли нефти в . потоке жидкости, не содержат нефть, находящуюся в слабопроницаемых, застойных и линзовидных участках пластов.

Установление характера распределения указанных запасов в залежи представляет собой сложную самостоятельную задачу.

Методам определения зон, неохваченных существующей систе--мой разработки, уделяется особое внимание.

Для этих целей ныне используются методы И.'Л.Амелина -А.В.Давыдова и М.А,Токарева. л

Использование этих методов на практике показало, что: карты распределения остаточных извлекаемых запасов показывают лишь ту часть нефти, которая может быть извлечена при существующей системе разработки и не дают ответа о распределении балансовых запасов нефти, дренируемых каждой скважиной в отдельности:

формальная линейная интерполяция значений остаточных извлекаемых запасов приводит к существенному снижению достоверности згих кэрг {особенно в условиях редкой сетки скважин);

построение карты текущей нефтеотдачи по М.А. Токареву основано на использовании понятия " средних удельных запасов нефти, приходящихся на добывающую скважину".

Наиболее совершенным .и теоретически обоснованным методом построения карт текущей нефтенасыщенности пластов является метод "ВНИИнефть" (1969г.). Однако для его использования необходимо иметь большое количество первоначальной промысловой и экс- . периментальной информации, которая, как правило, отсутствует.

Для прогнозирования неохваченных существующей системой разработки зон, в работе предложен новый метод построения карты распределения запасов нефти, дренируемых каждой скважиной в от-

о

- И -

делыюс-ти. Рекомендуемый метод основан на комплексном исполь^о вант: характеристик вытеснения нефти содой, учета Бзаимод-:-йс твил скважин (по Спнрмену) и формулы (51.

Использование предлагаемого метода построения карт по длительно разрабатываемым залежам Ферганы позволило выявить ряд его преимуществ, заключающихся:

ь определении значений дренируемых балансовых запасов нефти по данным об отборах нефти и жидкости из скважин;

в учете взаимодействия скважин в сочетании с характеристикой вытеснения нефтн> водой 1?ж = Г (0Ж> ■

Построение карты распределения запасов нефти, дренируемых 'каждой скважиной, осуществляется в следующей последовательности.

1. По всем добывающим скважинам строится характеристика вытеснения ¡?ж = Г (Ож) •

2. Методом" наименьших квадратов определяются коэффициенты а и Ь заключительного прямолинейного участка зависимости (?ж = Г(О*).

3. Определяются извлекаемые запасы нефти <1изв (") = 1/Ь.

4. По формуле (5) оценивается величина балансовых запасов, вовлеченных в разработку и находится площадь их распространения

Гбзн =• Чбзн / Ъ * ш * кн* Рн * 6 . , (б)

где я63н - балансовые запасы нефти, приходящиеся на скважину; Ь, ш и кн - толщина, пористость и нефтенасыщенность пласта; рн и 8 - плотность нефти и пересчетный коэффициент.

5. Вокруг каждой скважины отображается дренируемая ею пло-шадь Гбзн( в виде круга).

6. Предполагается, что в пробелах между окружностями сосредоточены не вовлеченные в разработку запасы.

Результаты построения карты распределения запасов нефти, .дренируемых каждой скважиной V горизонта месторождения Авваль, представлены на рис.1-а.

Оценка точности предложенного метода построения карты распределения запасов нефти была установлена путем сопоставления её с картой взаимодействия скважин (рис.1-6) и с картой текущей нефтенасыщенности пласта, построенной по методике

5)

\'///.\ — зоны не охваченные процессом разработки

- - Т,- - ~ /4--

/

' о39 \

о 35

¿£1 //__•

>36 10

/

/

фгы

/ / / чи> ' /

г/

линии рабных значении степени взаимодействия сиважин

6)

Г"

---Г" Т~\ "Г ¡"'Т^ ' '"//'"II О4о ~<ЩГ—.

У// «

ЗТ/ Лч \

.3// 0% /37

__45-— - линии равных значений

неертенасыщенности

Рис.1 Карта распределения запасов несрти дренируемых каждой снбажинои 5 отдельности (а) ; карта ¿заимодейстбия снёаншн (б) ; карта текущей нефтенасыщенности (£).

1'нефть" (рис. 1-б). Сопоставление перечисленных карт подт-пло. что ь пределах выделенных нами зон отмечаются очень и- ксзМшданпы ььаимол>-йсгвия скважин и высокая текущая

"ннсыщ'-нссть.

Третье ьадишн^мо* положение (глава 3) связано с совершен-ъачием методики оценки эффективности геолого-технических приятии (ГТШ по интенсификации добычи нефти и увеличению еотдачи пластов.

Существующее "Методическое руководство по определению тех-гическсй эффективности гидродинамических методов повышения еотдачи пластов" (РД 39-014 7035-209-87) основано на ис-зоьании характеристик вытеснения нефти водой. Изучая пове-е характеристик вытеснения до и после начала воздействия на хь тем или иным методом регулирования, по величине и нап-екию отклонения характеристик вытеснения устанавливается ктивность мероприятия.

Однако в существующей литературе не рассмотрен случай, .а после внедрения того или иного- мероприятия параметры ха-■еристики вытеснения (е частности угол её наклона) не изме-

'СЯ.

Технологический эффект в этом случае, когда характеристика гснекия инвариантна, выражается в сокращении сроков разра-си залежи, то есть ГТМ повлияло только на темп отбора жид-:и и нефти, но не способствовало увеличению нефтеотдачи.

Определение срока сокращения разработки за счёт ГТМ по ин-;ификации добычи нефти- нами предлагается осуществлять в сле-хей последовательности: ,

1) по данным об отборах нефти и воды строится характерис-1 вытеснения (2);

2) с помощью метода наименьших квадратов определяют коэф-1енты с и (1;

3) характеристику вытеснения (2) представляют в зиде • С - <1 / Ож

4) задаваясь годовым отбором жидкости, установившимся до и це ГТМ, осуществляют прогноз добычи нефти до предела её рен- . эльности . В обоих случаях (осуществление разработки при ус-эвившейся системе или с применением рекомендованного мероп-гия) накопленные объемы нефти к концу разработки будут рав-

ными, так как значения коэффициентов с и d до и после проведения ГТМ одинаковы. В то же время результаты расчетов будут отличаться величиной прогнозной накопленной добычи жидкости к концу разработки и сроками ее отбора. Разницу ь сроках отбора одного и того же количества накопленной жидкости (нефти) рекомендуется оценивать как технологический эффект от ГТМ по интенсификации добычи нефти.

Расчеты, проведенные для-залежи VIII горизонта месторождения Ходжиабад, когда прогнозный годовой отбор жидкости до и после заводнения установился в объеме соответственно 70 и 100 тыс.м3 в год. показываю!, что к концу разработки в обоих вариантах будет извлечен одинаковый объем нефти, но срок разработки при заводнении сокращается на 13 лет (рис.2-а).

Применение предлагаемой методики расчета дифференцированной оценки технологического эффекта для случая последовательно проведенных ГТМ по совершенствованию системы разработки показано на примере залежи III горизонта месторождения Андижан. На характеристике вытеснения нефти водой выделено 3 характерных участка (рис. 2-6), которые соответствуют периодам разработки задежи йа естественном режиме, с применением законтурного заводнения и заводнения с уплотнением сетки скважин.

Характеристика выгеснёния на выделенных участках отклоняется в сторону оси накопленной добычи нефти. Это свидетельствует о подключении в работу дополнительных запасов нефти и увеличении отбора нефти и жидкости после проведенных мероприятий.

Аналогично ( как для первого случая) был выполнен прогноз накопленной добычи нефти до предела рентабельной обводненности в период разработки на естественном режиме, с применением заводнения и заводнения с последующим уплотнением сетки скважин. Годовой отбор жидкости за период разработки на естественном режиме предполагается равным 90 тыс.м3, с заводнением - 160 тыс.»3, а с уплотнением сетки - 260 тыс.м3.

В результате расчетов получено, что при разработке на естественном режиме эксплуатация залежи нефти III горизонта месторождения Андижан продолжалась бы до 2042 года. При заводнении срок разработки уменьшится на 12 лет,при этом будет добыто нефти на 6.87. больше, чем при естественном режиме. При варианте заводнения с уплотнением сетки скважин срок разработки сокраща-

ОнО»*

МЛН.М* 4000

зооо

2000

/ООО

Период разра ¿>отки на режи-_ ме растворен-

ного газа

Период разработки с применением Внутриконтурногэ эзВоднения

/ООО 2000 3000 4000 УЖ,ТЫСМ*

400 боо юоо моа 0^,тыс.м3 Рис.2 Характеристика Вытеснения нефти водой : а) уш горизонт месторождения Ходжиабад; 5) ш горизонт месторождения Андижан.

ется на 16 лет и будет*добыто нефти на 19.4% больше, чем в первом случае.* За счет заводнения будет получено дополнительно 554,0 тыс.м3 нефти, а с уплотнением сетки скважин - 560.0 тыс.м3.

Помимо этого в данной главе показана возможность определения по формуле (5) дополнительного объема балансовых запасов нефти,г вовлеченных в разработку за счет применения методов воздействия на залежь. Указанное позволяет более объективно оценивать эффективность того или иного мероприятия по повышению нефтеотдачи залежей.

В частности результаты расчетов по данным об отборах нефти и воды из залежи III горизонта поднадвига месторождения Андижан показали, что за счет заводнения дополнительно вовлечено в разработку около 70.0 тыс.м"? балансовых и 40.0 тыс.м3 извлекаемых запасов. Последующее1' уплотнение сетки скважин привело к более значительному вовлечению в разработку балансовых и извлекаемых запасов (соответственно 338,0 и 115.0 тыс.м3).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных исследований, связанных с повышением степени вырайотанности нефтяных залежей Ферганы, находящихся на поздних стадиях разработки, могут быть сформулированы следующим образом. .

1. Объекты исследования значительно отличаются по значениям коэффициента проницаемости, общей и эффективной толщине, но относительно однородны . по значениям пористости и нефтенасышен-ности.

' 2. Реализованные системы разработки объектов отличаются следующими особенностями: разбуренностыо залежей относительно плотной сеткой скважин; совместной эксплуатацией залежей V+VI, VII и VIII горизонтов; эксплуатацией залежей в начальный период на естественном режиме с последующим внедрением различных систем заводнения, а залежей с относительно небольшими запасами -на естественном режиме.

3. Законтурное заводнение, несмотря на малые размеры залежей и небольшое соотношение вязкостей нефти и воды, оказалось малоэффективным из-за плохой гидродинамической связи залежей с

контурной зоной и значительной неоднородности продуктивных ¡ъектов (наличие тектонических и литологическик экранов, об-фных зон размыва и выклинивания).

4. Исследуемые объекты, в основном, находятся на поздней гадии разработки, для которой характерны низкие темпы отбора ?фти, высокая обводненность добываемой продукции, значительное здение пластового давлейия.

5. Усовершенствован метод оценки балансовых запасов нефти элежей, находящихся в водной стадии разработки. Метод позволя-г оценить, величину запасов нефти, вовлеченных в процесс дрени-эвания при сложившейся системе разработки.

6. В результате расчета балансовых запасов нефти по пред-агаемому методу установлено, что наиболее высокие их значения более 95 %) достигаются на объектах с высокими коллекторскими аойствами (проницаемость более 100 мкм2), разбуренных более лотной сеткой скважин (менее 10 га на скважину) и разрабатыва-мых с заводнением. На объектах с низкими фильтрационными войствами в недрач-остается более 70Z начальных балансовых загсов нефти.

7. Величина извлекаемых запасов нефти, определенная по ха-1актеристикам вытеснения для условий бесконечной промывки плас-■а, в среднем на 10%. больше," чем при его эксплуатации до преде-ia рентабельной добычи. 0

8. Оценка балансовых и остаточных извлекаемых запасов по-сазгла, что наибольшая их часть сосредоточена на месторождениях Залванташ (V+Y1 горизонты), Андижан ( III горизонт), Западный Залвантаи (V+VI горизонты). Северный Сох (IV,VIII горизонты) и <анкыз (VII горизонт).

9. Основными недостатками существующих методов построения -сарт распределения остаточных запасов нефти являются использо-зание значения удельных запасов нефти, приходящихся на скважину, и линейная интерполяция полученных результатов.

Наиболее достоверные результаты определениязон с остаточными запасами нефти получены по методу "ВНШнефть который основан на данных об относительных проницаемос-тях для воды и нефти.

10. Показано, что использование средней диаграммы ОФП (по объекту в целом) не снижает точности ^оценки балансовый- запасов

нефти, яо позволяет значительно сократить объем вычислительн работ, при vкоторых бы ОФП определялось для каждой скватаны отдельности.

Ц. Предложен метод построения карты распределения запас нефти, дренируемых каждой добывающей скважиной. Метод, в отл чие от известных, позволяет отказаться от использования понят "средних удельных величин запасов,'приходящихся на одну скваж ну", и учитывает степень взаимодействия скважин. Построенная учетом взаимодействия скважин карта позволяет определить нал чие и относительные размеры зон остаточных запасов нефти, е: не вовлеченных в разработку, которые являются первоочередны; резервами повышения нефтеотдачи.

I Использование предложенного метода позволяет выдели1 участки с переуплотненной сеткой скважин, часть из которых мо; но использовать в других целях. Карта дает вазможность по вел; чине текущей нефтеотдачи зон, дренируемых каждой скважиной, oi ределить целесообразность и последовательность реализации ы< по интенсификации добычи нефти.

( 12. Предложена методика оценки технологического аффек-при сохранении угла наклона характеристик вытеснения нефти в< дой, позволяющая определять срок.сокращения разработки за сч< проводимых ГТМ.

13. Предложена методика дифференцированной оценки технол< гического эффекта от.последовательно проводимых ГТМ , поэволя! •щая объективно оценивать и сопоставлять эффективность после; них.

14. Предложена методика оценки дополнительного объёма б; .лансовых запасов нефти, вовлеченных в разработку за счет прим« ¡нения различных методов воздействия на залежь.

Основное содержание диссертации опубликовано в сдедуювд работах: ,

1. Агзамов А.Х., Махмудов H.H. Способ выбора повышеш нефтеизвлечения_пластов в поздней стадии разработки //. Узбеке кий геологический журнал. -1994. -N6. -С.56-57.

2. Агзамов А.Х., Ирматов Э.К..Махмудов H.H. Оценка актш ных балансовых запасов нефти, приращенных в результате испсиа зования методов воздействия на залежь // Узбекский геологичес

1Й журнал. -1994. -N5. -С.52-53.

3. Агзамов А.Х., Ирматов Э.К., Вогдановская И.Н., Махмудов .И. Группирование нефтяных залежей Средней Азии, приуроченных

карбонатным коллекторам в целях обобщения опыта их разработ-и. // Сб. научных трудов УзбекШШИнефтегаза.- Ташкент, 1994, Л. -С. 138-142.

4. Акрамов Б.Ш., Хайитов О.Г., Махмудов H.H., Эрматов Н.Х. нализ технологических показателей разработки месторождения осточный Ташлы // Сб. научных трудов докторантов, аспирантов, оискателей, научных сотрудников.- Ташкент, 1996. - С.30-32.

5. Махмудов H.H. Влияние плотности сетки скважин на нефте-звлечение из месторождений аномальных нефтей Узбекистана // езисы докладов научно-технической конференции профессоров, реподавателей, аспирантов и научных работников ТГТУ.- Ташкент, 994. - С.105.

6. Махмудов H.H. Особенности распределения залежей нефтч органы по геолого-физическим характеристикам // Тезисы докла-юв научно-теоретической технической конференции профессоров, ¡реподавателей, аспирантов и научных работников ТГТУ. - Таш-сент, 1995. - С.201.

7. Махмудов H.H., Акрамов.Б.Ш, Анализ текущего состояния зазработки нефтяных залежей Ферганского нефтегазоносного бас-:ейна. // Тезисы докладов научно-теоретической и технической сонференции профессоров, преподавателей, аспирантов и научных работников ТГТУ. - Ташкент, 1995. - С.200.

8. Махмудов H.H. К вопросу разработки нефтяных оторочек // Гезисы докладов Республиканской научно-технической конференции ГГТУ. - Ташкент, 1991. - С.13.

9. Махмудов H.H. О возможности увеличения добычи нефти из месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. // Сб. научных трудов докторантов, аспирантов, соискателей, научных сотрудников.- Ташкент, 1996. - С.15-16.

< 10. Махмудов H.H. О необходимости переоценки добывных возможностей залежей нефти, с целью их повторного ввода. // Сб. научных трудов докторантов, аспирантов, соискателей, научных сотрудников.- Ташкент. 1996. С.82-83.

11. Махмудов Н.Н.'.Мухамадкулов Ф. .Закиров А.О. О целесообразности переоценки добывных возможностей месторождений, закон-

ченныу, разработкой. /{ Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции " Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Узбекистана", - Ташкент, 1996, - С.40-42.

12. Махмудов H.H. Оценка остаточных запасов нефти и характера их распределения по пласту. // Межвузовский сб. научных трудов "Актуальные вопросы в области гуманитарных, социально-экономических и технических наук". - Ташкент, 1996. - С.150 - 152.

13. Муминов М.Н., Махмудов H.H., Акрамов Б.Ш., Эрматов Н.Х, Результаты поддержания пластового давления на месторождений Западный Ташлы. // Тезисы-докладов Республиканской научнотехни-ческой конфиренции " Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Узбекистана". - Ташкент, 1996, - С.118-119.

14. Мухаммадкулов Ф... Акрамов Б.Ш., Махмудов H.H. Оценка степени выработанности запасов залежей нефти Ферганской впадины. // Сб.научных трудов УзбекНИПИнефтегаз. - Ташкент, 1996. -С.194-199.

МЛЗМУННОМЛ.

МАХМУДОВ Нагирило Насимхонович

Суиггн босцтш кзяаётган Фзрроиадаги уккдгргяя ишлатилиш дараг-асини ошнрш

Диссертация нши сунггк босг^геда тжаетган Фаргонадаги нефт уомларики, ишдатшп даражасини оииришга бапшаягая булиб, 25 не*1т усинки далшшй коя геологии ва ютая курсаткичлари асосн-да. ^олдкч иефт гахираларини бахолаш ва уларни уюм- майдони буй-лаб таксимлангшини урганишда кулланиладиган усулларни тахдяя киляш ва нопараметрик статистика усулларини жалб этган холла Сажарилган.

I

Утказилган тад^икртлар натижпсида ишлаига ж?лб этилгаз нефгнн баланс захираси ^иймагини бахолаш усули такомиллаштирия-гач. • • ■

Диссертация ишида уюмни жорий ишлаш системаси }?амраб олггз ва г^гмраб олмаган захираларини та^симланшдини ани^ашга ишот берадиган янги харита тавсия этилган.

Назарий тад^икотлар натижасида ^атламни нефт бера оггаяя-гкки сшириш мачсадида угказиладиган тадбирлар сгмаралсдаазг!/ни бахолаш усуллари такомиллаштирилган.

Олингая натижалар "Узнефтгаз^азибчи^ариш" давлат яиесздор-лик бирлашмасининг нефт казиб чидарувчи бош^армалзря шшагтя, ишлатиш даражасини ошириш хараёяида тасдаз^шдп!.

Annotatlon

Hahmudov Nazirlla Naslnhanovlch Depletion degree Increase of Ferghana oil pools which are at lnte exploitation stage

The thesis work is devoted to increase of depletion degree of Ferghana oil pools which are at late exploitation stage.

This problem decided by means of field information systematization about the state of oil reserves depletion, analysis of used estl..iation methods of remaining oil reserves and their distribution over pool area by utilization of unparametrical statistics.

Tho estimation method of balance oil pools reserves drew in draining is improved on the basis of performed investigations.

A neu method of map construction of distribution . zones of oil reserves concentration which are or not included in the draining process is offered.

, The estimation methods of measures efficiency to increase oil recovery factor are improved- on the basis of theoretical studies.

The results are appllcated at fluids of state Joint stock company "Uzneftegasdobutcha".