автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка массивных и массивно-пластовых нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами

сгэ

=с о->

:>

ОАО ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ им. академика А.П.Крылова

На правах рукописи УДК 622.276

Лебединец Николай Павлович

РАЗРАБОТКА МАССИВНЫХ И МАССИВНО-ПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЯЕИ С ТРЕЩИНОВАТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 05.15.06

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация

в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 1998

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Баишев Б.Г.

доктор технических наук, профессор Закиров С.Н.

доктор геолого-минералогических наук Гавура В.Е.

Ведущая организация:

Государственная академия нефти и газа им. И.М.Губкина.

Защита состоится 29 мая 1998 г. в 10 часов на заседании диссертационного;совета ДЛ04.02.01 ВАК РФ при ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П.Крылова по адресу: 125422, г.Москва, Дмитровский проезд, 10, ВНИИнефгь.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке ВНИИнефть.

Диссертация в виде научного доклада разослана 21 апреля 1998 г. '

Ученый секретарь диссертационного совета,

к.г.-м.н

М.М.Максимов

ВВЕДЕНИЕ

Исходя из условий размещения и фильтраций пластовых флюидов, трещиноватые коллекторы подразделяются в работе на трещиновато-кавернозные и трещиновато-кавернозно-пористые. Основным предметом и полигоном исследований являются массивные и пассивно-пластовые залежи нефти с трещиновато-кавернозными карбонатными коллекторами.

Со второй половины 50-х годов тание залеяи, приуроченные я верхнемеловым отложениям, открывались и вводились в разработку на месторождениях Восточного Предкавказья, что обусловило многократное увеличение добычи нефти в Чеченской и Ингушской Республиках. Старейший Грозненский нефтеносный район оказался наиболее представительным в отношении уникальных залежей указанного типа.

Кроме приуроченности к трещиновато-кавернозным коллекторам, упомянутые залежи грозненских месторождений характеризовались целым рядом особенностей, однозначных с нефтяными залежами в трещиновато-кавернозно-пористых коллекторах, что дает возможность распространения многих полученных результатов на оба типа залежей.

В диссертации обобщены многолетние исследования автора по данной проблеме, осуществлявшего изучение, геолого-промысловую оценку, проектирование, научно-техническое сопровождение, анализ и обобщение опыта промышленной эксплуатации наиболее крупных и представительных верхнемеловых залежей грозненских месторождений Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское, Эльдарово, Брагуны, Старогрозненское и др., разработанных с высокой эффективностью, а также целого ряда позже открытых месторождений других регионов России -Забегаловского (Удмуртия), Котовского (Волгоградская область) и зарубежных стран - Тенгиз (Казахстан), Карачок (Сирия), Долни Дыб-ник (Болгария), Белый Тигр (Вьетнам) и др.

Эти исследования, направленные на комплексное решение пробле-

мы, включали, в частности, определение отличительных характеристик таких залежей и технологических принципов их эффективной разработки, изучение движения жидкости в трещиноватых средах и создание методов расчетов при прогнозировании и анализе разработки залежей, обобщение накопленного опыта и его применение на новых месторождениях.

При этом необходимо отметить, что свой вклад в изучение и решение практических вопросов разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами внесли многие исследователи - М.Т.Абасов, К.Б. Аширов, Э.А.Авакян, И.Д.Амелин, Е.Г.Арешев, М.С.Багов, Б.Т.Баишев, Э.А.Бакиров, А.Бан, Г.И.Баренблатт, К.С.Басниев, В.В.Белов, Г.Н.Бе-лянин, А.А.Боксерман, Г.Г.Вахитов, Б.Ю.Венделыитейн, В.Д.Викторин, В.П.Гаврилов, В.Е.Гавура, И.Л.Галина, А.Т.Горбунов, А.В.Давыдов, К.Н.Джалилов, А.Н.Дмитриевский, В.М.Добрынин, К.М.Донцов, В.М.Ентов, Ю.В.Мелтов, Ю.П.Нелтов, В.М.Зайцев, С.Н.Закиров, М.М.Иванова, Р.Г. Исаев, А.А.Казаков, Р.М.Кац, А.Г.Ковалев, В.И.Колганов, Ф.И.Котяхов, В.А.Кошляк, Д.Н.Кузьмичев, В.И.Кудинов, В.Н.Майдебор, Р.А.Максутов, Г.Е.Малофеев, О.Ф.Мартынцев, Ю.В.Маслянцев, А.В.Меркулов, Р.М.Мин-чева, И.Т.Мищенко, Л.Г.Наказная, А.М.Нечай, В.Н.Николаевский, В.Г. Постников, М.Д.Розенберг, Е.С.Ромм, В.М.Рыжик, Б.Ф.Сазонов, А.Т.Сар-кисов, М.М.Саттаров, Н.Д.Сергеев, Л.М.Середницкий, Е.М.Смехов, Э.В. Соноловский, Г.С.Степанова, М.Л.Сургучев, Я.Х.Сюняев, К.Х.Таташев, Ю.А.Тронов, А.А.Трофимук, И.Д.Умрихин, В.П.Филиппов, А.Я.Хавкин, Э.М.Халимов, С.А.Хрисгианович, А.В.Черницкий, С.И.Чижов, И.П.Чолов-ский, О.В.Чубанов, Р.В.Шаймуратов, L.F.Adams, R.Aguilera, J.L.Black, Е.Bueno, L.L.Cargile, Tr.L.Dong, L.F.Elkins, H.S.Gibson, T.D.Van Golf-Racht, H.Kazemi, C.C.Mattax, C.S.Mattews, S.J.Pirson, P.Pollard, Da Prat, H.V.Quy, L.H.Reiss, G.F.Simpson, Tr.K.Tai, G.R.Thomasson, Т.Е.Warren И др.

Автор считает своим долгом такае отметить большую поддержку В.Н.Майдебора на начальном этапе.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Месторождения с трещиноватыми коллекторами имеют достаточно широкое распространение в нашей стране и за рубежом, составляют значительную часть в общем балансе запасов нефти и обеспечивают существенный вклад в ее добычу. Причем продолжают открываться новые месторождения с такими коллекторами в Архангельской области, Никнем Поволжье, Восточной Сибири и других регионах России. За ее пределами общеизвестны, в частности, крупнейшие открытия в Казахстане и Вьетнаме.

Вместе с тем специфические геолого-физические и геолого-промысловые особенности трещиноватых коллекторов и приуроченных к ним залежей затрудняли перенос на них результатов, полученных применительно к обычным залежам с гранулярными коллекторами. Эта сложная проблема приобрела самостоятельное значение, но позже была поставлена для всестороннего исследования и осталась менее изученной.

Наконец, имеющийся опыт исследования и разработки массивных и массивно-пластовых залежей с трещиноватыми коллекторами далеко не всегда в должной мере используется при освоении новых месторождений, в том числе, вероятно, из-за недостаточного представления его в обобщенном виде.

Цель работы

Комплексное решение научной проблемы эффективной разработки массивных и массивно-пластовых нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами, имеющей ваиное народнохозяйственное значение.

Основные задачи исследований

I. Установление особенностей и основных закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и залежей, сущест-

венно влияющих на их геолого-промысловую оценку и разработку.

2. Научное обобщение представлений о безразмерных параметрах фильтрации и обоснование новых критериев подобия. Приближенное решение задач нелинейного двинения жидкости к скважинам в жестких и деформируемых пластах.

3. Создание и опробование методов прогнозирования и анализа разработки залежей.

4. Анализ и обобщение опыта разработки месторождений по фактическим данным эксплуатации.

5. Обоснование технологических принципов рациональной разработки залежей.

6. Определение задач, принципов и методов контроля и регулирования разработки месторождений.

7. Анализ использования накопленного опыта при освоении новых залеией рассматриваемого типа.

Методы исследований

Комплексный анализ геолого-физических и геолого-промысловых данных, условий фильтрации жидкости в трещиноватых средах, результатов аналитических, лабораторных и промысловых исследований и экспериментов, показателей и параметров систем разработки и др. Теоретические исследования с учетом особенностей коллекторов и залежей, моделирование процессов фильтрации и разработки, использование анализа размерностей, метода укрупненных скважин, уравнения упругого материального баланса и др. Научное обобщение практического опыта изучения, проектирования и осуществления разработки залежей .

Научная новизна

Выявлены особенности влияния на геолого-промысловую оценку залежей, выбор систем разработки, их эффективность не только тре-

Проанализированы некоторые погрешности и недостатки в геолого-промысловой оценке, проектировании и осуществлении разработки ряда позже открытых в других регионах массивных нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами, допускавшиеся из-за недостаточного учета имевшегося опыта. Даны рекомендации по оптимизации их разработки.

Практическая ценность

Полученные результаты исследований, установленные принципы эффективной эксплуатации массивных и массивно-пластовых залежей с трещиноватыми коллекторами, предложенные методы изучения, прогнозирования и анализа разработки залежей, полученные данные обобщения опыта их эксплуатации нашли самое непосредственное практическое применение и использование в нефтедобывающей промышленности.

В частности, они были применены соискателем при изучении, проектировании и осуществлении промышленной эксплуатации верхнемеловых залежей нефти грозненских месторождений Малгобек-Вознесен-ско-Алиюртовское, Эльдарово, Брагуны, Старогрозненсное и др. К настоящему времени разработка этих залежей практически завершена и по фактическим данным можно говорить о высокой эффективности выработки запасов при очень низкой себестоимости добычи нефти.

Обоснованные в работе методы и принципы были использованы автором также при установлении геолого-промысловых особенностей, проектировании разработки, оценке состояния и реальных перспектив дальнейшей эксплуатации целого ряда залежей других регионов нашей страны и зарубежных стран. В том числе даны оценки величины упругого запаса и возможных технологий и систем разработки месторождения Тенгиз с учетом его геолого-промысловых особенностей, проанализирована весьма поучительная история изучения и разработки нефтяных залежей месторождений Долни Дыбнин и Котовское, выявлены особенности изменения коллекторских свойств продуктивных отложе-

ний й распределения запасов по месторождению Карачок, составлено технико-экономическое обоснование ввода в разработку Забегаловско-го месторождения, сделаны заключения по геолого-промысловой оценке и разработке нефтяной залежи в образованиях фундамента месторождения Белый Тигр и др.

Апробация работы

Основные результаты и положения диссертационной работы представлялись и докладывались на I (г.Ленинград, 1960 г.) и II (г.Грозный, 1962 г.) Всесоюзных совещаниях по трещинным коллекторам нефти и газа и на Ш (г.Москва, 1965 г.) Всесоюзном совещании по гранулярным и трещинным коллекторам нефти и газа; на Всесоюзном совещании по разработке нефтяных и газовых месторождений (г.Киев, 1961 г.); на Пятой научно-технической конференции ГрозНИИ (г.Грозный,1961 г.); на УШ (г.Гомель, 1967 г.), IX (г.Чернигов, 1968 г.) и X (г.Саратов, 1969 г.) Всесоюзных конференциях по гидродинамическим методам исследований нефтяных пластов и скважин; на ВДНХ СССР в 1973 г.; на Всесоюзных семинарах по разработке нефтяных месторождений во ВНИИнефть (г.Москва, октябрь 1969 г., июнь 1972 г., июнь 1975 г.); на Центральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений; на Международном симпозиуме по разработке нефтяных и газовых месторождений (Югославия, г.Дубровник, 1976 г.); на Международной научно-технической конференции по проблемам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами, трубопроводного транспорта и подземного хранения природного газа (Болгария, Г.София, 1976 г.); на научно-практической конференции "Опыт и пути повышения эффективности разработки мезозойских залежей Чечено-Ингушетии" (г.Грозный, 1976 г.); на Первом Советско-Франско-Румын-ском симпозиуме по разработке нефтяных месторождений и методам увеличения нефтеотдачи (г.Москва, 1977 г.); на Международном сим-

и

поэиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами (Болгария, г.Варна, 1990 г.); на Международной научной конференции "Аномальные давления в нефтегазовых регионах" (США, г.Денвер, 1994 г.); на ХШ Губкинских чтениях - Международной бизнес-конференции "Практические аспекты комплексного освоения нефтяных ресурсов" (г.Москва, 1994 г.); на научном семинаре Государственной академии нефти и газа им. И.М.Губкина, РАЕН "Актуальные проблемы нефтегазовой и подземной гидродинамики" (г.Москва, апрель 1997 г.); на научном семинаре ВНИИнефть "Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений" (г.Москва, февраль 1998 г.).

Публикации .

Прилагаемый список включает 73 основные печатные работы, опубликованные соискателем по теме диссертации, в том числе два научно-технических обзора, книгу и монографию.

Структура и объем работы

Диссертация выполнена в виде научного доклада, подготовленного на основе опубликованных работ соискателя, обобщенных и дополненных новыми материалами в его итоговой монографии "Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами" (М.: Наука, 1997. - 397 е.). Научный доклад включает введение, общую характеристику работы, краткое изложение ее содержания, заключение, представляющее в основном совокупность научных результатов и положений, выдвигаемых для публичной защиты, список основных опубликованных работ по теме диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ

ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ /~1,2,7,20,29,56,58,61,?3_7

Базовые для данной работы массивные и массивно-пластовые верхнемеловые эалеаш нефти грозненских месторождений характеризуются, в частности, приуроченностью в большинстве к вытянутым антиклинальным складкам, большой глубиной расположения (до 3000-5000 м и более), наличием примыкающих замкнутых водоносных зон, большими этажами нефтеносности (до 700-1000 м и более) (рис. I).

Продуктивные отложения представлены в основном плотными трещиновато-кавернозными известняками толщиной до 300-380 м, подразделяемыми на отдельные пачки, различающиеся по литологии и коллектор-ским свойствам. Матрица породы практически непроницаемая, водона-сьщенная, с пористостью, как правило, менее 5-6%, а по более глубоко расположенным залежам - не выше 2-3%. Вторичная пустотность обычно оценивалась равной в среднем по залежам менее 1% от общего объема пород. Проницаемость, определяемая по промысловым данным, достигала 0,5-1,0 мкм" и более. Начальные геологические запасы нефти составляли по залежам до 50-80 млн.т.

Естественный режим дренирования залежей преимущественно замк-нуто-упруговодонапорный при больших начальных пластовых давлениях (до 45-70 МПа и более), значительно превышающих гидростатические давления и давления насыщения нефти газом (на величины до 30-40 МПа и более). Для большинства залежей характерны также высокая пластовая температура (до 125-165°С и более), большая газонасыщенность пластовой нефти (до 200-550 м'/т), низкие значения ее плотности и вязкости.

При этом добывающие скважины отличались, как правило, высокой

Рис. I. Залежь нефти месторождения Эльдарово

I - скважины; 2 - изогипсы по кровле продуктивных отложений; 3 - тектонические нарушения; 4 - внешний контур нефтеносности

продуктивностью (до 100-200 т/сут•МПа и более), большими дебитами (до 500-1000 т/сут и более), искривлением индикаторных линий к оси понижений забойного давления.

Таким образом, кроме приуроченности к трещиноватым коллекторам, характерны массивно-пластовый или массивный тип рассматриваемых залежей, замкнутость нефтеводоносных систем при аномально высоких начальных пластовых давлениях, высокая проницаемость пород, благоприятные соотношения между свойствами пластовых флюидов, нелинейность притока жидкости к скважинам и другие особенности.

2. МЕТОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАЛЕНЕЙ

Открытие столь необычных заленей потребовало дополнительных усилий по их изучению. Уже на начальном этапе надо было разобраться в целом ряде специфических вопросов, чтобы обеспечить принятие обоснованных проектных решений, быстрое и наиболее эффективное освоение новых месторождений.

2.1. Оценка гидродинамической связи и эффективности дренирования продуктивных отложений ¿'I,6,22,73_7

С целью решения этой задачи сопоставлялись начальные пластовые давления по пачкам и горизонтам; сравнивались первые замеры давлений по вновь пробуренным скважинам с текущими и начальными пластовыми давлениями по соседним скважинам, находящимся в эксплуатации, залежам в целом и отдельным их участкам; анализировались карты изобар; сопоставлялась динамика пластовых давлений и отборов жидкости по скважинам, участкам залежей, частям разреза продуктивных отложений; проводились и анализировались поинтервальные испытания скважин, специальные исследования и промысловые эксперименты по установлению взаимодействия между скважинами и отдельными частями залежей и др.

В результате было сделано заключение о наличии хорошей гидродинамической связи по площади и разрезу продуктивных отложений, эффективном дренировании их скважинами на больших расстояниях (до 34 км). С чисто практической точки зрения это свидетельствовало в пользу применения при разработке таких залежей одной сетки добывающих и нагнетательных скважин на всю продуктивную толщу и существенного ее разрежения (по сравнению с обычными залежами с пористыми коллекторами), тем более при высокой, как правило, продуктивности и приемистости скважин.

2.2. Особенности фильтрации жидкости ¿"7,14,21,43,66,73_7

С целью выявления физических причин нелинейности притока жидкости к скважинам производились, в частности, сравнительная качественная и количественная характеристика условий движения жидкости в рассматриваемых трещиноватых коллекторах и обычных пористых средах; сопоставление формы фактических индикаторных линий и теоретических, соответствующих аналитическим уравнениям, полученным при различных предположениях об условиях фильтрации жидкости в трещиноватых породах; обработка фактических индикаторных диаграмм по различным формулам и анализ полученных результатов; сопоставление индикаторных диаграмм по одним и тем же скважинам по мере снижения пластового давления в процессе эксплуатации залежи; аналитическая экстраполяция индикаторных диаграмм во времени (с учетом падения пластового давления в залежи), а также экстраполяция начальных участков снятых по скважинам индикаторных линий и сопоставление расчетных кривых с фактическими и др.

В конечном счете сделано заключение, что в условиях верхнемеловых залежей грозненских месторождений вероятно преимущественное влияние инерционных сопротивлений на характер движения жидкости к скважинам. В связи с этим на основе двучленного квадратичного

закона фильтрации вводится в рассмотрение два коэффициента проницаемости - для вязкой и весомой жидкости, а также соответствующие их комплексные параметры, характеризующие проводимость и гидропро-водность пласта. В других случаях возможно влияние изменения проницаемости трещиноватого пласта от давления. Не исключается и совместное влияние обоих факторов, как и отсутствие влияния каждого из них.

2.3. Оценка изменения ноллекторских свойств и

распределения запасов нефти /~19,23,33,72,73_7

Наряду с упоминавшимся изменением колленторских свойств пород по пачкам продуктивных отложений было установлено также вполне определенное закономерное их ухудшение по высоте структур, в направлении от сводовых частей к ВНК. Такой случай неоднородности оказался весьма существенным в смысле влияния на результаты расчетов при оценке извлекаемых запасов, прогнозировании и анализе разработки залежей.

Впервые количественные оценки указанного изменения коллектор-ских свойств пород и особенностей распределения запасов нефти были выполнены по верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-Алиюртов-ского месторождения на основе определений коэффициентов трещинова-тости (вторичной пустотности) и проницаемости по результатам интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. При этом залежь условно проводимыми гипсометрическими плоскостями подразделялась на отдельные части, для каждой из которых определялись осредненные значения указанных параметров. Построенные графики показали многократное уменьшение коэффициентов трещиноватости и проницаемости в направлении от свода к ВНК.

В связи с этим построенные затем кривые изменения по высоте залежи относительных нарастающих объемов пород и запасов нефти, естественно, не совпали друг с другом, свидетельствуя, например,

что в прилегающей к ВНК части залежи, составляющей 30% от общего ее объема, содержится только около 20% запасов нефти, а в сводовой части залежи такого же объема - около 50%. (рис. 2).

Возможное неравномерное развитие трещиноватости и распределение запасов в залежах такого типа необходимо учитывать, в частности, при определении по промысловым данным коэффициентов нефтеизвле-чения из заводненных объемов. На первом этапе, когда принималось равномерное распределение запасов, по Малгобек-Вознесенско-Алиюр-товской залежи они получались равными лишь 0,35-0,45, что плохо увязывалось с геолого-промысловыми характеристиками залежи. Реальные значения коэффициентов нефтеизвлечения, определенные с учетом уменьшения книзу удельного содержания нефти в породе, оказались гораздо больше (около 0,7).

По мере разработки залежи появились также данные о коэффициентах эффективной вторичной пустотности, под которыми условно понимается отношение объема нефти в пластовых условиях, извлекаемой из заводненной части залежи, к общему объему заводненных пород. Причем был установлен одинаковый характер изменения этих коэффициентов по высоте залежи с изменением коэффициентов общей вторичной пустотности.

Наконец, наряду с установлением однотипного резкого изменения по высоте структуры коэффициентов проницаемости для вязкой и весомой жидкости была выявлена и некоторая корреляционная связь между ними, что вполне возможно для пород одной и той же продуктивной толщи с подобной структурой порового пространства.

Кроме того, даны рекомендации по обработке результатов гидродинамических исследований скважин с учетом особенностей фильтрации жидкости, оценке режима дренирования и энергетических характеристик залежей и нефтеводоносных систем, специальному анализу кривых восстановления пластового давления с целью уточнения типа коллек-

/77

К Мпг %

4,0

3,0

г,о

7,0

N •

в \» • \ • • 3/

в • /'2 • .

• • •

ТОО

75

50

25 О

-¿ООО -2100 -2200 -2300 -2400 -2500 -2600 -2700 Г, м

Рис. 2. Изменение по гипсометрической высоте залежи ( Г ) относительных значений коэффициентов вторичной пустотности т (кривая I), нарастающих объемов пород V (кривая 2) и запасов нефти 1л/с (кривая 3)

торов ¿~4,17,39,73_7.

3. ИССЛЕДОВАНИЯ УСТАНОВИВШЕГОСЯ ИНЕРЦИОННОГО ДВИЖЕНИЯ 1ИДК0СТИ

Эти исследования обусловлены сделанными выше выводами о возможных причинах нелинейности притока жидкости н скважинам, дренирующим трещиноватые пласты. В качестве закона фильтрации используется двучленная квадратичная зависимость между скоростью и градиентом давления как более универсальная и лучше отражающая физическую сущность явлений.

3.1. О безразмерных параметрах и границах применимости законов фильтрации /213.18,?3_7

Дан критический анализ предложенных в разное время целым рядом исследователей выражений для безразмерных параметров фильтрации (числа Рейнольдса, коэффициента сопротивления, параметра Дар-си), ставших теперь классическими, и результатов обработки по ним экспериментальных данных. С целью более определенного решения вопроса о границах применимости законов фильтрации, кроме коэффициента проницаемости для вязкой жидкости, бил введен в рассмотрение также коэффициент проницаемости для весомой жидкости, вполне характеризующий фильтрационные свойства среды при квадратичном законе сопротивления.

Применяя затем анализ размерностей к системе параметров, характеризующих фильтрационное движение жидкости, получили целый ряд безразмерных уравнений фильтрации, включающих, кроме коэффициента сопротивления и числа Рейнольдса (или других подобных пар параметров), также третий безразмерный параметр подобия, конструируемый из указанных коэффициентов проницаемости для вязкой и весомой жидкости и названный относительной характеристикой структуры порового пространства. Теперь при обработке опытных данных

(Г.Ф.Требина, 1959 г.) в нелинейной области в общем случае тоже имели серию кривых, но не обезличенных, как раньше, а с вполне определенными значениями указанного третьего параметра подобия.

Наконец, преобразуя (на основе двучленного закона сопротивления) полученные безразмерные параметры фильтрации из просто пропорциональных соответствующим отношениям действующих сил в равные им, получили более универсальные критерии подобия. Обработка результатов экспериментов с их помощью дала единую кривую для любых сред, двинение жидкости в которых удовлетворяет указанному закону фильтрации. При этом можно было принять и вполне определенные значения критичесних чисел Рейнольдса (рис. 3).

3.2. Движение жидкости к скважинам в жесткой пласте

/~9-I2,25,50,73_7

Обоснована возможность применения простого приближенного метода решения нелинейных задач движения жидкости к системам скважин, основанного на выделении укрупненных скважин относительно небольшого радиуса и совмещении на их границах известных решений для практически линейного нерадиального движения жидкости во внешней области и практически радиального нелинейного движения внутри укрупненных скважин.

Из полученных таким образом формул и уравнений следовало, что показатель взаимодействия скважин, в том числе несовершенных по степени вскрытия пласта, при нелинейной фильтрации зависит не только от геометрических параметров системы (радиуса скважины и контура питания, расстояния между скважинами и др.), как при фильтрации по закону Дарси, но также от характеристик пласта и жидкости и значений перепада давления между контуром питания и забоями скважин, так как последними определяется величина инерционных потерь давления, т.е. степень отклонения от линейного закона.

юоо

юо

ю

г. о

0,001

0,01

0,1

Ю

10

100 йе*

Рис. 3. Результаты обработки экспериментальных данных

(Р - давление, тг - скорость фильтрации, р и и - плотность и вязкость жидкости, К и с - коэффициенты проницаемости)

Расчеты по этим формулам и уравнениям показали, что при прочих равных условиях аффект взаимодействия скваиин при нелинейной фильтрации всегда будет меньше, чем при линейной. Можно было также полагать, что в предельном случае фильтрации по квадратичному закону скважины практически взаимодействовать не будут.

Особый интерес в связи с этим представляло независимое исследование взаимодействия скваиин при квадратичном законе сопротивления на основе результатов известной работы Ф.Энгелунда (1953 г.). Сделанные подсчеты по полученным формулам подтвердили предположение, что при реальных расстояниях между скважинами последние практически не влияли бы друг на друга при фильтрации жидкости в пласте по указанному закону.

3.3. Движение жидкости к скважинам в деформируемом пласте /"15,16,28,73_/

Здесь в той яе приближенной постановке рассмотрена работа различных систем скваиин при учете дополнительно к инерционным сопротивлениям также и возможного изменения от давления коэффициентов проницаемости для вязкой и весомой жидкости по экспоненциальному или линейному законам. Численные расчеты показали, что взаимодействие добывающих скважин усиливается в деформируемом пласте по сравнению с жестким. При прочих одинаковых условиях в этом случае уменьшается степень влияния инерционных сопротивлений ввиду снижения дебитов скважин, что и приводит к усилению взаимодействия последних (рис. 4).

Отдельный интерес представляет здесь исследование особенностей индикаторных диаграмм нагнетательных скважин. Было установлено, что они могут быть прямолинейными, загибаться к осям повышений забойного давления, дебитов, иметь точку перегиба в зависимости от характеристик пласта и жидкости и принимаемого закона изменения коэффициентов проницаемости от давления. Одна из факти-

500 1000 1500 2000

Рис. 4. Изменение показателя взаимодействия («7 ) двух добывающих скважин в зависимости от расстояния между ними

) при фильтрации по закону Дарси (кривая I) и нелинейному закону (кривые 2-5) в жестком (кривые 1,5) и деформируемом (кривые 2-4) пластах

ческих ивдикаторых линий (по скв. 95 месторождения Карабулак-Ачалуки) вполне могла быть представлена и как имеющая точку перегиба.

3.4. Работа скважин в водонефтяных или подгазовых зонах /~5,27,31,34,45,?3_7

Учитывается возможное нарушение линейного закона фильтрации Дарси или проявление деформации пласта или совместное влияние этих факторов. Задачи рассматриваются аналогично соответствующим линейным задачам, в простейшей постановке, при условии неподвижности подошвенной вода или верхнего газа и образовавшихся уже водяного или газового конусов.

Целью исследований является определение предельных безводных или безгазовых дебитов скважин. Составленные с учетом инерционных сопротивлений нелинейные дифференциальные уравнения интегрировались численно. Анализ полученных решений показал, что и инерционность движения жидкости и деформируемость пласта приводят к уменьшению предельных безводных или безгазовых дебитов скважин. При этом могли быть получены тем не менее и довольно большие их величины (до 1000-2000 м'/суг в пластовых условиях и более), хотя в других случаях, в зависимости от характеристик залежей и пластовых флюидов, они могли быть и довольно низкими (не более сотен и даже десятков кубических метров в сутки).

4. МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Особенности рассматриваемых залежей и принимавшихся систем их эксплуатации затрудняли использование имевшихся методик расчета процесса разработки и располагали к применению, в частности, балансовых методов, которые, однако, токе требовали существенной адаптации к таким условиям. Дополнительно к представленным выше

здесь характеризуются созданные и опробованные укрупненные методы прогнозирования и анализа разработки подобных залежей, учитывающие указанные особенности и основанные на использовании уравнения упругого материального баланса, а также некоторые другие методы расчетов и оценон.

4.1. Расчеты показателей разработки нефтяных залежей ¿"24.46.73_7

На первых стадиях проектирования разработки в основу расчетов при упруго-водонапорном режиме дренирования может быть положено уравнение материального баланса, учитывающее, в частности, что количество добытой нефти (на ту или иную дату) складывается из извлекаемых запасов в заводненном объеме и добычи из незаводненной части залежи за счет упругих сил.

При этом при конструировании расчетного уравнения используются устанавливаемые аналитические зависимости, характеризующие реальное распределение запасов нефти, динамику обводнения, а также определяемые по промысловым данным коэффициенты удельной добычи жидкости, упругоемкости залежи. В конечном счете получаем в развернутом виде искомую зависимость между относительными значениями заводненного объема и коэффициента использования запасов нефти.

При проектировании задаются по вариантам числом скважин, их дебитами, максимальными темпами отбора нефти, методами воздействия. С учетом нарастающего отбора запасов определяются падение пластового давления, заводненный объем, осредненное перемещение ВНК, обводнение скважин и выход их из эксплуатации. При этом легко учесть также необходимые объемы закачки для ППД, возврат обратно в пласт извлекаемой вместе с нефтью попутной воды и др. Практическое применение методики показало достаточно высокую ее эффективность, (рис. 5).

О

7 //

2 / /3

0,2 0,4 0,6 0,8 10

Рис. 5. Расчетные кривые разработки верхнемеловых залежей нефти месторождений Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское (кривая I), Брагуны (кривая 2), Эльдарово (кривая 3)

( 6 - заводненный объем, 77 - коэффициент использования НИЗ) '

4.2. Определение коэффициента нефтеиэвлечения по промысловым данным /~23,42,73_7

Получено достаточно надежное расчетное уравнение для оценки коэффициента нефтеиэвлечения из заводненного объема с учетом неравномерного начального распределения запасов и упругой добычи нефти из незаводненной части залежи.

На примере верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-Алиюр-товского месторождения показано практическое постоянство на высоком уровне многократно определявшихся по мере выработки запасов коэффициентов нефтеиэвлечения из нарастающих заводненных объемов при двух-трехкратном изменении при этом осредненных значений скорости фильтрации и подъема ВНК, темпов разработки, плотности сетки скважин, вторичной пустотности, проницаемости и больших абсолютных значениях перечисленных параметров, характеризующих систему разработки.

4.3. Оценка извлекаемых запасов нефти /~32,73_7

На основе установленной качественной и количественной однотипности изменения коэффициентов общей и эффективной вторичной пустотности в нарастающих от ВНК к своду объемах залежи (в ее заводненных объемах) предлагается приближенный метод оценки НИЗ нефти по данным начального периода эксплуатации залежей. Успешное применение метода проиллюстрировано на примере верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского месторождения.

4.4. Расчеты устойчивости вытеснения нефти водой /~48,73_7

Показана необходимость учета индивидуальных особенностей рассматриваемых массивно-пластовых и массивных залежей при оценке по известным методикам гравитационных и гидродинамических градиентов и устойчивости перемещения ВНК. На примере конкретных залежей вы-

явлена вероятная заведомая устойчивость или, наоборот, возможная неустойчивость вытеснения нефти водой снизу вверх в зависимости от соотношений вязкостей пластовых флюидов, величин проницаемости. В то же время системы разработки со сводовым заводнением, например, с целью разрезания залежи на блоки, оцениваются как заведомо неустойчивые .

Кроме того,выполнены приближенные исследования выработки запасов с учетом реального подразделения продуктивных отложений на отдельные пачки с различными коллекторскими свойствами, показавшие возможность достижения высоких коэффициентов охвата в условиях рассматриваемых залежей (до 0,9 и более); характеризуются методы оценки позднего периода разработки эалеяей ¿"47,?3_7.

5. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРИНЦИПОВ ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Ниже кратко характеризуются полученные оптимальные решения принципиальных вопросов технологии разработки рассматриваемого типа залекей. Обоснование важнейших положений рациональной эксплуатации залежей происходило постепенно, по мере установления их геолого-промысловых особенностей, проведения теоретических и экспериментальных исследований, составления технологических схем и проектов разработки конкретных залежей, тщательного анализа результатов их внедрения.

Таким образом, представляемые здесь выводы и рекомендации базируются не только на изложенных выше результатах исследований. В не меньшей мере они основываются на материалах последующих разделов, характеризующих, в частности, фактические результаты разработки залежей, находящихся в весьма поздней стадии эксплуатации.

5.1. Использование упругого запаса. Искусственное воздействие на запеки /"7,20,37,38,40,41,56 61,63,71,73_7

В начальной стадии эксплуатации целесообразно использовать упругий запас нефтеводоносных систем для ускорения и удешевления разработки залежей. Тем не менее лучше допускать снижение пластового давления лишь до величины гидростатического давления, если последнее выше давления насыщения. При этом уменьшается опасность смятия колонн, улучшаются условия фонтанирования скважин, облегчается их проводка.

В дальнейшем необходимо искусственное воздействие на залежи с целью ППД, если упругой энергии оказывается недостаточно для полной выработки запасов нефти, как это было по большинству более крупных верхнемеловых залежей грозненских месторождений. Применение заначки воды в этих целях рекомендуется по возможности под ВНК, в модификации прежде всего законтурного или приконтурного заводнения залежей.

На основе выполненных исследований сделано заключение о недопустимости последующей эксплуатации таких залежей на истощение, с образованием вторичных газовых шапок, в том числе из-за вероятных существенных потерь в нефтеотдаче. Далено не очевидна и целесообразность закачки в таких условиях тех или иных газовых агентов даже с целью смешивающегося вытеснения, не говоря уже об их закачке просто для поддержания давления.

5.2. Размещение сквакии. Порядок вскрытия продуктивных отложений. Плотность сетки скважин ¿"1,7,20,22,37, 38,40,41,56,61,73_7

Ввиду очень большой концентрации запасов в сводовых частях массивно-пластовых и массивных залежей, при небольших поперечных

размерах залежей важное значение приобретает создание непрерывного центрального (осевого) ряда добывающих скважин. Нагнетательные скважины целесообразно размещать на пониженных частях структур, лучше в чисто водяных зонах или на уже заводненных участках.

При наличии эффективной гидродинамической связи по разрезу мощная продуктивная толща может разрабатываться одной сеткой скважин при последовательном переносе вскрываемых в них интервалов снизу вверх для лучшего охвата залежи дренированием, более эффективного контроля за процессом разработки, сокращения количества извлекаемой вместе с нефтью воды (рис. 6).

В наиболее благоприятных условиях допустимо размещение добывающих скважин в основной на сводовых и присводовых участках и вскрытие в большинстве из них лишь прикровельных интервалов продуктивных отложений при закачке воды в приконтурные и поднефтяные зоны относительно динамического ВНК.

При этом на подобных залежах могут применяться в качестве оптимальных сравнительно редкие сетки скважин при большой накопленной добыче нефти и закачке воды, приходящейся на одну скважину (см. раздел 5.5).

5.3. Дебиты скважин. Темпы разработки залежей. Коэффициент нефтеиэвлечения 2"?.20,37,38,40,41,56,61,73_7

При таких характеристиках залежей могут обосновываться как технологически допустимые довольно высокие дебиты скважин, а также темпы отбора нефти по сравнению с реализуемыми на обычных залежах с пористыми коллекторами (см. раздел 5.5). Они тем более допустимы на относительно ранней стадии разработки, когда основные зоны отбора в сводовых частях залежей значительно удалены от зон более активного естественного вторжения пластовых вод, а системы искусственного ППД еще не развернуты или не выведены на полную мощность.

2 1 1 12

Рис. 6. Поперечный профиль залежи с начальными интервалами отбора и закачки в скважинах

1,2 - добывающие и нагнетательные скважины; 3 - тектоническое нарушение; 4 - ВНК

При этом по рассматриваемым массивным и массивно-пластовым залежам с трещиновато-кавернозными коллекторами могли быть достигнуты и довольно высокие коэффициенты нефтеотдачи при весьма ограниченном извлечении воды вместе с нефтью, а в наиболее благоприятных условиях - при практически безводной выработке запасов (см. раздел 5.5). Наряду с другими факторами определенное влияние могут оказывать также особенности структуры пустотного пространства и характер смачиваемости пород.

5.4. Строительство и эксплуатация скважин. Обустройство месторождений / 20,37,38,40,41,56,73_7

Сформулированы основные требования по техническому обеспечению эксплуатации таких месторождений, включающие, в частности, специальную разработку конструкций высокодебитных скважин и технологий их проводки и освоения, рассчитанных на аномальные давления, своевременный ввод в эксплуатацию необходимых объектов по подготовке нефти и особенно - переработке газа. При этом в более ранний период могут применяться высоконапорные наземные системы совместного внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа, которые затем, по мере истощения пластовой энергии, роста обводненности извлекаемой жидкости, могут быть реконструированы на более низкие давления.

5.5. Особенности запроектированных систем разработки

¿"20,41,56,58,73_7

Их исследование проводится на основе проектов и технологических схем разработки верхнемеловых залежей месторождений Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское, Эльдарово, Брагуны, Старогрозненское, предусматривавших эксплуатацию на естественном упруговодонапорном режиме первой из перечисленных залежей и применение приконтурного заводнения для ППД на уровне давления насыщения - по остальным трем залежам, по которым добыча нефти за счет неограниченного ис-

пользования упругого запаса оценивалась равной около половины НИЗ.

Принятые системы разработки залежей характеризовались также следующими, в известной мере экстремальными показателями:

- средний дебит добывающих скважин - до 600-1000 т/сут;

- средняя приемистость нагнетательных скважин - 750-1000 м'/сут;

- плотность размещения добывающих скважин - 180-350 га/скв;

- максимальный темп добычи нефти - 10-13,8% от НИЗ/год;

- средняя добыча нефти на одну скважину - 0,9-1,5 млн.т;

- накопленная обводненность жидкости - 8-1456;

- период отбора основных запасов нефти (около 95% НИЗ) -16-20 лет;

- коэффициент нефтеизвлечения - 0,7;

- себестоимость добычи нефти (в ценах 60-70-х годов) -2,5-3,5 руб/т.

Кроме того, охарактеризованы, в основном по данным СевКавНИПИ-нефти, рекомендуемые методы интенсификации работы скважин и добычи нефти ¿~73_7.

6. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Ниже приводятся некоторые результаты анализа фактических промысловых данных, характеризующие особенности различных периодов эксплуатации залежей. Они увязываются с характерными особенностями залежей и применяемых систем разработки.

6.1. Особенности обводнения скважин /~49,73_7

На примере верхнемеловых залеяей нефти Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского и Старогрозненского месторождений, с учетом показателей их эксплуатации в целом и прежде всего - динамики ВНК, ис-

следуется обводнение скважин (интервалов) в более ранний (основной по отборам нефти) период разработки.

Были установлены вполне определенные закономерности, согласно которым, в частности, скважины с более высокими гипосметричес-киыи отметками интервалов вскрытия продуктивных отложений обводняются в более поздние срони; суммарная добыча нефти по отдельным скважинам за безводный период пропорциональна произведению расстояния от вскрытого интервала до текущего ВНК и среднего дебита скважин и обратно пропорциональна среднему темпу отбора нефти из залежи в целом (или средней скорости подъема ВНК); длительность безводного периода эксплуатации скважин пропорциональна отношению расстояния от интервала дренирования до ВНК к среднему темпу отбора нефти из залежи (или средней скорости подъема ВНК) (рис. 7).

Такие результаты свидетельствовали, что в указанный основной период разработки залежей в общем происходил достаточно равномерный упорядоченный подъем ВНК снизу вверх к сводам структур, без значительных локальных возмущений, обусловленных работой отдельных скважин.

6.2. Особенности обводнения залежей /~70,73_7

В результате специального анализа материалов по залежам нефти грозненских месторождений и белорусского месторождения Речица с трещиновато-кавернозными и трещиновато-кавернозно-пористыми коллекторами установлено, что большая или меньшая активность обводнения залежей может определяться в первую очередь не приуроченностью их к тому или иному типу коллекторов, а совершенно другими отличительными характеристиками и особенностями систем разработки.

Гак, довольно позднее нарастание обводнения жидкости и небольшое накопленное количество извлекаемой вместе с нефтью воды по большинству грозненских залежей было обусловлено прежде всего мае-

Т, ГО3 с у г

Рис. 7. Кривые безводной эксплуатации скважин Старогроэненской (а) и Малгобек-Возне-сенско-Алиюртовской (б) залежей

{ Г - длительность безводного периода; I - расстояние до ВНК; - темп разработки залежи)

сивным типом последних, благоприятными соотношениями между свойствами пластовых флюидов, последовательным переносом интервалов дренирования снизу вверх, размещением большинства скважин в повышенных частях структур и др.

В таких условиях, в частности, скважины с низкими интервалами вскрытия продуктивных отложений оказывались практически лишь пассивными фиксаторами перемещения ВНК, а движение последнего относительно этих скважин было в большой мере транзитным, не обусловленным их собственной работой. Когда же чисто гипотетически были рассмотрены лишь сравнительно небольшие верхние части залежей, то получили кривые обводнения, довольно близкие к таковым по белорусским залежам.

При оценке разработки и обводнения таких залежей необходим анализ возможного влияния многих параметров и показателей, характеризующих специфические особенности залежей и применяемых систем их разработки. В том числе должны учитываться реально проявляющиеся воздействия на матрицу породы в случае ее нефтенасыщенности.

б.З. Эффективность гравитационного перераспределения нефти и воды в залежах /"52,73_7

Проведенными наблюдениями по ряду скважин месторождения Эль-дарово установлено эффективное гравитационное замещение пластовой нефтью воды, длительное время закачивавшейся в нефтенасыщенные интервалы (при выполнении ремонтных работ). Тем не менее сводовое или иное внутриконтурное заводнение или разрезание таких залежей с целью ПЦД и интенсификации разработки представляется нецелесообразным ввиду неустойчивости и сложности для контроля и регулирования возникающих при этом водонефтяных потоков, возможного уменьшения эффективности нефтеизвлечения. Нагнетание воды под ВНК наиболее отвечает специфическим особенностям рассматриваемых залежей.

6.4. Особенности динамики разработки залежей /~54,73_7

На основе анализа фактических промысловых материалов по находящимся в весьма поздней стадии эксплуатации верхнемеловым залежам месторождений Малгобек-Вознесенско-Алиюртовсное, Эльдарово, Брагу-ны, Старогрозненское, кроме обычно выделяемых стадий роста, стабилизации, значительного и замедленного падения добычи нефти, между последними двумя устанавливается еще одна стадия более или менее стабильных отборов нефти при довольно низком уровне последних.

При этом стадия значительного снижения добычи нефти отличается гораздо более высокими темпами ее падения, чем по обычным залежам с пористыми коллекторами. Возможно, именно этим объясняется в какой-то мере выделение затем еще одной стадии стабилизации отборов. Наблюдается очень медленное нарастание обводненности добываемой продукции в основной период выработки запасов при резном увеличении в заключительный период. Накопленное количество извлеченной воды не превышает 10-15% от добычи жидкости.

6.5. Упругий запас залежей ¿~71,?3_7

Под упругим запасом понимается количество нефти (жидкости), которое может быть извлечено из залежи (нефтеводоносной системы) при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом. По фактическим данным разработки верхнемеловых залежей месторождений Эльдарово и Брагуны он определен равным несколько более 50% НИЗ нефти. Естественно, определенная часть упругого запаса должна идти на компенсацию извлекаемой вместе с нефтью воды, однако объемы последней по таким залежам сравнительно небольшие. По наиболее крупной Малгобек-Вознесенско-Алиюртовской залежи и целому ряду небольших залежей упругой энергии оказалось достаточно для полной выработки запасов.

6.6. Техногенные последствия эксплуатации залежей ¿"21,66,67,73_7

Возможность практически полного использования упругого запаса нефтеводоносных систем для добычи нефти подтверждается фактическими промысловыми данными по ряду грозненских месторождений, свидетельствующими об отсутствии каких-либо непреодолимых, катастрофических последствий такой эксплуатации залежей. Имеются в виду, в частности, потеря продуктивности скважин в результате смыкания трещин, нарушение целостности колонн в скважинах, подвижки земной поверхности, относительно которых высказывались серьезные опасения.

По верхнемеловой залежи месторождения Эльдарово было сопоставлено около 70 индикаторных диаграмм, снятых в условиях падения пластового давления. По отдельным скважинам сравнивалось от двух-трех до шести-восьми диаграмм при падении давления в залежи за период наблюдений по скважинам на величины от 4-10 до 20-28 МПа (рис. 8).

В результате было сделано заключение об отсутствии вполне определенного снижения продуктивности скважин. К таким выводам пришли и по другим верхнеыеловым залежам. Они хорошо согласовались с принятыми за основу предствлениями об условиях деформации реальных трещиновато-кавернозных каналов с многочисленными рассредоточенными опорными контактами стенок, препятствующими их смыканию.

На грозненских месторождениях, действительно, наблюдался довольно большой выход скважин из строя. Однако по взятым для анализа месторождениям Эльдарово, Старогрозненское и Брагуны выявлены лишь около десяти скважин, вскрывших верхнемеловые отложения, ликвидация которых из-за смятия колонн в какой-то мере могла быть связана с аномально низкими пластовыми давлениями в залежах. Это составляет менее 20% от общего числа ликвидированных скважин (в процессе бурения и эксплуатации) и менее 10% от общего числа включенных в анализ бурившихся скважин. Остальные скважины вышли из строя

О ТОО 200 300 400 500 600 ^и,т/сут

50 100 150 200 250 ЗОО 35а 4(70

пгт-1-1—

1-г

й-

Др , МПа

Рис. 8. Сопоставление индикаторных диаграмм по скв. 49 (а) и 59 (б)

(Нумерация исследований в порядке их проведения)

по целому ряду других причин.

К тому же в большинстве из указанных скважин (в том числе во всех нагнетательных из них) смятия колонн произошли в интервалах залегания мощной толщи майкопских глин. Можно предположить и простое проявление текучести последних в случае проникновения воды при возможном нарушении герметичности колонн.

В период разработки верхнемеловых залежей в Грозненском районе наблюдалась некоторая сейсмическая активность. Однако не было отмечено явных, связанных с землетрясениями, изменений режимов работы скважин или их повреждений и прекращения работы. Могла проявляться естественная сейсмическая активность в большом регионе.

Кроме того, на основе анализа промысловых данных сделано заключение об отсутствии практически отрицательного влияния перекрытия трещиноватых пород зацементированными колоннами и перфорации последних на процесс освоения и продуктивность скважин /~8,73_7.

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ЗАПРОЕКТИРОВАННЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Здесь устанавливается хорошее соответствие запроектированных технологических показателей и систем разработки залежей фактически реализованным на практике. Особое внимание уделяется оценке различными способами полноты выработки запасов нефти из продуктивных отложений. Определяется технико-экономическая эффективность разработки залежей.

7.1. Сравнительный анализ проектных и фактических

показателей и систем разработки залежей /"37,41, 56,57,58,73_7

Сопоставляются данные по верхнемеловым залежам месторождений Малгобек-Возкесенско-Алиюртовское, Эльдарово, Брагуны, Старогрозненское. Длительность периодов сопоставления от 7 до 9 лет. За это

время по залежам было отобрано от 46 до 75% НИЗ нефти. К концу периодов сопоставления накопленная добыча нефти составила 59-98% от НИЗ.

Получено хорошее согласование проектных и фактических систем и показателей разработки (рис. 9).Полностью подтвердились расчетные величины упругого запаса нефтеводоносных систем, возможность разработки на естественном упруго-водонапорном режиме первой из указанных залежей и необходимость интенсивной закачки воды по остальным после использования упругого запаса; возможность применения одной редкой сетки скважин на всю толщу продуктивных отложений, высоких дебитов скважин и темпов разработки залежей при ограниченном извлечении воды и достижении больших коэффициентов нефтеотдачи; небольшая длительность периодов отбора основных запасов (за 20 лет из указанных залежей было извлечено от 88,3 до 99,3% НИЗ нефти);-высокие технико-экономические показатели разработки.

7.2. Исследования полноты извлечения нефти из залежей

/"23,37,42,56,57,58,61,73_7

По фактическим данным установлено, что по мере эксплуатации залежей происходил достаточно упорядоченный закономерный подъем ВНК в направлении от крыльев и периклиналей к сводам структур без нарушений его непрерывности, локальных возмущений в окрестностях скважин. Многократные определения коэффициентов нефтеизвлечения из заводненных объемов давали величины не менее 0,6-0,7.

Из более ста проведенных прямых испытаний скважинами заводненных частей залежей в подавляющем большинстве получали только пластовую воду и лишь иногда фиксировались кратковременные притоки высокообводненной нефти, вероятно, из переходной зоны. Не было ни одного случая получения чистой нефти из заводненных объемов залежей.

1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977

Рис. 9. Проектные (I) и фактические (2) показатели разработки залежи нефти месторождения Брагуны

( <2 , V/ - годовая и накопленная добыча нефти; т? - коэффициент использования НИЗ; ¿- - нарастающая обводненность жидкости; р - текущее пластовое давление)

Из почти столь же многочисленных специальных длительных наблюдений за остановленными скважинами по причине обводнения (нередко далеко не полного) только в четверти случаев были установлены небольшие, быстро затухающие накопления нефти. При этом не давали положительных результатов проводившиеся в более ранний период эксплуатации залежей испытания по форсированному отбору жидкости, а также ограничения дебитов обводняющихся скважин.

Эти данные свидетельствовали о хорошем охвате продуктивных отложений вторгающейся водой, практически полном извлечении нефти из недр в пределах возможностей воды как вытесняющего агента.

С другой стороны, согласно упоминавшимся расчетам на основе послойной модели коэффициенты охвата при заводнении оценивались равными до 0,9 и более. По результатам экспериментальных исследований на моделях трещиноватой среды (В.Н.Майдебор, С.И.Чижов, 1973 г.) коэффициенты вытеснения нефти водой достигали 0,8-0,9. В таком случае коэффициенты нефтеизвлечения получаются равными до 0,7-0,8. Можно иметь в виду также характеризовавшиеся выше результаты расчетов по оценке предельных безводных дебитов скважин, устойчивости вытеснения нефти водой.

Таким образом, результаты теоретических и экспериментальных исследований независимо от промысловых материалов тоже свидетельствуют о возможности достижения на подобных залежах с трещиновато-кавернозными коллекторами больших значений коэффициентов вытеснения, охвата и нефтеотдачи. Это говорит о реальности приведенных выше коэффициентов нефтеизвлечения, оцененных по данным разработки залежей, и принятых за основу геологических запасов нефти. Такое заключение важно и в связи с высказывавшимися некоторыми специалистами предположениями о возможном занижении балансовых запасов нефти по грозненским месторождениям и искусственном завышении коэффициентов нефтеизвлечения.

7.3. Технико-экономическая эффективность предложенных систем разработки залежей ¿"36,37,55-58,?3_7

При специальной технико-экономической оценке запроектированных систем разработки верхнемеловых залежей месторождений Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское, Эльдарово, Брагуны и Старогрозненское учитывалось применение заводнения, редкой сетки скважин, высоких темпов отбора нефти, ППД на уровне, близком к давлению насыщения. Расчеты велись на основе методик Академии наук и ВНИИнефть. Установлены, в частности, следующие показатели эффективности (в ценах 70-х годов):

- прирост добычи нефти (с учетом освоения других месторождений за счет сэкономленных капиталовложений) - 52,9 млн.т;

- экономия капитальных вложений - 155,2 млн.руб;

- экономия эксплуатационных затрат - 215 млн.руб;

- прирост балансовой прибыли - 364 млн.руб;

- рост рентабельности производства - на 17-42%.

Последующие оценки по фактическим данным эксплуатации залежей

полностью подтвердили высокую технико-экономическую эффективность запроектированных систем разработки. На грозненских месторождениях добывалась самая дешевая нефть в стране.

Таким образом, представленные материалы свидетельствуют о большой надежности прогнозирования промышленной эксплуатации залежей, высокой технологической и технино-экономической эффективности примененных систем разработки, достаточно полном учете геолого-промысловых характеристик и особенностей залежей при проектировании и осуществлении их эксплуатации.

8. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕКЕ0

Специфические геолого-промысловые характеристики и особенности систем разработки таких залежей потребовали также специального

решения вопросов контроля и регулирования их эксплуатации. Ниже кратко характеризуются задачи, принципы и применявшиеся и рекомендуемые методы контроля и регулирования разработки залежей, их специализация и эффективность использования.

8.1. Задачи контроля и принципы регулирования разработки залежей / 39,44,73_/

Из задач контроля разработки следует иметь в виду уточнение или оценку режима дренирования залежей, особенностей фильтрации жидкости и обводнения скважин и залежей, эффективности дренирования продуктивных отложений, коэффициентов нефтеиэвлечения и НИЗ нефти, динамики пластового давления и продуктивности скважин, состояния эксплуатации залежей, соответствия фактических показателей проектным и др.

Н основным принципам регулирования разработки таких залежей надо отнести обеспечение последовательного вытеснения нефти водой снизу вверх и закономерного стягивания ВНК к сводам структур, предупреждение образования вторичных газовых шапок, обеспечение поин-тервального дренирования продуктивных отложений во всех или в части скважин, осуществление в конечном счете достаточно полной реализации запроектированных систем разработки и др.

8.2. Геолого-промысловые методы контроля за разработкой залежей /~39,44,73_7

Они представляют стандартные и специальные исследования и обработку их результатов с целью решения перечисленных выше задач контроля разработки залежей, в том числе проведение промысловых экспериментов по оценке взаимодействия скважин, участков залежей и частей разреза продуктивных отложений, снятие и специальную обработку индикаторных диаграмм и прослеживание их динамини во времени, исследование работы скважин в водонефтяных зонах, определе-

ние к интерпретацию профилей притока и поглощения жидкости, прослеживание динамики ВНК, текущий анализ разработки залежей, комплексную оценку полноты извлечения нефти и др.

8.3. Индикаторные методы контроля разработки залехей

30,39,/3_7

Опробовались и дали положительные результаты применение трития и других индикаторов для контроля за перемещением нагнетаемой в пласт воды, радиевый метод определения положения и скорости перемещения ВНК, гидрохимический метод определения зон влияния нагнетательных скважин, использование данных о физико-химических свойствах нефти при решении ряда геолого-промысловых задач.

8.4. Методы регулирования разработки залежей

¿~39,44,73_7

В целях реализации предложенных - выше принципов регулирования разработки залежей такого типа рекомендуются как известные, так и специальные воздействия на отдельные сквжины, группы скважин, участки залежей и залежи в целом, включающие изменение и перераспределение, в том числе во времени, дебитов скважин, отборов жидкости и закачки воды, перенос интервалов дренирования, осуществление мероприятий по стабилизации пластового давления на заданном уровне, закономерному стягиванию ВНК к сводам структур, интенсификации работы скважин и добычи нефти, в том числе повышающих эффективность проявления гравитационных сил, капиллярных процессов, бурение резервных скважин, некоторую корректировку запроектированных систем разработки залежей и др.

При практическом применении указанных методов контроля и регулирования необходимо учитывать их реальные возможности, особенности строения и разработки тех или иных конкретных залежей. Наиболее эффективным является комплексное использование различных

методов, сочетание геолого-промысловых и специальных, прямых и нос-венных методов. Это ускоряет получение результатов, повышает их надежность.

9. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НАКОПЛЕННОГО ОШЛА ПРИ ОСВОЕНИИ НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Здесь с учетом выполненных исследований и практического опыта, приобретенного на грозненских месторождениях, характеризуются нередко весьма поучительные результаты изучения, проектирования и анализа эксплуатации целого ряда позае открытых в других регионах массивных нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами, даются рекомендации по оптимизации систем разработки.

9.1. Месторождение Тенгиз (Казахстан) /~62,63,68,71,73_7

Залежь нефти этого месторождения, открытая в 1979 г., массивного типа, приурочена к брахиантиклинальной складке, сложенной трещиноватыми известняками среднего и нижнего карбона. Глубина расположения залежи до 5500 м и более. Этаж нефтеносности более 1500 м. Аномально высокое начальное пластовое давление, около 80 МПа в своде залежи, значительно превышало гидростатическое давление и давление насыщения нефти газом (на 40-50 МПа). Вязкость и плотность пластовой нефти 0,22 мПа-с и 0,625 г/см5 соответственно. Дебиты скважин до 500-1000 т/сут и более. Характерны большое содержание сероводорода в нефти и газе, перекрытие продуктивных отложений мощной толщей солей.

Установлено большое сходство этой залежи с верхнемеловыми залежами нефти грозненских месторождений. Очень вероятно наличие эффективной гидродинамической связи в объеме продуктивной толщи. Выделяемые типы коллекторов представляются как имеющие эффективную емкость в основном вторичного происхождения. Значительное уменьшение проницаемости пород при падении пластвого давления счи-

тается маловероятным. Возможный режим дренирования залежи предполагается близким к замкнуто-упругому. Имеется в виду, что соответствующий ему упругий запас залежи, оцениваемый равным около 20% от геологических запасов нефти,в той или иной мере может использоваться для ее добычи.

Прогнозируется, что при достаточно полном учете благоприятных геолого-проыысловых характеристик залежи довольно высокие технологические показатели ее разработки могут быть получены и при применении заводнения для ПЦЦ на уровне гидростатического давления или несколько выше. В случае осуществления закачки тех или иных газовых агентов уровень ГЩ должен определяться с учетом давления смесимости их с пластовой нефтью. Подчеркивается, что при вполне определенной конкурентоспособности в сравнении с газовыми методами в чисто технологическом плане процесс заводнения имеет полное преимущество в отношении возникающих технических проблем и экономических затрат.

9.2. Месторождение Карачок (Сирия) /"72,73_7

Залежь нефти приурочена к узкой антиклинальной складке, массивная, в меловых известняках, с трещиновато-кавернозно-пористым типом коллектора, сравнительно неглубокая (1630-2100 м), с этажом нефтеносности 470 м. Средняя пустотность пород принята равной около 10%, проницаемость изменяется от единиц Ю-3 мкм' до нескольких квадратных микрометров. Начальное пластовое давление несколько ниже гидростатического, естественный режим дренирования залежи - активный водонапорный. Вязкость и плотность пластовой нефти -9,8 мПа-с и 0,874 г/см' соответственно.

Установлено и количественно охарактеризовано закономерное уменьшение от свода к ВНК коэффициентов общей пористости, нефте-насыщенности, эффективной толщины продуктивных отложений, удельного содержания нефти в породе и как следствие - неравномерное рас-

пределение запасов нефти в объеме залежи. Выполненные расчеты с учетом этого фактора, а также наличия переходной зоны на фронте вытеснения дали гораздо большие величины коэффициентов нефтеизвлеяе-ния из заводненного объема залежи (до 0,4 и более), чем при допущении равномерного распределения запасов и поршневого вытеснения нефти водой (около 0,3). Текущее состояние разработки залежи оценивалось как вполне удовлетворительное.

9.3. Месторождение Долни Дыбник (Болгария) /~35,73_7

Среднетриасовая залежь нефти этого месторождения приурочена к брахиантиклинальной складке. Продуктивные трещиноватые доломиты залегают на глубине более 3000 м, характеризуются значительной неоднородностью. Залежь водоплавающая, с начальным этажом нефтеносности около 260 м. Начальное пластовое давление было на уровне гидростатического. Естественный режим дренирования залежи упруго-водонапорный. Проницаемость продуктивных отложений составляла десятки Ю-3 мкм'. Дебиты скважин изменялись от нескольких до 100 м'/сут и более. Вязкость и плотность пластовой нефти 1,29 мПа-с и 0,753 г/см".

История изучения и разработки этого месторождения довольно поучительна в связи с допущенными на ранней стадии (другими авторами) существенными погрешностями в оценке запасов нефти и показателей разработки. По истечении небольшого времени совместно с болгарскими специалистами были заново проанализированы имевшиеся ранее и новые материалы с целью определения реальных перспектив дальнейшей разработки месторождения.

При переоценке геологических запасов нефти тип коллектора вместо принимавшегося первоначально трещиновато-кавернозно-пористого был определен практически как трещиновато-кавернозный, примерно в два раза снизился эффективный объем залежи, были уменьшены

также коэффициенты каверноэнооти и трещиноватости. В настоящее время залежь находится в весьма поздней стадии эксплуатации. По ней полностью подтвердились уточненные величины извлекаемых запасов нефти.

Заметим еще, что допущенные погрешности привели к реализации на практике очень высоких темпов отбора нефти для условий данной залежи (более 12-13% в год от скорректированных НИЗ), что, по-видимому, негативно отразилось на процессе ее разработки, а возможно, и на величине коэффициента нефгеизвлечения в какой-то мере.

9.4. Котовское месторождение (Волгоградская область) /~73_7

Нефтяная залень, открытая в 1975 г., приурочена к узкой антиклинальной складке. Продуктивны рифогенные трещиноватые известняки евлановско-ливенского горизонта верхнефранских отложений. Залежь массивная, водоплавающая с этажом нефтеносности более 170 ы. Глубина залегания продуктивных отложений до 2600 м. Начальное пластовое давление несколько выше гидростатического. Естественный режим дренирования залежи близкий к жесткому водонапорному. Вязкость и плотность пластовой нефти 0,35 мПа-с и 0,673 г/см' соответственно. Проницаемость продуктивных отложений до 0,1-1,0 мкм'. Дебиты скважин состаляли до 200-300 т/суг и более.

История изучения и разработки этой залежи тоже довольно поучительна. Спустя всего несколько лет после подсчета запасов и проектирования разработки (другими авторами) произошло резкое падение добычи нефти. Реальные запасы нефти оказались существенно меньше и при принятых уровнях добычи нефти были выработаны в более короткие срони. Их завышение было обусловлено, в частности, отнесением почти на две трети продуктивных отложений к трещиновато-кавернозно-пористым, хотя на самом деле они были ближе, вероятно, к трещиновато-кавернозным. Кроме того, последующими исследованиями Волгоград-

НИПИнефги было установлено наличие в породе закрытых нефтенасыщен-ных пустот, доля которых оценивалась до 40%. По этой эалежи было допущено также неоправданное переуплотнение сетки скважин.

9.5. Забегаловекое месторождение (Удмуртия) /~73_7

Нефтяная залежь этого месторождения открыта в 1990 г. в за-волжско-фаменско-франских отложениях, приурочена к органогенной массивной постройке в вид© купола высотой 365 м. Продуктивные отложения представлены известняками. Коллектор кавернозно-пористого типа осложнен развитием грещиноватости. Максимальная глубина расположения залежи около 1900 ы. Предполагалась ее практически полная изолированность. Начальное пластовое давление аномально низкое, на 2,5-4 МПа ниже гидростатического. Средняя пусготность продуктивных отложений была принята около 10%. Проницаемость пород состаляет от единиц до десятков и сотен Ю"3 мкы'. Вязкость и плотность пластовой нефти 13,5 мПа-с и 0,875 г/см' соответственно. Дебиты скважин составляли 10-35 т/сут.

При геолого-промысловой оценке и прогнозировании разработки этой залежи учитывался опыт освоения грозненских и других месторождений. В том числе рекомендовалось применение приконтурного заводнения для ППД, использование одной сетки скважин при некотором уплотнении их размещения в своде залежи и последовательном переносе в них интервалов дренирования в направлении перемещения ВНК. Рассмотренные варианты разработки отличались числом скважин, применением комплекса новых технологий для интенсификации добычи нефти.

Можно с уверенностью'говорить, что учет при проектировании разработки перечисленных выше рекомендаций способствовал улучшению технологических показателей эксплуатации залежи и получению, в частности, гораздо более благоприятных расчетных характеристик

обводнения отдельных скважин и залежи в целой. Для практического внедрения на данном этапе изученности месторождения был рекомендован вариант с наиболее редким размещением скважин.

9.6. Месторождение Белый Тйгр (Вьетнам) /"73J

Залежь нефти этого месторождения в образованиях фундамента, открытая и введенная в эксплуатацию в 1986-1988 гг., приурочена к трехкупольному горст-антиклинальному поднятию,' осложненному тектоническими нарушениями. Этак нефтеносности оценивается до 1600 м. Породы-коллекторы представлены в основном гранитоидами, фильтра-ционно-емкостные свойства которых связываются с многоэтапным развитием различных видов пустот, включающих трещины, каверны и поры. Глубина расположения залежи до 4700 м. Начальное пластовое давление несколько выше гидростатического. Вязкость и плотность пластовой нефти 0,436 ыПа-с и 0,647 г/см' соответственно. Дебиты скважин составляли в основном от сотен до 1000 т/сут. и более.

Представляется, что коллектор рассматриваемой залежи может оказаться в основном трещиновато-кавернозного типа, с ограниченной емкостью эффективно дренируемых вторичных пустот. В связи с падением пластового давления в 1993 г. была начата закачка воды для его поддержания. Можно полагать, что если водоносная область и есть, то она, скорее всего, довольно ограниченных размеров, и естественный режим дренирования залежи близок к замкнуто-упругому в любом случав.

При строительстве скважин, по-видимому, не совсем осмотрительным было оставление открытых забоев, тем более оборудованных незацементированными колоннами - фильтрами, при вскрытии больших толщин продуктивных отложений (до 100-200 м и более). Однако и в сложившейся ситуации возможно осуществление определенного комплекса мероприятий, направленных на уменьшение обводненности извлекав-

мой жидкости, ограничение объемов применения механизированной эксплуатации скважин.

На рассматриваемой залежи не следует допускать даже ограниченного падения пластового давления ниже давления насыщения. Закачка воды, во всяком случае в начальный период, должна производиться как можно ближе к нижней границе залежи. В добывающих скважинах целесообразно осуществление последовательного переноса интервалов дренирования снизу вверх. Для разработки залежи может быть применена достаточно редкая сетка скважин. При этом может быть извлечена большая часть реальных геологических запасов нефти в кондиционных породах-коллекторах.

Кроме того, характеризуются особенности строения и разработки нефтяной залежи месторождения Самгори (Грузия), приуроченной к вулканическим и вулканогенно-осадочным трещиноватым породам средне-эоценового возраста, даются рекомендации по разработке очень сложной верхнеюрской нефтегазоконденсатной залежи месторождения Кокду-малак (Узбекистан) с трещиноватыми карбонатными коллекторами, в том числе при эксплуатации ее с применением сайклинг-процесса /"60,73_7.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе дано комплексное решение соискателем актуальной научной проблемы эффективной разработки массивных и массивно-пластовых нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами, имеющей важное народнохозяйственное значение. Научные разработки соискателя были успешно применены им при геолого-промысловой оценке, проектировании разработки и промышленном освоении целого ряда отечественных и зарубежных месторождений.

Для публичной защиты соискателем выдвигается следующая совокупность научных результатов и положений.

1. Результаты исследований залежей, определяющие эффективное перераспределение давления в трещиноватых толщах в процессе разработки, большое влияние инерционных сопротивлений на фильтрационное движение жидкости, закономерное изменение по высоте структур кол-лекторских свойств продуктивных отложений и удельного содержания нефти в породе.

2. Методы и результаты исследований нелинейной фильтрации жидкости, включающие совмещение в окрестностях скважин линейных и нелинейных решений, применение анализа размерностей, введение критерия подобия фильтрационных сред, формирование единой зависимости между безразмерными параметрами фильтрации, получение аналитических решений, характеризующих работу скважин, выявление уменьшения степени их взаимодействия и предельных безводных или безгазовых де-битов.

3. Методы прогнозирования и анализа разработки залежей, включающие определение показателей эксплуатации, оценку коэффициентов нефтеизвлечения, начальных извлекаемых запасов нефти, коэффициентов охвата, устойчивости вытеснения, оптимизацию разработки в поздний период, отличающиеся использованием уравнения упругого ма-

термального баланса, количественным учетом неравномерного распределения запасов, специальным моделированием залежей и процессов их эксплуатации.

4. Технологические принципы эффективной разработки залежей, предусматривающие использование упругого запаса для добычи нефти, ППД на уровне давления насыщения (или гидростатического давления), применение в качестве оптимальной одной относительно редкой сетки скважин при поинтервальном дренировании в них продуктивных отложений, осуществление эксплуатации скважин и залежей с повышенными де-битами и темпами отбора нефти и обеспечивающие достижение высоких коэффициентов нефтеизвлечения при ограниченном водонефтяном факторе.

5. Результаты анализа и обобщения опыта разработки залежей, которые показали особенности обводнения скважин и залежей, высокую эффективность гравитационного перераспределения пластовых флюидов, отсутствие значительных техногенных последствий разработки месторождений, высокую технологическую и технико-экономическую эффективность предложенных систем разработки залежей, достаточно полный учет их особенностей при проектировании и осуществлении разработки, необходимость использования обобщенного опыта при освоении новых месторождений.

СПИСОК

основных опубликованных работ по теме диссертации

1. Лебединец Н.П. О гидродинамической связи по площади и разрезу продуктивной толщи верхнемеловых отложений месторождения Ка-рабулак-Ачалуки // Труды ГрозНИИ. 1961. Вып. 10. С. 50-59.

2. Майдебор В.Н., Лебединец Н.П., Старостин В.И. Предварительные результаты изучения нового нефтяного месторождения Заманкул // Труды ГрозНИИ. 1961. Вып. 10. С. 43-49.

3. Лебединец Н.П. Возможный способ приближенного определения коэффициентов трещиноватости // Труды ГрозНИИ. 1962. Вып. 13.

С. 147-150.

4. Лебединец Н.П., Майдебор В.Н., Посташ М.Ф., Чеховская Г.Ю. Использование кривых восстановления пластового давления для изучения трещинных коллекторов II Труды ГрозНШ. 1962. Вып. 13.

С. 132-136.

5. Лебединец Н.П., Майдебор В.Н. Поведение подошвенной воды в нефтяной залежи, приуроченной к трещиноватому коллектору // Труды ГрозНИИ. 1962. Вып. 13. С. 143-146.

6. Лебединец Н.П., Соколовский Э.В., Майдебор В.Н., Посташ М.Ф., Чеховская Г.Ю. Гидродинамическая взаимосвязь между отдельными частями залежей в мощных трещиноватых коллекторах // Геология нефти

и газа. 1962. (Р 4. с. 52-55.

7. Майдебор В.Н., Посташ М.Ф., Лебединец Н.П., Чеховская Г.Ю. Вопросы изучения и разработки нефтяных залежей, приуроченных к мощным трещиноватым коллекторам // Нефтяное хозяйство. 1962. Р 4. С. 29-35.

8. Лебединец Н.П. О влиянии перекрытия трещиноватых известняков зацементированными колоннами на процесс освоения и продуктивность скважин // Труды ГрозНИИ. 1963. Вып. 16. С. 219-226.

9. Лебединец Н.П. Решение задач установившейся фильтрации жидкости в пласте по нелинейному закону // Труды ГрозНИИ. 1965. Вып. 19. С. 97-III.

10. Лебединец Н.П. Взаимодействие скважин кольцевой и прямолинейной батарей при нелинейной фильтрации в пласте // Труды ГрозНИИ. 1965. Вып. 19. С. 91-96.

11. Лебединец Н.П. Движение жидкости, не следующее закону Дарси, в пласте с неоднородной проницаемостью // Труды ГрозНИИ. 1965. Вып. 19. С. II2-I20.

12. Лебединец Н.Е. Взаимодействие скважин при фильтрации жидкости в пласте по нелинейному закону // Нефтяное хозяйство. 1965. 1Р 7. С. 41-44.

13. Лебединец Н.П. О безразмерных параметрах фильтрации // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1966. № 2. С. 22-24.

14. Лебединец Н.П. Фильтрация аидкости в трещиноватых породах // Труды СевКавНИИ. 1967. Вып. 3. С. 64-68.

15. Лебединец Н.П. Установившееся инерционное двииение жидкости в деформируемом пласте // Труды СевКавНИИ. 1967. Вып. 3. С. 68-77.

16. Ледебинец Н.П. Стационарное движение жидкости при линейной зависимости фильтрационных характеристик пласта от давления // Труды СевКавНИИ. 1967. Вып. 3. С. 77-81.

17. Лебединец Н.П. Определение коллекторских свойств трещиноватых пород по промысловым данным // Труды СевКавНИИ. 1967. Вып. 3. С. 81-85.

18. Лебединец Н.П. Определение верхней границы применимости линейного закона фильтрации // Труды СевКавНИИ. 1967. Вып. 3.

С. 85-93.

19. Лебединец Н.П., Сюняев Я.Х. О распределении запасов нефти в верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского месторождения // Геология нефти и газа. 1967 № 6. С. 29-31.

.20. Лебединец Н.П., Сюняев Я.Х., Сорочинская A.B. Состояние и перспективы разработки верхнемеловой залежи нефти Малгобек-Воз-несенско-Алиюртовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1968. № I. С. 26-29.

21. Лебединец Н.П., Сюняев Я.Х., Сорочинская А.Я. Особенности фильтрации жидкости в трещиноватых породах // Нефтяное хозяйство. 1968. № 6. С. 35-38.

22. Лебединец Н.П., Сюняев Я.Х. Об эффективности дренирования скважинами трещинного коллектора // Геология нефти и газа. 1968. № 7. С. 44-46.

23. Лебединец Н.П. Предварительные результаты определения коэффициента нефтеотдачи из трещинного коллектора по промысловым данным Ц Геология нефти и газа. 1968. №9. С. 49-51.

24. Лебединец Н.П. Упрощенная методика расчета процесса разработки нефтяных залежей с трещинными коллекторами при упруго-водонапорном режиме // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. сб./ ВНИИОЭНГ. 1969. № 2. С. 3-6.

25. Лебединец Н.П. Взаимодействие несовершенных скважин при нелинейном законе фильтрации // Труды СевКавНИИ. 1970. Вып. 6. С. 51-55.

26. Лебединец Н.П., Сюняев Я.Х., Репина В.Л. Состояние разработки верхнемеловой запели нефти Малгобек-Вознесенско-Алиюртовско-го месторождения // Труды СевКавНИИ. 1970. Вып. 6. С. 18-23.

27. Лебединец Н.П., Чижов С.И. К вопросу конусообразования в трещинном коллекторе // Труды СевКавНИИ. 1970. Вып. 6. С. 205-211.

28. Лебединец Н.П., Чижов С.И., Истомин А.З. Особенности индикаторных линий нагнетательных скважин // Изв. вузов Нефть и газ.

1970. Ш 2. С. 39-42.

29. Лебединец Н.П., Меркулов A.B., Пристанский Г.Т., Посташ М.Ф., Васильев В.М., Зайцев В.М. Результаты изучения нового грозненского месторождения с трещинными коллекторами // Геология нефти и газа. 1970. № 6. С. 33-36.

30. Соколов Л.А., Лебединец Н.П. Использование данных о физико-химических свойствах нефти для контроля за разработкой нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 1970. № 8. С. 34-36.

31. Лебединец Н.П., Мальсагов С.М., Чижов С.И., Истомин А.З. О притоке нефти к эксплуатационной скважине в трещиноватом пласте при наличии подошвенной воды // Изв. вузов Нефть и газ. 1970.

№ 9. С. 55-58.

32. Лебединец Н.П. Оценка начальных извлекаемых запасов нефти в залежах с трещиноватыми коллекторами // Нефтяное хозяйство.

1971. № I. С. 31-33.

33. Лебединец Н.П., Тагунова A.B. Изменение коллектором« свойств верхнемеловых отложений грозненских месторождений // Геология нефти и газа. 1971. (Р 2. С. 40-43.

34. Истомин А.З., Лебединец Н.П., Мальсагов С.М. О безводных дебитах скважин в трещиноватых пластах с подошвенной водой // Изв. вузов Нефть и газ. 1972. № 4. С. 37-40.

35. Минчева P.M., Михайлов П.В., Лебединец Н.П., Геров Л.Г., Христова B.C. Опытная закачка воды на месторождении Долни Дыбник в НРБ // Нефтяное хозяйство. 1972. № 8. С. 37-40.

36. Лебединец Н.П., Майдебор В.Н., Титова Н.И., Жукова И.С,, Чеховская Г.Ю., Посташ М.Ф., Харченко B.C. Технико-экономическая эффективность разработки верхнемеловых залежей нефти грозненских месторождений // Нефтяное хозяйство. 1973. (Р 3. С. 3-5.

37. Лебединец Н.П. Итоги разрабтки верхнемеловой залежи нефти Малгобек-Вознесенско-Алиюртовского месторождения // Нефтяное

хозяйство. 1973. № 7. С. 1-7.

38. Лебединец Н.П. Некоторые особенности разработки верхнемеловых залеией нефти грозненских месторождений // Геология нефти и газа. 1973. № 8. С. 76-79.

39. Лебединец Н.П., Соколовский Э.В., Сааков С.А., Никаноров А.М., Шалаев Л.Н. Методы контроля и регулирования разработки нефтяных залежей в мощных трещиноватых коллекторах. М.: ВНИИОЭНГ. 1973.81 с.

40. Лебединец Н.П. Опыт проектирования и технологические при-ципы рациональной разработки нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами // Нефтяное хозяйство. 1974. № I. С. 25-28.

41. Лебединец Н.П. Создание и внедрение высокоэффективной системы разработки Эльдаровского месторождения с трещиноватыми коллекторами // Нефтепромысловое дело: Реф. научн.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. 1974. № 4. С. 15-18.

42. Лебединец Н.П., Тагунова A.B. Исследование нефтеотдачи из трещиноватого коллектора // Нефтяная и газовая промышленность: Научн.-пройзвод. сб. / Киев: Техника, 1974. № 5. С. 26-28.

43. Лебединец Н.П., Тагунова A.B. О нелинейности притока жидкости в скважины из трещиноватых пород // Нефтепромысловое дело: Реф. научн.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. 1974. № 6. С. 3-5.

44. Лебединец Н.П. Задачи, принципы и методы контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений с мощными трещиноватыми коллекторами // Геология нефти и газа. 1974. (Р 7. С. 22-26.

45. Лебединец Н.П., Истомин А.З. О притоке нефти к скважине из трещиноватого пласта при наличии верхнего газа // Изв. вузов Нефть и газ. 1975. № 4. С. 46-50.

46. Лебединец Н.П. Оценка технологических показателей разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах // Известия Северо-Кавказского научного центра высшей школы. Сер. техн. наук. 1976. № I. С. 12-14.

47. Лебединец Н.П. Расчеты коэффициентов охвата при вытеснении нефти водой из залежей с трещиноватыми коллекторами // Известия Северо-Кавказского научного центра высшей школы. Сер. техн. наук. 1976. № 2. С. 77-79.

48. Лебединец Н.П., Саркисов А.Т. Об устойчивости вытеснения нефти водой из залежей с трещиноватыми коллекторами // Геология нефти и газа. 1976. № 2. С. 75-77.

49. Лебединец Н.П., Тагунова A.B. Особенности обводнения скважин и залежей в трещиноватых породах // Геология нефти и газа.

1976. IP 7. С. 67-71.

50. Лебединец Н.П. Взаимодействие скважин при нелинейной га-коне фильтрации // Нефтяное хозяйство. 1976. (Р 9. С. 39-40.

51. Майдебор В.Н., Лебединец Н.П., Посташ М.Ф., Чеховская Г.Ю., Сюняев Я.Х., Харченко B.C., Саркисов А.Т. Опыт разработки массивных нефтяных залежей с трещиновато-кавернозными коллекторами // Труды Международного симпозиума по разработке нефтяных и газовых месторождений. Дубровник, 1976. С. 45-48.

52. Лебединец Н.П., Купавцева A.B. О гравитационном перераспределении нефти и воды в залежах с трещиноватыми коллекторами // Труды СевКавНИПИнефть. 1977. Вып. 27. С. 63-68.

53. Харченко B.C., Тагунова A.B., Лебединец Н.П. Изменение пластового давления в залежах, разрабатываемых при заикнуто-упруговодонапорноы режиме // Нефтяное хозяйство. 1977. № 2. С. 3640.

54. Лебединец Н.П. Особенности динамики и позднего периода разработки массивно-пластовых залежей с трещиновато-кавернозными коллекторами // Нефтяное хозяйство. 1977. IP 7. С. 23-26.

55. Жукова И.С., Лебединец Н.П., Арутюнов Г.А., Коротина Л.Я. Технико-экономическая оценка разработки верхнемеловых залежей нефти грозненских месторождений // Труды СевКавНИПИнефть. 1977.

Вып. 27. С. II4-II7.

56. Лебединец Н.П. О разработке верхнемеловой залежи нефти месторовдения Брагуны // Труды СевКавНИПИнефть. 1977. Вып. 27. С. 48-53.

57. Лебединец Н.П., Купавцева A.B. Состояние разработки верхнемеловой залежи нефти месторождения Эльдарово // Труды СевКавНИПИнефть. 1977. Вып. 27. С. 54-57.

58. Харченко B.C., Лебединец Н.П. Итоги разработки верхнемеловой залежи нефти месторождения Старогрозненское // Труды СевКавНИПИнефть. 1977. Вып. 27. С. 58-62.

59. Майдебор В.Н., Лебединец Н.П., Коновалов В.И., Сенько A.A., Посташ М.Ш., Чеховская Г.Ю., Харченко B.C. Применение заводнения при разработке массивно-пластовых залежей нефти с трещиноватыми коллекторами // Тезисы докладов Первого Советско-Франско-Румынско-го симпозиума по разработке нефтяных месторождений и методам увеличения нефтеотдачи. М., 1977. С. 12-14.

60. Лебединец Н.П., Тагунова A.B., Гордиенко Ю.И., Корнилов Д.Н., Саркисов А.Т. Опытная эксплуатация среднеэоценовой залежи нефти месторождения Самгори // Нефтяное хозяйство. 1978. № 3.

С. 31-33.

61. Майдебор В.Н., Лебединец Н.П., Посташ М.Ф., Чеховская Г.Ю., Харченко B.C., Сенько A.A., Сюняев Я.Х. Разработка нефтяных месторождений с трещиновато-кавернозными и трещиновато-пористыми коллекторами. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 41 с.

62. Лебединец Н.П. Геолого-промысловые особенности месторождения Тенгиз // Геология нефти и газа. 1990. (Р 1. С. 2-4.

63. Лебединец Н.П. По вопросу разработки месторождения Тенгиз // Нефтяное хозяйство. 1990. № 7. С. 29-33.

64. Лебединец Н.П. Использование накопленного опыта для изучения и разработки новых месторождений с трещиноватыми коллекторами // Материалы Международного симпозиума по вопросам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. Варна: Нефть и газ,

1990. Т.2. С. 39-44.

65. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П. и др. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. М.: Секретариат СЭВ, 1991. - 151 с.

66. Лебединец Н.П. Влияние снижения давления в карбонатных коллекторах на продуктивность скважин // Геология нефти и газа.

1991. № 2. С. 26-29.

67. Лебединец Н.П. О причинах выхода скважин из строя на месторождениях с трещиноватыми коллекторами // Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений: Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. 1991. Вып. 6. С. 35-41.

68. Амелин И.Д., Лебединец Н.П. Об использовании опыта разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах при определении технологии для месторождения Тенгиз // Труды ВНИИнефть. 1991. Вып. 114. С. 93-103.

69. Лебединец Н.П., Шовкринский Г.Ю. Разработка нефтяных залежей с аномально высокими пластовыми давлениями // Материалы Международной научной конференции "Аномальные давления в нефтегазоносных регионах". Денвер: AAPG, 1994. 2 с.

70. Лебединец Н.П. Особенности обводнения нефтяных залежей

с карбонатными трещиноватыми коллекторами различных типов // Геология нефти и газа. 1995. № 8. С. 24-30.

71. Лебединец Н.П. Об упругом запасе нефтяных залежей с трещиноватыми карбонатными коллекторами // Геология нефти и газа. 1997. № I. С. 32-38.

72. Лебединец Н.П. Закономерное изменение параметров как част-

ный случай неоднородности // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. № 6. С. 23-26.

73. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997 - 397 с.

Соискатель Н.П.Лебединец

Ъ

# Л /А ¿Г"' / /

< ■{ * V V- ■«»'" # 7

/' ' ^ /

ОАО ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ им. академика А.П.Крылова

На правах рукописи УДК 622.276

Лебединец Николай Павлович

РАЗРАБОТКА МАССИВНЫХ И МАССИВНО-ПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ТРЕЩИНОВАТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

/У- 5~ /

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Баишев Б.Т.

доктор технических наук, профессор Закиров С.Н.

доктор геолого-минералогических наук Гавура В.Е.

Ведущая организация:

Государственная академия нефти и газа им. И.М.Губкина.

Защита состоится 29 мая 1998 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета ДЛ04.02.01 ВАК РФ при ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П.Крылова по адресу: 125422, г.Москва, Дмитровский проезд, 10, ВНИИнефть.

С диссертацией в виде научного докл^ но 03( гиться в библиотеке ВНИИнефть.

Диссертация в виде научного до] -ч.зосл' Т апреля 1998 г. '

Ученый секретарь диссертационного совета,

к.г.-м.н.

М.М.Максимов

3

ВВЕДЕНИЕ

Исходя из условий размещения и фильтрации пластовых флюидов, трещиноватые коллекторы подразделяются в работе на трещиновато-кавернозные и трещиновато-кавернозно-пористые. Основным предметом и полигоном исследований являются массивные и массивно-пластовые залежи нефти с трещиновато-кавернозными карбонатными коллекторами.

Со второй половины 50-х годов такие залежи, приуроченные к верхнемеловым отложениям, открывались и вводились в разработку на месторождениях Восточного Предкавказья, что обусловило многократное увеличение добычи нефти в Чеченской и Ингушской Республиках. Старейший Грозненский нефтеносный район оказался наиболее представительным в отношении уникальных залежей указанного типа.

Кроме приуроченности к трещиновато-кавернозным коллекторам, упомянутые залежи грозненских месторождений характеризовались целым рядом особенностей, однозначных с нефтяными залежами в трещиновато-кавернозно-пористых коллекторах, что дает возможность распространения многих полученных результатов на оба типа залежей.

В диссертации обобщены многолетние исследования автора по данной проблеме, осуществлявшего изучение, геолого-промысловую оценку, проектирование, научно-техническое сопровождение, анализ и обобщение опыта промышленной эксплуатации наиболее крупных и представительных верхнемеловых залежей грозненских месторождений Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское, Эльдарово, Брагуны, Старогрозненское и др., разработанных с высокой эффективностью, а также целого ряда позже открытых месторождений других регионов России -Забегаловского (Удмуртия), Котовского (Волгоградская область) и Зарубежных стран - Тенгиз (Казахстан), Карачок (Сирия), Долни Дыб-

:"ак (Болгария), Белый Тигр (Вьетнам) и др.

I

Эти исследования, направленные на комплексное решение пробле-

мы, включали, в частности, определение отличительных характеристик таких залежей и технологических принципов их эффективной разработки, изучение движения жидкости в трещиноватых средах и создание методов расчетов при прогнозировании и анализе разработки залежей, обобщение накопленного опыта и его применение на новых месторождениях.

При этом необходимо отметить, что свой вклад в изучение и решение практических вопросов разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами внесли многие исследователи - М.Т.Абасов, К.Б. Аширов, Э.А.Авакян, И.Д.Амелин, Е.Г.Арешев, М.с.Багов, Б.Т.Баишев, Э.А.Бакиров, А.Бан, Г.И.Баренблатт, К.С.Басниев, В.В.Белов, Г.Н.Ве-лянин, А.А.Боксерман, Г.Г.Вахитов, Б.Ю.Вендельштейн, В.Д.Викторин, В.П.Гаврилов, В.Е.Гавура, И.Л.Галина, А.Т.Горбунов, А.В.Давыдов, К.Н.Джалилов, А.Н.Дмитриевский, В.М.Добрынин, К.М.Донцов, В.М.Ентов, Ю.В.Желтов, Ю.П.Яелтов, В.М.Зайцев, С.Н.Закиров, М.М.Иванова, Р.Г. Исаев, А.А.Казаков, Р.М.Кац, А.Г.Ковалев, В.И.Колганов, Ф.И.Котяхов, В.А.Кошляк, Д.Н.Кузьмичев, В.И.Кудинов, В.Н.Майдебор, Р.А.Максутов, Г.Е.Малофеев, О.Ш.Мартынцев, Ю.В.Маслянцев, А.В.Меркулов, Р.М.Мин-чева, И.Т.Мищенко, Л.Г.Наказная, А.М.Нечай, В.Н.Николаевский, В.Г. Постников, М.Д.Розенберг, Е.С.Ромм, В.М.Рыжик, Б.Ф.Сазонов, А.Т.Сар-кисов, М.М.Саттаров, Н.Д.Сергеев, Л.М.Середняцкий, Е.М.Смехов, Э.В. Соколовский, Г.С.Степанова, М.Л.Сургучев, Я.Х.Сюняев, К.Х.Таташев, Ю.А.Тронов, А.А.Трофимук, И.Д.Умрихин, В.П.Филиппов, А.Я.Хавкин, Э.М.Халимов, С.А.Христианович, А.В.Черницкий, С.И.Чижов, И.П.Чолов-СКИЙ, О.В.Чубанов, Р.В.Шаймуратов, L.F.Adams, R.Aguilera, J.L.Black, Е.Bueno, L.L.Cargile, Tr.L.Dong, L.F.Elkins, H.S.Gibson, T.D.Van Golf-Racht, H.Kazemi, C.C.Mattax, C.S.Mattews, S.J.Pirson, P.Pollard, Da Prat, H.V.Quy, L.H.Reiss, G.F.Simpson, Tr.K.Tai, G.R.Thomasson, T.E.Warren и др.

Автор считает своим долгом также отметить большую поддержку В.Н.Майдебора на начальном этапе.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Месторождения с трещиноватыми коллекторами имеют достаточно широкое распространение в нашей стране и за рубежом, составляют значительную часть в общем балансе запасов нефти и обеспечивают существенный вклад в ее добычу. Причем продолжают открываться новые месторождения с такими коллекторами в Архангельской области, Нижнем Поволжье, Восточной Сибири и других регионах России. За ее пределами общеизвестны, в частности, крупнейшие открытия в Казахстане и Вьетнаме.

Вместе с тем специфические геолого-физические и геолого-промысловые особенности трещиноватых коллекторов и приуроченных к ним залежей затрудняли перенос на них результатов, полученных применительно к обычным залежам с гранулярными коллекторами. Эта сложная проблема приобрела самостоятельное значение, но позже была поставлена для всестороннего исследования и осталась менее изученной.

Наконец, имеющийся опыт исследования и разработки массивных и массивно-пластовых залежей с трещиноватыми коллекторами далеко не всегда в должной мере используется при освоении новых месторождений, в том числе, вероятно, из-за недостаточного представления его в обобщенном виде.

Цель работы

Комплексное решение научной проблемы эффективной разработки массивных и массивно-пластовых нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами, имеющей важное народнохозяйственное значение.

Основные задачи исследований

I. Установление особенностей и основных закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и залежей, сущест-

венно влияющих на их геолого-промысловую оценку и разработку.

2. Научное обобщение представлений о безразмерных параметрах фильтрации и обоснование новых критериев подобия. Приближенное решение задач нелинейного движения жидкости к скважинам в жестких и деформируемых пластах.

3. Создание и опробование методов прогнозирования и анализа разработки залежей.

4. Анализ и обобщение опыта разработки месторождений по фактическим данным эксплуатации.

5. Обоснование технологических принципов рациональной разработки залежей.

6. Определение задач, принципов и методов контроля и регулирования разработки месторождений.

7. Анализ использования накопленного опыта при освоении новых залежей рассматриваемого типа.

Методы исследований

Комплексный анализ геолого-физических и геолого-промысловых' данных, условий фильтрации жидкости в трещиноватых средах, результатов аналитических, лабораторных и промысловых исследований и экспериментов, показателей и параметров систем разработки и др. Теоретические исследования с учетом особенностей коллекторов и залежей, моделирование процессов фильтрации и разработки, использование анализа размерностей, метода укрупненных скважин, уравнения упругого материального баланса и др. Научное обобщение практического опыта изучения, проектирования и осуществления разработки залежей.

Научная новизна

Выявлены особенности влияния на геолого-промысловую оценку залежей, выбор систем разработки, их эффективность не только тре-

щиноватости пород и типа трещиноватых коллекторов, но и типа самих залежей (толщин продуктивных отложений, этажей нефтеносности), а также степени аномальности пластовых давлений, проницаемости пород, свойств пластовых флюидов и др.

Установлено, что мощные трещиноватые коллекторы и приуроченные к ним массивные и массивно-пластовые залежи могут характеризоваться достаточно интенсивным развитием трещиновато-кавернозных каналов, определенной манрооднородностью и весьма эффективным перераспределением давления при фильтрации в них пластовых флюидов как в сплошных средах.

Обосновано значительное влияние инерционных сопротивлений на движение жидкости в трещиноватых породах. Применен новый подход к формированию безразмерных параметров фильтрации. Введен новый критерий подобия фильтрационных сред. Впервые в нелинейной области получена единая зависимость между безразмерными параметрами фильтрации для сред с различной структурой пустотного пространства.

Установлено закономерное изменение коллекторских свойств по высоте структур. Впервые дана количественная характеристика обусловленного этим неравномерного распределения запасов нефти в объеме залежей. Показана необходимость учета таких закономерностей при расчетах процесса разработки и анализе выработки запасов.

Впервые проведены аналитические исследования и количественные расчеты установившегося нерадиального двикения жидкости к скважинам по нелинейному закону в деформируемом пласте. Выявлено уменьшение степени влияния скважин друг на друга при нарушении закона Дарси. С учетом указанных факторов впервые исследована работа скважин в водонефтяных или подгазовых зонах. Установлено уменьшение при этом безводных и безгазовых дебитов.

Предложены эффективные методы прогнозирования и анализа раз-

работки залежей, в том числе в поздний период, учитывающие их специфические геолого-промысловые характеристики и особенности систем разработки. Выявлено практическое постоянство на высоком уровне коэффициентов нефтеизвлечения при значительном диапазоне изменения проницаемости, вторичной пустотности, параметров, характеризующих систему разработки, и больших абсолютных значениях последних.

Обоснованы технологические принципы эффективной разработки залежей, определяющие возможность использования упругого запаса для добычи нефти, необходимость последующего поддержания пластового давления (ППД) на уровне давления насыщения (или гидростатического давления), возможность применения в качестве оптимальной одной относительно редкой сетки скважин на вею толщу продуктивных отложений и др.

Установлены специфические особенности эксплуатации скважин и залежей на разных стадиях разработки. Выявлены, в частности, слабое влияние собственной работы скважин на процесс их обводнения и преимущественно транзитный характер продвижения ВНК через вскрытые в скважинах интервалы в более ранний период отбора основных запасов, эффективное гравитационное перераспределение пластовых флюидов, особенности динамики добычи нефти.

Сделано заключение об отсутствии серьезных техногенных последствий эксплуатации залежей при больших снижениях пластового давления в них, обусловленных использованием упругого запаса для добычи нефти.

Определены высокие фактические технологические и технико-экономические показатели эксплуатации залежей, подтверждающие эффективность рекомендуемых, в большой мере экстремальных, систем разработки, достаточно полный учет при проектировании специфических особенностей месторождений.

Проанализированы некоторые погрешности и недостатки в геолого-промысловой оценке, проектировании и осуществлении разработки ряда позже открытых в других регионах массивных нефтяных залежей с трещиноватыми коллекторами, допускавшиеся из-за недостаточного учета имевшегося опыта. Даны рекомендации по оптимизации их разработки.

Практическая ценность

Полученные результаты исследований, установленные принципы эффективной эксплуатации массивных и массивно-пластовых залекей с трещиноватыми коллекторами, предложенные методы изучения, прогнозирования и анализа разработки залежей, полученные данные обобщения опыта их эксплуатации нашли самое непосредственное практическое применение и использование в нефтедобывающей промышленности.

В частности, они были применены соискателем при изучении, проектировании и осуществлении промышленной эксплуатации верхнемеловых залежей нефти грозненских месторождений Малгобек-Вознесен-ско-Алиюртовское, Эльдарово, Брагуны, Старогрозненское и др. К настоящему времени разработка этих залежей практически завершена и по фактическим данным можно говорить о высокой эффективности выработки запасов при очень низкой себестоимости добычи нефти.

Обоснованные в работе методы и принципы были использованы автором также при установлении геолого-промысловых особенностей, проектировании разработки, оценке состояния и реальных перспектив дальнейшей эксплуатации целого ряда залежей других регионов нашей страны и зарубежных стран. В том числе даны оценки величины упругого запаса и возможных технологий и систем разработки месторождения Тенгиз с учетом его геолого-промысловых особенностей, проанализирована весьма поучительная история изучения и разработки нефтяных залежей месторождений Долни Дыбник и Котовское, выявлены особенности изменения коллекторских свойств продуктивных отложе-

ний й распределения запасов по месторождению Карачок, составлено технино-экономйческоё обоснование ввода в разработку Забегаловско-го месторождения, сделаны заключения по геолого-промысловой оценке и разработке нефтяной залежи в образованиях фундамента месторождения Белый Тигр и др.

Апробация работы

Основные результаты и положения диссертационной работы представлялись и докладывались на I (г.Ленинград, 1960 г.) и II (г.Грозный, 1962 г.) Всесоюзных совещаниях по трещинным коллекторам нефти и газа и на Ш (г.Москва, 1965 г.) Всесоюзном совещании по гранулярным и трещинным коллекторам нефти и газа; на Всесоюзном совещании по разработке нефтяных и газовых месторождений (г.Киев, 1961 г.); на Пятой научно-технической конференции ГрозНИИ (г.Грозный, 1961 г.); на УШ (г.Гомель, 1967 г.), IX (г.Чернигов, 1968 г.) и X (г.Саратов, 1969 г.) Всесоюзных конференциях по гидродинамическим методам исследований нефтяных пластов и скважин; на ВДНХ СССР в 1973 г.; на Всесоюзных семинарах по разработке нефтяных месторождений во ВНИИнефть (г.Москва, октябрь 1969 г., июнь 1972 г., июнь 1975 г.); на Центральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений; на Международном симпозиуме по разработке нефтяных и газовых месторождений (Югославия, г.Дубровник, 1976 г.); на Международной научно-технической конференции по проблемам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами, трубопроводного транспорта и подземного хранения природного газа (Болгария, г.София, 1976 г.); на научно-практической конференции "Опыт и пути повышения эффективности разработки мезозойских залежей Чечено-Ингушетии" (г.Грозный, 1976 г.); на Первом Советско-Франско-Румын-ском симпозиуме по разработке нефтяных месторождений и методам увеличения нефтеотдачи (г.Москва, 1977 г.); на Международном сим-

позиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами (Болгария, г.Варна, 1990 г.); на Международной научной конференции "Аномальные давления в нефтегазовых регионах" (США, г.Денвер, 1994 г.); на ХШ Губкинских чтениях - Международной бизнес-нонференции "Практические аспекты комплексного освоения нефтяных ресурсов" (г.Москва, 1994 г.); на научном семинаре Государственной академии нефти и газа им. И.М.Губкина, РАЕН "Актуальные проблемы нефтегазовой и подземной гидродинамики" (г.Москва, апрель 1997 г.); на научном семинаре ВНИИнефть "Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений" (г.Москва, февраль 1998 г.).

Публикации

Прилагаемый список включает 73 основные печатные работы, опубликованные соискателем по теме диссертации, в том числе два научно-технических обзора, книгу и монографию.

Структура и объем работы

Диссертация выполнена в виде научного доклада, подготовленного на основе опубликованных работ соискателя, обобщенных и дополненных новыми материалами в его итоговой монографии "Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами" (М.: Наука, 1997. - 397 е.). Научный доклад включает введение, общую характеристику работы, краткое изложение ее содержания, заключение, представляющее в основном совокупность научных результатов и положений, выдвигаемых для публичной защиты, список основных опубликованных работ по теме диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ

ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ /"1,2,7,20,29,56,58,61,73_7

Базовые для данной работы массивные и массивно-пластовые верхнемеловые залежи нефти грозненских месторождений характеризуются, в частности, приуроченностью в большинстве к вытяну