автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование научно обоснованной концепции разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений Средней Азии, приуроченных к карбонатным коллекторам

РТ6 ОД

2 9 МАЙ ®

Национальная корпорация "Узбекнефгегаз" Наушо-производствениое обьедотекие "Нэфтегазнаука"

На правах рукописи УЖ 622.276.1/4 (575.1)

АГЗМЮВ Апаз Хамидиллаевнч

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НАУЧНО ОБОСНОВАННОЙ КОНЦЕПЦИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И НЕШГАЗОШ ЩТОРВДНИй СРЕДОЙ АЗИИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КАРБОНАТНЫЙ НМШЕКТОРАМ

Специальность: 05.15.05. - "Скпакхкнзя > разработка нефтяных, газовых и гаэокон-денсатиих кестороаденпй"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации ка соискание ученой степени доктора технтпгасйих науя

Ташкент - 1995

Работа гкюянена в Узбекском научно-исследовательском и проектном институте ич$»и к газа ( УабекНИПИнейгегаэ )

Официальные оппоненты : Академик АЕН Рс, доктор технических наук, профессор Горбунов Андрей Тимофеевич.

Академик АГН Украины, доктор технических наук, профессор

Балгкиров Юрий Айрапетович.

Доктор технических наук Сабиров Расход Шарипович.

Ведущее предприятие : Туркменский институт нефти

и rasa, г.Ашгабад

Защита диссертации состоится " 16 " июня 1995г. оа - '

в И часов на заседании специализированного

Совета К. 126.01.21 при научно-производственном объединении "Нсфтегазнаука" по адресу : 700023, Ташкент, ул. Шевченко, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Узбекского научно-исследовательского и проектного1 института нефти к газа.

Авторзфера? разослан " 1995г.

Ученый секретарь специализированного Совета, ^

доктор технических наук Vj3\ Э.К.ИрыатоЕ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Развивающаяся экономика Республики Узбекистан настоятельно требует увеличения добычи нефти, что может бцть достигнуто как за счет ввода в эксплуатации ноеых место-ро:ядений, так и за счет совершенствования применяемых систем разработки и повышения степени извлечения нефти из длительно разрабатываемых залетай. Наличие же относительно небольших по запасам объектов позволяет достаточно быстро оценить эффективность выработанных рекомендаций по улучшения системы разработки н оперативно использовать передовой опыт ка других кесторотыкзнгляк. Основные извлекаемые запасы нефти ( 83,1 %} я большая часть текущей добычи ( более 89 % ) рассматриваемого рзгиона приходится на долю месторождений, приуроченных к карбонатнда коллекторам, что и предопределило экбор объектов исследования.

Цель работы.

Совершенствование научных основ проектирования и разработки нефтяних и нефтегазовых месторождений Сродней Азии в карбонатных коллекторах на осггове классификации их по геолого-промысловым признакам, установление и формулировка основных положеьий разработки групп сходных объектов, создание способов и систем разработки цля увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных отношений и новых методических приемов для его оценки.

Основные задачи н методы исследования:

- классифицировать на основе систематизации геэлого-про-мысловьтх факторов эксплуатагчонние объекты Средней Азии, приуроченные к карбонатным коллекторам, для выделения групп объектов, близких по условиям разработки;

- исследовать степень влияния различных геолого-промысловых факторов на эффективность процесса разработки выделенных групп нефтяных и нефтегазовых месторождений;

- установить аналитические зависимости конечного коэффициента извлечения нефти от геолого-промысловых факторов на основе ыногофакторного анализа и вероятностно-статистической обработки материалов по залежам, находящимся в поздней стадии разработки;

- разработать метод выбора способа увеличения козффициен-

. та извлечения нефти для объектов, находящихся в поздней

стадии разработки;

- усовершенствовать способ выбора оптимального интервала перфорации применительно х условиям нефтяных оторочек малой толщины;

- определить пути повышения эффективности заводнения объектов на основе выбора рациональней системы заводнения и времени начала ее реализации;

- усовершенствовать систем проектирования и разработки месторождений, предложив новые методики и способы оценки прогнозных параметров, детально учитывающие специфические горно-геолсгические услсзия вьщеленных групп объектов.

Научная новизна.

Впервые выполнено научное обобщение результатов исследований в области разработки не^тянух и нефтегазовых месторождений Средней Азии, приуроченных к карбонатным коллекторам, и решен комплекс научно обоснованных технологических проблем, имеющих важное народнохозяйственное значение, усовершенствованы используемте или создана новые методики и способы определения ряда существенных факторов от оценки балансовых запасов и собственно вопросов разработки до оценки результатов реализации процесса.

Основнкз|защищаемые положения.

На материалах месторождений Средней Азии:

- впервые произведена классификация эксплуатационных объектов,- позволяющая выделить группы залежей со сходными условиями разработки, и дифференцированы основные принципы иг разработки;

- установлены эмпирические зависимости, позволявшие определить активные балансовые запаси нефти и оценить эффективность мер воздействия на объект-;

- впервые получены уравнения регрессии дя& оценки значения конечного коэффициента извлечения нефти в зависимости от геолого-промысловых факторов;

- усовершенствован способ выбора оптимального интервала перфорации нефтяных оторочек малой толщчньт с учетом переходных зон;

- создана науно обоснованная методика определения оптимального времени начала и оценки эффективности за-

Еоднения эксплуатационных объектов;

.- создан способ выбора эффективного метода увеличения коэффициента извлечения непти на поздней стадии разработки залежей.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ В ПР0ШШЛЕНН0С1И:

- предложенный новый способ построения карт выработан-ностн объектов позволяет болеэ достоверно определить степень охвата объекта разработкой, а так->з выбрать скважины для интенсификации добычи нефти;

- установленные пределы целесообразности форсирования отборов жидкости из пластов обеспечивают значительное повышение эффективности процесса за счет правильного выбора сроков его начала и кратности увеличения отбора евдеостк;

- перфорация скважин в нефтяных оторочках малой толщины в соответствии с предложенным способом позволяет обзепзчить длк-тейьнуо эксплуатацию без преждевременных ггрорнзов води к газа;

- уплотнение сетки добывающих екгатан на изстороздеюш Бостон обсслзчяяо дололнигельцую добычу нефти ^в объе-кз 2867,5 г; повторный ввод г разработку позволил до-яотзигтзхьчо добыть иг иестороздения Шорсу-1У более

40 тьс.т но ^гсгоро™дения Еайзкссй - 6 тыс.т нефти;

- стюр;4у;.;фоазтором основкзз положения разработки

е

выделенных групп эксплуатационных объектов использованы при проектировании разработки более 40 месторождений.

Апробация .работы

Основные положения и выводы работы докладывались и обсуждались: на УШ и IX конференциях молодых ученых и специалистов производственного объединения "УзбекнесЬть" ( г.Андижан, 1981 г., г.Коканд, 1984 г. ); на И и 1У республиканских научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ( г.Ташкент, 1982 г., 1984 г. ); на Ш научно-технической конференции молодых ученых -л специалистов "СрздазНШИнефть" ( г.Ташкент, 1983 г. }; на IX,XI, ХП научно-технических конференциях молодых ученых { г.Пермь, 1983 г., 1955 г., 1986 г. на республиканской научно-технической конференции по проблемам разработки нефтяных и газовых месторогждений в Узбекистане ( г.Ташкент, 1983 г.);, на научно-практической хенферетри по проблемам разработки нефтяных и газовьс месторождений Киргизской ССР ( г.Кочкор-Ата, 1984 г. ); на республиканской конференции "Методические и прикладные аспекты систем автокатизирован-ного проектирования и управления в отраслях народного хозяйства" ( г.Ташкент, 1985 г.); на Всесоюзной конференции "Пути развития научно-технического прогресса з нефтяной промышленности" (. г.Грозный, 1986 г.5; на областной научно-технической конференции молодых ученых нефтяной и газовой промышленности ( г.Ташкент, 1989 г.); та научно-технической конференции молодых ученых нефтяной и газовой про-

мшленнозти ( г.Ташкент, 1989 г.); на научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ( г.Уфа,1989г..); на техсоветах производственных объединений "Узбекнефть", "Киргизнефть" и "Тедникнефть" ( 1980-1993 г.г.).

Публикация работы

Содержание работы опубликовано в 36 научных статьях, отражено в 45 научных отчетах, одном обзоре, двух репринтах и в одном авторском свидетельстве на изобретение.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, шести глав, основ-нш: выводов и рекомендаций, заключения, списка использованной литературы и приложений.

Объем диссертации 417. стр., в том числе текст 165 стр., рис.47, табл.35, библиография 156 наименований, приложения на 172 стр.

Автор выражает искренняя признательность доктору технических наук Э.К.Ирматову ( УзбекНШЙнефтегаз 3 и доктору геслого-мингралогичэских наук П.К.Азимову (ТГТУ) за научные консультации и помощь в написании диссертационной работы.

с

СОДЕРНАШЕ РАБОТЫ

Вьа^инис.По игре накопления промысловой информации метода проектирования разработки нефтянкх и нефтегазовых иезторэвдеякк, теклг, как и реализация проектных решений, лриобсггаэсг кс.э более специализированный характер, полнее учитывают особенности разработки объектов. Основой для

этого является классификация и выделение групп эксплуатационных объектов с близкими гаолсго-физическкми условиями и параметрами процесса разработки.

Анализ опыта разработки выработанных залеяей и залетай, находящихся на поздних стадиях разработки, позволяет выявить факторы,, определяющие 'конечные результаты эксплуатации объектов, оценить степень их влияния на величину коэффициента извлечения нефти, и на основе этого рекомендовать пути совершенствования используемых систем разработки.

Значительный вклад в совершенствование методов проектирования и обобщения опыта разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, внесли М.Т.Аба-сов, И.И.Абызбаев, А.И.Акулыпин, И.Д.Амелин,И.М.Аметов, К.Б.Аагиров, Г.А.Еабалян, D.А.Балакирев, B.C.Бойко, Ю.П.Борисов, В.Т.Еаишев, В.Ю.Бузинов, Г.Г.Вахитов,

A.Р.Гарушен, А.И.Губанов, В.Е.Гавура, Ш.К.Гиматудинов, Г.Л.Говорова, А.Т.Горбуноз, В.В.Девликамов, К.Н.Дчали-лов, К.М.Докцов,. С.А.Дцачов, М.А.Дцанов, Ю.В.Желтов, Ю.П.Шелтов, В.М.Житомирский, Ю.З.Зайцев, М.М.Иванова,

B.Г.Каналин, В.С.Ковалев, В.И.Еолганов, ФЛ1.Котяхов,

t

A.П.Крылов, А.Й.Курбанов, В.Д.Лысенко, В.Н'Шайдебор, М.И.Максимов, В.С.Мелик-Пашаев, А.Х.Мирзаджанзаде, В.Н.Мар-тос, М.И.Муравьев, Р.А.Максутов,Э.Д.Кухарский, В.С.Орлов,

B.П.Оноприенко, И.Г.Пермяков, А.М.Дирвердян, М.Д.Розенберг, Э'.К.Рябинина, В.М.Рыжик, М.М.Саттаров, М.Л.Сургучев,

Б.Ф.Сазонов, С.А.Султанов, М.А.Токарев, И.Д.Умрихин, З.А.Ха-

бибулин, Э.Х.Халимов, И.А.Чарный, Э.Б.Чекалюк, И.П.Чолов-сккй, И.К.Шустеф, В.Н.Щелкачев к др.

Изучением этого вопроса на материалах месторождений Средней Азии занимались А.М.Акрамходжаев, А.А.Акрамов, Б.Ш.Акрамов, Н.Х.Алимухамедов, Г.А.Алидтанов, П.К.Азимов, Ф.Т.Лдилов, А.Вахабов-, И.Д.Дслиев, Э.К.Ирматов, Л.И.Калан-таров, А.Б.Мавляков, С.И.Назароэ, А.Х.Наджимитдинов, А.Р.Нурматов, Н.Р.Рахимов, А.Х.Рападов, Т.К.РузиеБ, Р.К.Си-дикходжаев, Н.В.Сипачез, Ы.М.Ситдыков, Ф.Ш.Собиров, С.Т.То-липое, А.Л.То;.гчанк, ХЛ.Тургунов, Р.Т.Факзиев, А.Р.Ходкаев, Р.Х.Ходжамбердиев, А.Х.ХоджиматоЕ, И.К.Христенко, Т.Э.Эрга-шев и др.

Месторождения Средней Азии характеризуются приуроченностью к узким вытянутым структурам, малыми размерами, .лногопластовостью, наличием большого числа тектонических нарушений, пластовыми давлениями, близкими к давлению насыщения. Однако есть и значительные отличия: еязкость нефтей в пластовых условиях колеблется от 0,5 до 400ыПа*с, есть залежи с аномально высокими пластовыми давлениями.

Решение задачи увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов и улучшение технико-экономических показателей разработки немыслимо без достоверной научно обоснованной концепции разработки.

В настоящее вргмя существует сложившаяся концепция разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений Средней Азии, реализация которой позволила достичь в ряде случаев достаточно высоких результатов. Однако в указанном комплексе некоторые показатели не учитывают всего спектра

факторов, определяющих конечнкй результат, некоторые не параметры определяются в значительной мэре интуитивно вследствии отсутствия надежного научного обоснования:при подсчете балансовых запасов объеминм методом недостаточно учитывается часть нефти, содержащаяся в трещинах ( до 30 % от общего объема полнота кефтеизвлечения обычно оценивается исходя из ззличины балансовых запасов, а не на основе дифференцированных удельных активных запасов, дренируемых каждой добывающей скваниной; подход к разработке объектов в определенной мэре унифицирован,без достаточного учета раз^'^й объектов ( глубокопогруяен-ные горизонты, пескопрояаяящие отложения ); выбор плотности сетки сквааин до сих пор основывается в значительной мере на интуиции и опыте специалистов; расположение и размеры интервалов прострела скважин, эксплуатирующих нефтяные оторочки, не обеспечены соответствующими расчетными схемами; отсутствует надежная основа выбора вида и показателей системы заводнения ( время начала, объемы и темпы закачки и-др. 5; пет однозначных критериев выбора объектов, объемов и сроков форсирования добычи жидкости из скважин и залехей; при выборе методов увеличения неф-теизвлечения не учитывается неньютонопская природа пластовых флюидов; имеющиеся методы оценки текущих и конечных результатов не могут служить достоверной базой для корректировки процесса { дифференцированной оценки коэффициентов охвата, нефтеизвлечения и др. 3.

Совершенствование имеющейся концепции невозможно без тщательного теоретического обобщения опыта разработки,

л

оценки эффективности существующих систем и выработки научно обоснованных способов эксплуатации объектов, характеризующихся различными геолого-промысловыми условиями.

В первой главе произведена классификация объектов Средней Азии, приуроченных к карбонатным коллекторам. Естественно, для выбора наиболее оптимальных систем разработки целесообразно иметь дело с группами объектов с относительно однородными показателями горно-геологического и технологического характера. С целью ввделения таких . групп 100 эксплуатационных объектов, запасы которых ут-Еерэдены по категории А+В+С| классифицировании по 15фак-торам.

В качестве исходных признаков для классификации объектов использованы параметры, характеризующие условия залегания ( средняя глубина, температура пласта, соотношение порового объема, заполненного газом, к общему объему нефтегазовой залежи }, объемные размеры залежи нефти ( площадь нефтеносности, общая и эффективная нефтенасы-щенная толщина }, коллекторские и фильтрационные свойства ( коэффициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщеннос-ти, гвдропроЕОДНОсти, песчанистости ), свойства пластовой

с

нешги ( плотность, вязкость, содержание парафина, асфаль-тенов и смол ).

С учетом геолого-промысловой характеристики и географического положения в пределах мэжгорных впадин, на основе использования иерархического агломеративного метода ( денд-рограммы ), выделены группы залет.ей маловязких нефтей при-бортовых зон; скоплений маловязких нефтей, находящихся в

подгазовых зонах; залежей малот-язких нефтей глубокопогру-женных горизонтов и залежей высоковязких кефтей.

Вторая_глала посвящена обобщению опыта и совершенствованию концепции разработки в основном месторождений при-бортовнх зон Ферганской межгорной впадины.

Указанные месторождения обычно приурочены к узким асимметричным антиклинальным складкам с большими углами падени* пластов ( 20 - 40° и более ). Размеры складок не превышают 10-15 км в длину и 2-3 км в ширину. Залежи углеводородов в основном пластово-сводовьте, а в ряде случаев - тектонически экранированные. Литологически экранированные залежи лмеют ограниченное распространение.

Коллекторы нейти и газа характеризуются как порово-кавернозно-трещиннге и порово-трещиннне. Для залежей нефти такте характерна незначительная толщина продуктивных отложений я незначительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения неФти газом.

Характерные особенности разработки этой группи месторождений в основном свяазни с высокой плотностью сетки -добывающих скважин, с обычно затрудненной связью с закон-

'♦А

турной областью и поздним применением заводнения.

В целях оценки эффективности применяемых сгзтем заводнения бшг проведен анализ материалов по 32 объектам. Методом главных компонент бнла оценена доля 16 геолого-промысловых показателей, определяющих результативность процесса. Установлено, что 81,5 Ъ от общего влияния приходится на пять главных компонентг вязкость пластовой нефти, коэффициент проницаемости, толщину пласта, харак-

тер связи залежи нефти с законтурной зоной и величину начального пластового давления.

Результаты проведенных исследований позволили предложить для усовершенствования реализуемых систем заводнения:

- способ выбора системы заводнения, основывающийся на сравнении скорости распространения возмущения в различных участках залежи;

- способ обоснования рационального размещения нагнетательных сквачеин на основе изучения активности природной системы и гидродинамической связанности различных участков залежи, путем определения зависимости текущего пластового давления от накопленного отбора иидкости;

- функцио зависимости прироста коэффициента извлечения нефти () от величины нефтенасыщенности ( 8Н ) на момент начала процесса заводнения, представленнуэ выражением :

л = - II,296 + 32,000 6Н .

Указанное выражение получено в результате обработки методом наименьших квадратов исходных данных по 32 эксплуатационным объектам, дифференцирован шм по характеристике коллекторов, и позволяет выбрать наилучшие сроки для начала закачки воды;

- функций зависимости конечного коэффициента извлечения нз&ги ( П.. 3 от плотности сетки скважин ( S, ). Для

" L К v

случаев реалк&ащи заполнения она выглядит следующим образом:

h ,, - 11.369 / ( S, + 15 ) - 0,057. с к 9

Для случаев разработки объектов на естественном режиме выражение приобретает вид

= 11,428 / ( З3+ 30 ) - 0,075.

Полученные выражения мотно использовать не только для оценки эффективности заводнения, но и для обоснования рациональной плотности сетки скважин.

Для изучения влияния темпов отбора жидкости на основные показатели разработки исследована динамика безразмерного времени (дС), представляющего отношение годового отбора жидкости к начальным балансовым запасам нефти в Пластовых условиях. Наблюдается увеличение его значения в среднем на 33 % на заверпащих стадиях эксплуатации, что объясняется поздним применением заводнения. Установленные зависимости показывают имеющую место прямую зависимость коэффициента извлечения нефти от интенсивности системы разработки.

Изучение связи темпов отбора нефти и жидкости за основной период разработки показывает хорошую их сеязь при темпе отбора жидкости до 10-12 % от начальных извлекаемых заласоз нефти; дальнейшее увеличение этих значений приводит к снижению доли нефти в добываемой продукции.

Следовательно, указанный уровень можно считать предельным при применении форсированного отбора жидкости из объектов, подобных рассмотренным.

. Для оценки технологической эффективности методов регулирования разработки исследуемых объектов предложен новый вариант зависимости среднего темпа годового отбора

л

нефти от накопленного отбора жидкости, т.е. (20н/т который позволяет, осуществлять прог-

ноз показателей на более ранней стадии процесса.

Эффект реализуемых мероприятий оценивался также с помощью 1 - критерия Стыодента с заданной вероятностью. Для более точной и своевременной оценки времени начала проявления эффекта от реализации мероприятий использовался метод статистического дифференцирования.

Для оценки величины активных,балансовых запасов нефти ( Цбзц) и их прироста за счет применения методов воздействия на пласт использован способ, основанный на ис -пользовании коэффициентов (а и 5) характеристик вытеснения, построенных в координатах ЮЭ)С ~ •

В результате обработки фактических показателей разработки рассматриваемой группы объектов по предлагаемому способу получена эмпирическая зависимость следующего вида:

БЗН

0 „н = 3.783 -9- + 0,353 .

Реализация тех йли иных мероприятий по улучшению показателей разработки в конечном счете долкна приводить к увеличению конечного коэффициента извлечения нефти или сокращению сроков разработки залежи. Его оценка вызывает определению затруднения даке на завершающих стадиях разработки { на ранних же периодах - результаты прямых расчетов конечного коэффициента извлечения нефти гесьма недостоверны ), поэтому целесообразно использование метода аналогий с выработанными объектами.

Многофакторный анализ показателей разработки объек-

тов рассматриваемой группы позволил аналитическое выражение для определения конечного коэффициента извлечения нефти получить в зиде:

= 0,2001 + 0,5062 Тнн- 0,1749 5Э + + 0,0977Нзфф/Ь06щ+ 0,0598 ^ 0,5433 К -- 0,2751 ,

где - конечный коэффициент извлечения нефти;

^зффи ^оеш, ~ С003'Ее'ГСТБенн0 средняя эффективная и общая толщины пласта; Тн - средний темп отбора нефти ( от начальных извлекаемых запасов ) за основной период эксплуатации; $э - плотность сетки скважин; К - коэффициент проницаемости; - вязкость пластовой нефти.

Для выбора и обоснования конкретных рекомендаций по извлечению остаточных запасов нефти из залежей, находящихся в поздней стадии эксплуатации, предлагается новый способ использования характеристик вытеснения нефти водой.

Суть предлагаемого способа заключается в следующем:

1. С использованием характеристики вытеснения нефти водой, построенной координатах -

методом наименьших квадратов определяю^ коэффициенты а и 6 . Для случая бесконечной промывки пласа-а извлекаемые запасы нефти (РцзвЗ численно равны 0.

2. Используя значение коэффициента вытеснения (Квит ), определенное лабораторными экспериментами, находим значение коэффициента охвата, как отношение коэффициента извлечения нефти ( 1|к } к коэффициенту вытеснения

Пк

у _

гч ОХВ —

14 быт

где - коэффициент извлечения нефти, определяемый как отношение извлекаемых запасов нефти к ее начальным балансовым запасам.

При недостаточном объеме геолого-промьтсловой информации для определения начальных балансовых запасов нефти можно пользоваться предложенной эмпирической зависимостью. 3. Проводится анализ полученных результатов. При низких значениях коэффициента вытеснения ( в естественных условиях редко превышает 0,6-0,7 ) для повышения коэффициента извлечения нефти рекомендуются способы, направленные на снижение поверхностного натяжения нефти на границе с водой и повышающие моющие свойства вод, т.к. незначительные фильтрационные свойства пород, высокое соотношение вязкости нефти и воды, глинистость пород, высокое содержание асфальтенов и смол в нефти способствуют снижению значений коэффициента вытеснения.

При низком значении коэффициента охвата для повышения коэффициента извлечения нефти, исходя из геолого-физических условий объектов и на основании технико-экономических расчетов, рекомендуется бурение уплотц^даих скваяин, применение методов поддержания пластового деления, создание новых очагоз заводнения, повышение давления нагнетания и др. Значение К0Хвво многом определяется сложностью строения залежи, степенью и характером неоднородности коллекторских свойств пород, плотностью сетки скважин, схемой их расстановки, режимом, темпами

отбора жидкости и др.

Предлагаемый способ выбора мероприятий по извлечению остаточных запасов нефти апробирован на залетах нефти месторождений Авваль, Караул-Базар, Дтаркак и Восточный Авваль. В результате расчетов установлено, что для рассмотренных объектов характерны низкие значения коэффициента охвата пластов. Исходя из геолого-физических условий продуктивных горизонтов месторождений Авваль, Караул-Базар, Дтаркак и Восточный Авваль, рассмотрены методы повышения степени охвата пласта разработкой. Технико-экономические расчеты показали, что наиболее рациональным методом для рассмотренных объектов является бурение добывающих сквачин с цельи уплотнения сетки и проведение работ по гздроразрыву пластов.

Третья глава посвящена обобщения опыта и совершенствованию концепции разработки скоплений нефти, находящихся в подгазовых зонах. Объекты этой группы, в основном, расположены в Бухаро-ХиЕинской и Ферганской нефтегазоносных областях.

Нефтяные объекты Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области приурочены к серым, темно-серым, крепким, трещиноватым известнякам с прослоями ангидритов, глин и мергелей, где выделяются ХУ-а и ХУ продуктивные горизонты.

Нефтяные объекты Ферганской нефтегазоносной области приурочены в основном к У,УП и УШ горизонтам палеогена. Коллекторами являются известняки, доломиты, местами сульфатные породы ( трещиноватые ангидриты

Условия залегания нефти в подгазовых объектах обычно

характеризуемся:

- наличием в одном коллекторе скоплений нефти и свободного газа, сообщающихся методу собой;

- близостью расположения водо- и газонефтггного контактов, т.е. малой толщиной нефтяных оторочек;

- практически неизменными в процессе разработки контурами залежи;

- практически равномерным распределением пластовой энергии по площади нефтеносности;

- близкими значениями начальных пластовых давлений и давлений насыщения нефти газом.

Перечисленные особенности существенно отличают технологи» разработки подгазорых кефтянкх объектов и методы ее проектирования от технологии разработки нефтяных залежей. Кроме того, различные подходы используются такае при разработке подгазовых нефтяных объектов с подошвенной и краевой водой.

В подгазовых нефтяных объектах с краевой водой границы разделов сред нофть-Еода и газ-нефть можно свести в плане к контурам нефтеносности. Объекты с краевой водой обычно приурочены к пластам небольшой толщины и с большими углами наклона.

На залежах с краевой водой большинству нефтяных сквакин { кроме прилегающих к газоЕой шапке у к контуру нефть-вода ) монет быть задан режим работы, характерный для обычных нефтяных объектов. Поэтому фактические показатели разработки нефтегазовых и газонефтяных объектов Ферганской нефтегазоносной области мало отличаются от по-

казателей эксплуатации чисто нефтяных залежей.

На залежах с газовой шапкой и подошвенной водой абсолютное большинство нефтяных скважин должно работать, исходя из необходимости предотвращения преждевременных прорывов воды и ( или } газа к забот». Поэтому для нефтяных оторочзк Западного Узбекистана характерны низкие темпы отборов нефти и низкие значения конечного коэффициента извлечения нефти.

В мировой практике применяются 13 систем разработки нефтяных объектов с газовой шапкой и краевыми ( подошвенными ) водами, которые з основном отличаются порядком ввода в эксплуатация нефтяной и газовой зоны и способом воздействия на пласт.

На объектах Средней Азии реализованы следующие из

них:

- система разработки с опережающей выработкой нефтяной оторочки и регулируемым отбором газа из газовой шапки С месторождения Уыид, Крук, Западный Крук );

- система огережающей выработки нефтяной оторочки при нерегулируемом отборе газа из газовой шапки,( месторождение Газли ); \г

- система опережающей выработки нефтяной оторочки с консервацией свободного газа ( месторождение Акджар };

- система оперетащей разработки газовой шапки при неограниченном отборе гоза ( месторождение Карим }.

Относительно высокие результаты ( ожидаемый коэффициент извлечения нефти до 30 % ) получены при реализации системы разработки с консервацией и регулируемым отбором

свободного газа, наихудшие результаты - при опережающем отбора газа из газовой шапки ( ожидаемый коэффициент извлечения нефти - 0,17 % 3. Остальные системы разработки занимает промежуточное положение срсуи указанных ( ожидаемый коэффициент извлечения нефти от 10 до 15

Наряду с этим положением, определяющим результативность той или иной внедряемой системы разработки на рассматриваемых объектах, являются размеры и местоположение интервала вскрытия нефтяч^й оторочки. Для случая однородного пласта этот интервал определяется ьо общепринятым методикам. Однако опыт эксплуатации нефтяных оторочек Западного Узбекистана показывает, что за редким исключением из оторочек толщиной мелее 2 м, вопреки результатам расчетов, получить устойчивые безводные и без-газовке дебиты не удавалось. Это ягление объясняется теь; обстоятельством, что подобные нефтяные оторочки представлены лишь переходными зонами вода - нефть я нефть - газ. Поэтому при обосновании оптимального интервала перфорации рекомендуется использовать методику "ШИКнефть", усовершенствованную с учетом нижеуказанного обстоятельства.

Разработка объектов рассматриваемой группы месторождений осуществлялась при различных плотностях сетки скважин. Э?о дает возможность оценить ее влияние на конечный коэффициент извлечения нефти.

Указанная зависимость для нефтяных оторочек малой толщины описывается выражением:

= 4,533/(Бэ + 10 ) .

Для нефтегазовых и газонефтяных объектов эта зависимость приобретает вид

= 12,П9 / ( Эд +15) —0,095 .

По результатам расчетов построены кривые зависимости конечного коэффициента извлечения неФти от плотности сетки сква.-син, которые свидетельствуют, что при плотнг-х сетках сквагкик величины гонечного коэффициента извлечения нефти из залежей с краевой и подошвенной водой существенно различаются. По мере их разрешения разница начинает уменьшаться и в пределах 55-60 га/скв. исчезает.

Четвертая глава посвящена обобщении опыта и совершенствованию концепции разработки залежей нефти глубоко-погруженных горизонтов.

Залечи нефти глубокопогруженных горизонтов помимо геолого-физических особенностей, связанных со значительной глубиной их залегания, аномально высокими пластовыми давлениями, высокими пластовыми температурами, низкой активностью законтурных вод, замкнуто-упругим режимом, отличаются и технико-экономическими показателями реализованных систем разработки. Объекты разрабатывались на естественном режиме и более редкой сеткой оквакин по сравнению с объектами, залегающими на небэчьптих глубинах.

Обобщая имеющийся опыт разработки глубокопогрукеннпх

объектов Средней Азии, приуроченных к карбонатным коллекторам, мо^но выделить следующие их особенности:

- аномально высокие пластовые давления;

- трещиноваго-карернозный тип продуктивных коллекторов;

- низкую активность контурных вод;

- замкнуто-упругий природный реяии дренирования залежей;

- ухудшение Фильтрационных свойств коллекторов по мере падения пластового давления;

- высокие начальные дебиты сквагин-( до 500 т/сут. ) при крайне низких фильтрационных параметрах матрицы продуктивного пласта;

- резкий рост объема добычи нефти в начальной стадии разработки на единицу снижения пластов:го давления в залежах с ярко вираченнкм замкнуто-упругим режимом;

- проведение разработки редкой сеткой сквачин на естественном режиме.

Перечисленные особенности в той или иной мере имели. место на аналогичных объектах Украины, Чечни. Белоруссии, России, Азербайджана и предполагает необходимость специфического подхода к процессу их разработки.

С целью изучения влияния глубины залегания на кол-локторские свойства пород выполнено большое количество исследований. Экспериментальные работы по изучению механических евойсгп отобранных образцов нефтегазоносных пород в конечном счете направлены так-че и на установление динамики измеряемых параметров ( степени деформации, пористости, проницаемости и т.п. ) по мере их нягруления в

диапазоне изменения давления от атмосферного до гогаст'ог.>-го.

Изменение значений пористости (m ) продуктивных отложений горизонгов УП и IX от глубины их залегания ( L ) описываетсч зависимостью Еида:

m = m0 + m,/L + m2/L ,

где m0) m, , m2 - постоянные коэффициенты уравнения.

Экстраполируя кривые в сторону больших глубин, можно полагать, что на глубине 5000-6000 м пористость коллекторов в среднем составит 0,08-0,10. Дальнейшее изменение пористости ( на глубинах более 6000 м ) происходит менее интенсивно. Эта тендещия хорошо видна кз анализа поинтер-вального изменения значения пористости от глубины залегания. Среднее значение пористости для глубин 1000 м, 2000 и, 3000 ы, 4000 м, 5000 м соответственно составляет 0,234; 0,150; 0,10бХ0,084 и 0,080, т.е. до 2000 м пористость уменьшается очень резко { 8,4 % на.каждые 1000 м }, затем, в интервале глубин 2000-4000 м, темп снижения значительно замедляется ( от 2,2 до 4,4 % }, а начиная с глубины 5000 м почти стабилизируется, ( теш падения не превышает 0,4 % ).

Для оценки проницаемости матрицы глубоких коллекторов были построены графики зависимости ее значения ( К ) от пористости (m } и получено уравнение зависимости в виде:

К = тг- т0 + т-т, + гп2 ,

где m0 , in, , m2 -' постоянные коэффициенты уравнения, m - коэффициент пористости для соответствующих глубин.

Результаты расчетов по полученным зависимостям показывают, что на глубинах 5000-6000 м проницаемость

р

матрицы может изменяться в пределах 0,0014-0,0050 ыкм .

Получение высоких начальных дебитов при эксплуатации глубокопогруженных залежей нефти Ферганской впадины, достигавших в отдельных скважинах до 300-500 т/сут., при вышеуказанных параметрах матрицы невозможно. Поэтому следует предположить, что высокие начальные дебите скважин в основном обусловлены трещиноватостьв пласта. Это предположение полностью подтверждается результатами исследований керноЕ и шлифов горизонта У месторождения Наманган.

При этом необходимо отметить, что снижение пластового давления в процессе дренирования коллекторов сопровождаемся их деформацией и снижением пористости, что быстро сказывается и на значениях проницаемости...

На графиках зависимости проницаемости от пористости ; четко выделяются три характерных участка. Первый участок, . соответствующий уменьшению средней пористости от 0,24 до ' 0,13, характеризуется резким снижением проницаемости от

о ç

0,155 мкм^до 0,065 мкм , т.е. при снижении пористости на 20,8 % пронгцаемость .снижается на 58,1 %. На втором участке кривой, схватывающем значения пористости от 0,19 до 0,11, темпы снижения проницаемости замедляются, а на дальнейшее уменьшение пористости ( третий участок ) проницаемость коллектора практически не реагирует..

При эксплуатации скваздн глубокопогруженных залежей нефти установление оптимального дебита доллсно в первую очередь исходить из необходимости экономичного расхода пластовой энергии. Опыт эксплуатации скважин месторождений различных нефтедобывающих регионов, в т.ч. и Средней Азии, показнваег, что установление необоснованно больших дебитов посредством больших депрессий на пласт приводит к нерациональному расходу энергии пласта и смыканию флюидопрородящих трещин вблизи призабойной зоны, гследст-

.и ,

вии чего в недрах остаются значительные запасы нефти.

С целью анализа этого явления построена зависимость дебита и продуктивности от депрессии для скважин месторождения Наманган, свидетельствующая, что наибольшая продуктивность скважин достигается при неболыпюС перепадах давления. Последующее увеличение депрессии приводит к резкому уменьшению продуктивности пласта. При этом значительное увеличение депрессии сопровождается неадекватным снижением коэффициента продуктивности.' При эксплуатации снватан с высокими отборами жидкости.подток из пор матрицы, проницаемость которой значительно меньше проницаемости трещин, не компенсирует, высокой производительности последних, я коллектор работает.как,чисто трещинный. Этот период эксплуатации скважин, несмотря на относительно высокие дебиты, приводит к значительному падению пластового давления, продуктивности и может быть причиной преждевременного обводнения продукции.

Индикаторные характеристики, снятые при прямом и обратном ходе в скважинах месторождения Махрам, подтверждают

положение о том, что эксплуатация скважин с большими перепадами давления вблизи призабойных зон ко--сет приводить к остаточным деформациям, т.е. к неполному раскрытию трещин при попытках повторного восстановления давления. - -

Исследованиями установлено, что при существующих диапазонах изменения пластовых давлений могут иметь место следующие виды деформации пород: упругие С песчаники с кальцктовым, т.е. неглинистьм цементом ); упруго-пластические ( доломиты, известняки, сцементированные глинами породы ), пластические ( пепок, глины, песчаники с глинистым цементом и т.д.).

Существующая теория упругого режима -фильтрации разработана в основном гля пород с упругими деформациями и

не во всех случаях учитывает особенности разработки кол-<

лекторов с упруго-пластичными и пластичными деформациями.

Основным направлением при разработке подобных залежей нефти является учёт изменения фильтрационных параметров пласта при снижении пластового давления в процессе эксплуатации. При рассмотрении этого вопроса главным является представление о преобладании в карбонатных коллекторах вертикальной тектонической трещиноватости. Вертикальные трещины удерживаются в.раскрытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполнявшей поры и трещины коллектора, превышает боковое горное давление и тем самым препятствует смыканию стенок вертикальных трещин. Из этого вытекает один из основных принципов разработки залехей нефти.в глубокопогруженных горизонтах - необходимость их эксплуатации при забойных давлениях СРзаБ), превышающих

критическое боковое горное давление (Рвок^- Когда упругий запас нефтеводоносных систем.недостаточен для обеспечения условие Р2аб> РБ0К , необходимо применять искусственное воздействие на залежи.

Пятая_глава посвящена обобщению опыта и совершенствованию концепции разработки месторождений высоковязких нефтей.

К этой группе объектов отностася залежи нефти, расположенные в основном на территории Афгано-Таджикской депрессии- Месторождения приурочены к слабо нарушенным антиклинальным складкам ь в основном содержат по несколько залежей нефти- Заложи классифицируются как пластовые, сводовые.

Характерными геолого-физическини особенностями, присущими этим месторождениям, являются'высокая плот-

л

ность нефтей ( 900-988 кг/м ), большое содержание ас-фа льтенов и\смэл ( 20-80 % }, а глаЕНое, - высокая их вязкость ( 27-340 :<Ла.с ) в пластовых условиях. Кроме того, их отличительной особенностью является неньютоновский характер течения нефтей в пластовых условиях. Так, при плэстоеых температурах 30-Б8°С предельное напряжение сдвига колеблется в пределах 0-0,120 н/м. При температурах в пределах 20°С.предельное напряжение сдвига 'достигает 1,500 н/м.

Фильтрация нефтей с вышеуказанными характеристиками не всегда происходит по закону Дарси. Технология разработки месторождений нефти с неньютоновсккми свойствами отличается от приемов добычи нефти из "обычных" объектов.

Принципиальной основой разработки месторождений высоковязких нефуей является положений ; существовании оптимального темпа отбора жидкости из залежи ( групан залежей ). Рассматриваемые объекты разрабатывались, в основном, в условиях естественного водонапорного упруго-водонапорного режимов при различной активности контурных вод. Наибольшей активностью обладают водь' на месторождениях Ляльыикар, Кокайтьт, расположенных в центральной части впадины, наименьшей - на месторождениях Хаудаг и Коштар, находящихся в прибортовой части.

Вышеизложенное подтверждается характером связи между достигнутым коэффициентом извлечен/я нефти и количеством воды, прошедшей через объекты, значения которой соответственно для залежей нефти прибортовой, срединной и <

центральной частей составляют 1,0; 1,0 4- 1,5 и более 2,0.

Указанная зависимость отражает добычу попутной воды в различные периоды разработки и позволяет сравнить удельную добычу попутной воды для различных объектов при одной и той же степени промцтости пластое. Для. рассматриваемых объектов установлено, что основная добыча приходится на период прохождения первых 0,3 поровых объемов воды, хотя достаточно ощутимый прирост коэффициента извлечение кеф-ти отмечается при прохождении воды в количествах, достигающих одного порового. объема -залежи.

Поскольку увеличение отбора жидкости по всем объектам сопровождается ростом обводненности гродукции, необходимо установить, на каком этапе работы добывающих скважин и в каких геологических условиях можно получить

максимальный эффект от форсирования отбора жидкости.

В зависимости от местоположения месторождений в геогидродинамической системе, рекомендуется залежи центральной части разрабатывать с ограничением отборов жидкости; на месторождениях периферийной части бассейна можно форсировать отборы жидкости.

Время начала форсирования отбора жидкости из скважин и кратность его увеличения изучена с помощью зависимостей кратности изменения извлекаемых запасов нейти ( отношение извлекаемых запасов нефти после начала форсирования и до него ) от кратности увеличения отбора жидкости ( для тех же периодов ) и обводненности продукции скважин к началу форсирования. Полученные зависимости по-

о

называют, что увеличение отбора жидкости более, чем в 1,5 раза после обводнения добываемой продукции свыше 88 % приводит к благоприятному результату.

В•результате обобщения промысловых экспериментов удалось показать, что на узких, линейно вытянутых залежах высоковязких нефтей, разрабатываемых в основном при водонапорном и упруго-водонапорном режимах, скЕажины целесообразно размещать в один ряд: вдоль1оси складки.

Для обоснования плотности сетки скважин построен график изменения конечного коэффициента извлечения нефти от удельной площади, приходящейся на скважину. Зависимость описывается уравнением:

= 0,287732- - 0,004356 • 53 .

Результаты расчетов свидетельствуют об относительно

более низкой взаимной корреляции ( 0,69 ) параметров,чем в объектах с обычными нефтями, что связано с низкой льезопроводностъо в залежах высоковязких нефтей.

Сложность процессов, происходящих при фильтрации неньютоновских нефтей в пласте, не позволяет выделить один или несколько параметров, определяющих результаты исследуемого процесса. Для изучения причин низкой эффективности перепуска термальной еоды на месторождении Хау-даг использованы результаты экспериментов по в'тгеснениа нефти месторождения Кичик-Бель водой и пароводяной смесью в пределах температур 20°С-100°С. При температуре 20°С нефть не течет, при 30°С ее вязкость составляет 62,4 мП^с. В первой серии экспериментов нефть вытесняли из на-

,сыпной модели карбонатного пласта с измеренной проницае-р

мостью - 0,137 мкм .

Во второй серии экспериментов нефть Еытесняли из образца известняка пористостью 16,13 % и проницаемостью 2

0,082 мкм . Пластовые условия имитировались созданием давления гидрообжима 15,0 МПа и изменением температуры вытесняющего агента.

| Графики результатов указанных серий опытов показывают, что и в том, и в другом случае отмечена тенденция к снижении степени извлечения нефти в пределах увеличения температуры от 40°С до 70°С. При температурах порядка 40°С и 80-85°С объемы Ектесненной нефти одинаковы. Таким образом, в случаях использования вторичных методов повышения извлечения нефти с помощью теплоносителей температура

последних должна быть не ниже 80-90°С, в противном случае следует ожидать отрицательного эффекта.

Прогнозирование коэффициента извлечения нефти месторождений высоковязких нефтей шляется очень сложной задачей, т.к. динамика и конечные результаты их разработки значительно отличаются от соответствующих показателей по широко распространенным месторождениям маловязких нефтей и недостаточно достоверно описьгеавтся результатами гидродинамических расчетов.

Поэтов были проведены исследования по оценке конечного коэффициента извлечения нефти объектов с высоковязкой нефтью Афгано-Таджикского газонефтяного бассейна методом много-факторного регрессионного анализа, который позволяет установить не только качественное, но и количественное влияние различных факторов на показатель процесса.

По фактическим данным объектов, находящихся в поздней стадии раЬрабохк}», в результате расчетов по программе многофакторного, корреляционного анализа получено следующее уравнение регрессии:

= - 13,5680 + 536,4081^(1 + 13,1494Тн -

- 0,7212 Зэ + ГЗ,8432ЬЭф[р/Ь0БЦ, + 0,6729 + 1,6774 К-

- 0,0085_(11н + 2,0382 Рэ ,

где ^ сС - показатель эффективности вытеснения нефти еодой ( тангенс угла наклона характеристик вытеснения в координатах "накопленная добыча нефти - логарифм накопленной добычи жидкости" ).

Полученную зависимость можно использовать как для оп-

ределения конечного коэффициента извлечения нефти вновь вводимых залежей высоковязких нефтей, так и для уточнения

разрабатываемых объектов, а также для анализа влияния геолого-физических и технологических факторов и их корреляционных '¿язей. 3

Трудности определения емкостных параметров, особенно для трещгаовато-кавернозно-поровых коллекторов, приводят подчас к недостоверным значениям начальных балансовых , запасов нефти. Для их уточнения в случаях, когда определение этой величины обычным путем затруднено, можно использовать эмпирическую зависимость, полуценную для анализируемой группы объектов:

Обзн = 4,638 -|г- + 0,994 . , Эту зависимости рекомендуется использовать для уточнения активных балансовых запасов разрабатываемых залежей высоковязких нефтей, в которых из-за недостаточного объема геолого-промысловой информации в начальной стадии разработки недостоверно определены емкостные параметры пласта.

В шестой главе на основании результатов проведенных исследований с учетом анализа имеющегося опыта эксплуатации сформулирован комплекс положений усовершенствованной научно обоснованной концепции рациональной разработки объектов каждой из выделенных групп,основные из которых изложены в виде выводов и рекомендаций.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Впервые разработана научно обоснованная классификация залежей нефти Средней Азии, приуроченных к карбонатным коллекторам, с целью выделения групп объектов близких по условиям разработки / 9,15,16,26 /.

В качестве исходных признаков для классификации объектов использованы 15 параметров, характеризующих условия залегания, объемные размеры залежей, коллекторские и фильтрационные свойства, свойства пластовой нефти.

В результате анализа дендрогра™ вццелены четир'е группы объектов, отличающихся геолого-физическими условиями: залежи маловязких нефтей прибортовых зон; залежи маловязких нефгэй, находящихся в подгазовых зонах; залежи маловязких нефтей глубокопогруженных горизонтов и залежи еысо-ковязких нефтей. Это создает возможность для сопоставления и прогноза показателей эксплуатации на основе использования опь;та разработки аналогичных объектов.

2. Предложены зависимости для достоверной оценки активных балансовых запасов нефти выделенных групп объектов на основе использования постоянных коэффициентов характеристик Еьттескения нефти водой, который в отличие от известных можно использовать в случаях недостаточной информации

о емкостных параметрах пластов для оценки балансовых запасов нефти объемным методом / 27,30 /.

Предложенный способ усовершенствован для определения дополнительного объема балансовых запасов нефти, вовлеченных в разработку за счет применения различных методов воздействия на залежь и степени их извлечения, что позволяет

более объективно оценить эффективность реализации методов и разработать рекомендации по увеличения коэффициента извлечения нефти.

3. Впервые, в результате обработки фактических показателей разработки методом многофакторного корреляционного анализа для выделенных групп объектов, получены уравнения регрессии для оценки ожидаемого конечного коэффициента извлечения нефти / 2,12,21,34,35,37 /. Их мо^но использовать как для достоверного прогноза конечного коэффициента извлечения нефти вновь вводимых залежей, уточнения егс значения на длительно разрабатываемых объектах, так и для определения степени его зависимости от различных геолого-физических и чзхнологических параметров.

4. Установлены общие закономерности процесса вытеснения нефти водой, -которые позволяют оценить влияние на его эффективность различных факторов У 24,23,31,38 /.

В результате исследования методом главных компонент оценен относительный шслад отдельных геолого-физичзских характеристик пласта в эффективность заводнения, при этом пять из них объясняют 81,15 % общей дисперсии.

5. Изучение статистической сркзи темпов отбора жидкости и нефти показало, что для объектов прибортовых зон верхним пределом форсирования дебетов являются величины 10-12 % от начальных извлекаемых запасов.

Для залежей високовязких нефгей целесообразность использования форсированного отбора жидкости определяется их положением в гидродинамической системе, а после обводнения добываемой ьродукцки, более чем на 88 %, установлена

тенденция повышения эффективности этого мероприятия ' / 8,29,37,38

6. Установленные зависимости конечного коэффициента извлечения нефти от плотности сетки скважин, полученные е результате обобщения фактических данных по длительно разрабатываемым месторождениям, позволяют Еыбирать количество скважин, обеспечивающее достижение заданной степени нефгеизвлечения, что особенно важно в условиях современной экономической конъюнктуры / 3,6,21,34 /,

7. ВперЕые сформулирован комплекс научно обоснованных методов повышения эффективности заводнения пластов, позволяющий / 1,4,7,1С,II,13,14,17,18,19,20,22,23,25,28, 32,35,36,37,39 /:

- осуществлять выбор наиболее эффективного вида заводнения;

- рассчитать рациональный срок начала его реализации, пороговое значение которого определяется величиной остаточной нефтенасыценности - 35,08 %;

- предложить схему размещения нагнетательных скважин, обеспечивающую максимальный охват пласта заводнением;

- определить объем нефти, дополнительно добытой за счет ззеоднэния;

- определять возможные интервалы изменения температуры закачиваемой ( перепускаемой ) воды, от значений которых зависит эффективность процесса; для условий высоко-еязких нефтей эти интервалы определены в диапазонах либо ниже 40°С, либо выше 80°С.

8. Усовершенствован способ выбора оптимальных интер-

валоЕ перфорации подгазовых нефтяных залежей на основе учета размеров переходных зон "вода-нефть" и "нефть-газ" / 37 /.

9. Установлено для месторождений глубокопогрунен-ных пластов / 33 /: 0■

- наличие коллекторог с пористостью 8-10 % на глубинах более 5000-6000 м;

- наибольшая продуктивность скважин соответствует небольшим перепадам давления ( 3-5 Ша ). Значительное увеличение депрессии не сопрояождается адекватным порышением продуктивности;

- наличие критического бокового горного давления, снижение пластового давления ниже которого приводит к резкому ухудшению продуктивности отложений вследствие

I

смыкания трещин;

- наличие остаточных деформаций, являющихся причиной снижения дебитов скважин в случаях снижения депрессий на пласт после предшествующих больших их значений»

10. Предложен новый способ выбора метода увеличения коэффициента извлечения нефти в поздней стадии разработки залежей, основанный на использовании характеристик вытеснения. В этом способе, в отличие от используемьтх ранее карт выработанности извлекаемых и балансовых запасов, дифференцированно учитывается неоднородность коллектора и показатели работы различных скважин / 5,27,30, 40 /.

Основное содержание диссертации опубликовано в следунцих работах:

1. Агзамов А.Х., Хутаеров Б. Анализ системы закачка -дебит месторождения Чангиртзш // Республиканская науч.-техн.конф.молодых ученых и специалистов:

Тез.докл.-Ташкент.-1982.-С.17-16.

2. Агзамов А.Х. }{ оценке максимального годового уровня добычи нейти Ц Тр.СредазШИнефгь.-Ы.: ЕНИИОЭНГ, 1632.- С.73-75.

3. Агзамов А.Х., Ыусаев Р.Э. О результатах уплотнения сетки добывающих скважин на некоторых залеках Ферганской группы месторождений // IX науч.-техн.кояф.

а

молодых ученых и специалистов: Тез.докл.- Пермь, 1983,- С.32-35.

4. Ирматов Э.К., Хужаеров Б., Агзамов А.Х. Эффектив-' нссть систем заводнения нефтяных залежей // Республиканская науч.-техн.конф. Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений в Узбекистане: Тез. докл.- Ташкент,- 1983,- С.II.

5. Ирматов Э.К., Хужаероз Б., Агзамов А.Х. Метод прогнозирования технологических показателей разработки нефтяных залежей У/ ДАН Уз ССР.- 1984.- № 7.- С.49-5С.

6. Агзамов А.Х. О результатах авторского надзора за разработкой нефтяных месторождений ПО "Узбэкчэфть"

// Республиканская науч.-техн.конф. молодых ученых и специалистов: Тез.докл.- Ташкент.- 1984.- С.87.

7. Агзамов А.Х. Состояние разработки эксплуатационных объектов месторождения Андижан // Республиканская науч.-техн.конгЬ.молодых ученых и специалистов: Тез. докл.- Ташкент.- 1984.- С.49.

8. Агзамов А.Х. 0 степени использования запасов нефти Ферганской группы месторождений // Науч.-техн.конф.по проблемам разработки нефтяных и газовых месторождений Киргизской ССР: тез.докл.-Коччор-Ата.- 1984.-С. 18.

9. Садуллаев Р., Суронов 0.0., Агзамов А.Х. Вычислительная схема метода главных компонентов и его применение при классификации объектов нефтедобычи // ТР.НПО Кибернетика АН Уз ССР.- Ташкент: 1934.- Вып.73.-

С. 82-94.

10. Агзамов А.Х. Опыт закачки воды под ЕНК на месторождении Северный Уртабулак // Д*Н Уз ССР.- 1985.- № 3,-С. 43-46.

11. Агзамов А.Х. Влияние некоторых физико-геологических факторов на эффективность заводнения на примере месторождения йжный Аламьшга // РЙТС Сер.Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- 1985.- № 12,- С. 8-10.

12. Агзамов А.Х., Хужаеров Б. Оценка нефтеотдачи пластов методом ранговой классификации // Узбекский геологический журнал. -.1985.- № 6.- С. 24-29.

13. Садуллаев Р., Чарыев О.М., Агзамов А.Х. Модульная система расчета нестационарной фильтрации нефти и газа ео взаимодействующих пластах // Республиканская конф. Методические и прикладные аспекты систем автоматизированного проектирования и управления в отраслях народного хозяйства: Тез.докл.- Ташкент.- 1985.-С. 45-46.

14. Агзамов А.Х. Эффективность различных систем заводнения на примере нефтяных залежей Ферганской впадины

// XI науч.-техн.конф. молодых ученых: Тез.докл.-Пермь.- 1965.- С. 48.

15. Агзамов А.Х. Грутпирорание залежей нефти Ферганской нефтегазоносной области по комплексу геолого-промысловых признаков // Тр. СредазНИПИнефть.- М.: ВНИИОЭНГ, 1385,- С. 6-И.

1о. Агзэмое А.Х., Садуллаев Р., Сувонов 0. Применение ЭВМ в выделении наиболее информативных факторов из комплекса геолого-физических характеристик нефтяного пласта"// Тр. СредазНИПИнефть.- М.: ВНЖОЭНГ, 1985,-С. 71-74.

17. Агзампв А.Х., Гри1.?нко А.В. Оценка эффективности щелочного заводнения на кестороздении Андижан и пути совершенствования данного метода повышения нефтеотдачи пластов // Всесоюзная конф. Пути развития науч.-техыического прогресса в нефтяной и.газовой промышленности Тез.докл.- Грозный,- 1986.- С. С1.

18. Агзамов А.Х. Эффективность, систем разработки нефтяных залежей с карбонатными коллекторами Ферганской нефтегазоносной области // ХП науч.-техн. конф. молодых ученых: Тез.докл.- Пермь.у 1986.- С. 40-41.

19. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Опыт заводнения карбонатных коллекторов нефтяных месторождений Узбекистана // Тр. СредазНИПИнефть. - Ы.: ШИИОЗНГ, 1288. -С .13-19.

20. Агзамов А.Х. Применение циклического заводнения в условиях месторождений Ферганской нефтегазоносной области // Тр. СредазНИПИнефть.- М.: ШИИОЭНГ, 1988.-С. 22-27.

21. Агзамов А.Х. Применение метода многофакторного корреляционного анализа для оценки нефаеотдачи пластов // ДАН Уз ССР.- 1983.- № 2.- С. 50-51.

22. АгзамоЕ А.Х. Сравнительная оценка эффективности систем разработки карбонатных коллекторов на примере месторождений Ферганской нефтегазоносной области // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1988.- Р г.- С. 18-20.

23. Агзамов А.Х., Натрошвили Д.О. Некоторые результаты изучения взаимодействия добывающих и нагнетательных скЕажин с применением аппарата теории случайных Функций // Ташкентская областная науч.-техн.конф.молодых ученых нефтяной и газовой промышленности: Тез.докл.-Ташкент.- 1989.- С. 23..

I

24. Агзамов А.Х. Оценка влияния геолого-фигических параметров на технологические показатели разработки при заводнении методом главных компонент.// Ташкентская областная науч.- техн.конф.молодых ученых нефтяной и газовой промышленности: Тез.докл.- Ташкент,- 1989.-С. 24.

25. Агзамов Л.Х., Натрошвили Д.О. Результаты комбинированного вытеснения нефти газом и водой на УШ про,-дуктивном горизонте месторождения Северный Сох // Науч.-техы.конф. молодых ученых и специалистов: Тез.докл.- Уфа,- 1989.- С. 32.

26. Ирматоз Э.К., Агзамов А.Х. Дифференциация залежей нефти Ферганской впадины по комплексу геолого-промысловых факторов // Узбекский геологический журнал.-

1990.- № 3.- С. 56-58.

27. Агзамов А.Х., Ирматов Э.К., Нагаев М.Г. Прогнозирование технологических показателей нефтяных залежей в поздней стадии разработки на основе характеристик вытеснения // Тр. СредазНШИнефть.- М.: ШИИОЭНГ, 1990.-С. 16-19.

23. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Влияние совместной разработки пластов на показатели эксплуатации скважин // Тр.СредгзНИПИнефть.- М.: ШИИОЭНГ, 1990.- С. 36-39.

,п ,

29. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Интенсивность применяемых систем разработки нефтяных залежей Ферганской нефтегазоносной области // Нефтяная и газовая промышленность.-1990,- » 3.- С. 8-П.

30. Ирматов Э.К., 'Агзамов А.Х. Оценка активных балансовых запасов залежей нефти, находящихся в поздней стадии // Узбекский геологический журнал.- 1990.- № 6.-

С. .50-52\

31. Агзамов А.Х., Ирматов Э.К. Использование метода главных компонент для оценки влияния геолого-промысловых факторов на показатели системы разработки залежей нефти // ЭИ Сер. Техника и технология добычи нефти.-1990.- Р 8.- С. 3-3.

32. Агзамов А.Х. Оценка технологического эффекта методог регулирования разработки залежей на основе критерия Стьпдента // ЭИ Сер.Автоматизация и телемеханизация б нефтяной промышленности.- 1990.- № 10,- С. 19-23.

33. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Особенности ввода, в . эксплуатацию залежей нефти глубокопогруженных гори-

зонтов // Тр. СредазНИПИнефть.- М.: ШШОЭНГ, 1991.-С. 19-23.

34. Агзамов А.Х., Ирматов Э.К., Пардаев А. К оценке конечной нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей // Тр. СредазНИПИнефть.- М.: ШИИОЭНГ, Г991,- С. 41-45т :

35. Моделирование функционирования пластовой фильтрационной системы с учетом динамики переходных процессов / Садуллаэв Р., Сиддиков A.M., Ирматов Э.К., Абилка-симов Б., Агзамов А.Х..- Ташкент: АЕ РУз,НПО Кибернетика. Препринт. 1991,- 23 с.

36. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Обзор серии. Опыт и проблемы совершенствования нефтяных и нефтегазовых месторождений Средней Азии и методы повышения их нефтеотдачи: Заводнение нефтяных месторождений с

1

осложненными горно-геологическими условиями и пути повышения его эффективности.- Ташкент: Фан, 1991.- 71 с.

37. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х., Ибрагимов М.Х. Нефтеотдача ме'сторочсдений межгорных впадин Средней Азии

; с осложненными геолого-физическими условиями и пути ее увеличения.- Ташкент: АН РУз, НПО Кибернетика.

Препринт. 1992.- 44 с. ,

*

38. Агзамов А.Х., Ирматов Э.К., Нагаев М.Г. Способ оценки эффективности внутриконтурного заводнения нефтяных залежей. Изобретение A.C. № 1834359.

39. Агзамов А.Х. Особенности применения термических методов увеличения степени нефтеизвлечения из месторождений неньотоновских нефтей // ДАН РУз.- 1993.-

ír 10.- С. 41-42. 4ü. Агзако? А.л. Уточнение коэп^ициента извлечения нр^ти уесгоро"'дени" Сеяврн'-'" Урта^.улак // ДАН РУз.- 1993,:: iö.- с. 40-42.

46

МАЗМУННОМА

АГЗАМОВ АВАЗ ХАМВДШШАЕВШ

Урта Осиёдаги карбонат ноллекторларца койлат-ган нефт ва нефтгаз конларини ишлатишни илшй асосланган концепциясини мукашаллаштириш

Диссертация лш карбонат ноллекторларда яойлашган нефт ва нефтгаз конларини лойихалаш ва ишлатишни илмий асосларини мукам-каллаштиришига багишланган булиб, 100 нефт уюмини далилий кон геологик маълууотларини риэзиетнинг эамонавий статистика услуб-лари асосида умуклаштирилиб, гидродинамик ва т.<жриба таякикот-лари натижаларини яалб этиб бажарилган.

Утказилган тадкицотлар натижасида кон геологик маълумотлар! асосида таснифлаб а::сратилган у^шал нефт ушларининг хар бир гу-рухи учун ишлао, катламларига таьсир этиш усуллари самарэдорли-тини ва катламларни яяуниЯ нефт бераолишлигини оииришни узига хос йуллари тавсия этилган.

Шу жумладан: катламни сув бостириш самарадорлигини, уюмлар-ни ощрги ишлаш даврица нефт бераолирлигини ошириш турларияи таг ,лаш усули яратилган;. катламни фаол баланс захираларини аницлаш, якуний нефт бераолишлик яоэффициентини геологик за технологик курсатгичлар билан богликлик иборалари таклиф этилган; газости .нефт уюкларидаги кудукларда ¡сатламни энг окилона тешиш оралик;ла-рини танлаш 2'сули 1,<укаммаллаштирилган; нефт бераоллшликни ошрш ва олиш сурьатини жадаллаштириш усулларицан олинган технологик самарани хисоблаи боглик;лари берилган.

Олинган нзтижалар "?збекнефтгазказибЧ1дариш", "Клргизнефт" ва "Гожикнефт" ишлаб чикариш бирлашкадари конларица амалга оши-рилган иллатиш усулларини г.укагааллаштириш жараёнида тасдикданд!

Annotation Agzanov flvaz Khamidillaevich

fin iaproveaent on scientifically grounded conception of Central fl^ia oil and oil-gas fields exploitation related to corbonate rocks

The thesis vork devoted to the improvement on scientific conception of projecting and exploitation of oil and oil-gas fields of Central Asia related to corbonate rocks is carried out on the base of aatheaatical statistics generalizing by aodern nethods of actual geologo-petroleum field uaterial over one hundred oil pools with using hydrodynaaic and expe-riaental investigations.

In consequence of carried out investigations for group of oil pools picked out-by objects classification of geological field indications the «ays increasing of their exploitation effectiveness, the influence aethods over poQls and of sore cosplete recovery are offered.

Including :

the aethods are developed of choosing effective waterflooding type and oil\ecovery factor increasing way in the late stage

the relations are offered for estination active balance reserves and final oil recovery factor depending on geological and technological factors;

the say of choosing optimal perforation interval of oil pools which are under gas is laproved: . the dependence against nethods of intensification and increasing oil recovery factor is offered for technological effect estination.

Derived results are coiifirsed by their inculcation in the process of realized systems inproveient of field exploitation of joint-stock associations "Uzneftegazdobycha", "Kiraizneft", "Tajikneft".

of exploitation;