автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологий регулирования процесса разработки нефтяных залежей на основе промысловых экспериментов

Министерство нефти и газа Туркменистана г Институт нефти и газа

На правах рукописи УДК 622.276.346:001.18

АЙТКУЛОВ АЛПАМЫС УРАЗАУХАНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ОСНОВЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Специальность: 05.15.06 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Ашгабат 1996

Работа выполнена в Актауском политехническом институте

им. акад. Ш. Есенова

Научный консультант: Доктор технических наук, профессор

Батыров С. Ш.

Ведущая организация: Производственное объединение

"Мангастаумунайгаз" (466200, Казахстан, г. Актау)

Официальные оппоненты:

-доктор технических наук, профессор Мурадов А. Н. -доктор технических наук, профессор Саяхов Ф. Л. -доктор технических наук Эседулаев Р.

Защита состоится "12" июня 1996 г. в 10.00 час на заседании Специализированного совета Д.З.В.021. при институте нефти и газа Министерства нефти и газа Туркменистана (744036, г. Ашгабат, п. Берзенги).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института нефти и газа

Автореферат разослан "10" мая 1996 г.

Ученый секретарь специализированного совета,

кандидат технических наук

Мурадов М.С.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Для успешного развития народного хозяйства страны большое знамение имеет состояние и развитие топливно-энергетического комплекса, среди которого нефтяная промышленность является одной из основных. Обеспечение высоких уровней добычи нефти в стране базируется как на окрытии и вводе в разработку новых месторождений, так и на передовых методах разработки нефтяных и газонефтяных залежей.

Наиболее сложной проблемой при создании эффективной технологии разработки нефтяных залежей является обеспечение ее геоиеханическои основы. Так как любая технология добычи нефти осуществляется посредством комплексных методов путем создания нескольких вариантов системы разработки, то геомеханическое обоснование сводится к прогнозированию технологических показателей для регулирования процесса разработки нефтяных залежей.

Эта проблема усугубляется еие и тем, что современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется вступлением большого числа высокопродуктивных нефтяных месторождении в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением на этих месторождениях добычи нефти и резким ростом обводненности продукции скважин.

Ухудшилась структура запасов нефти как на разрабатываемых, так и на новых месторождениях. При обшем росте за последние сорок лет извлекаемых запасов в целой по стране в 2,9 раза обьем трудноизвлекаемых запасов увеличился более чем в 10 раз.

В этой связи особую остроту и значимость приобретают вопросы дальнейшего повышения эффективности разработки нефтяных месторождений, широкого внедрения новых методов повышения нефтеотдачи, создания методов эффективной разработки малопродуктивных пластов, залежей высоковязких нефтеи, нефтегазовых обьектов с обширными водонефтяными зонами.

Не полностью решены вопросы регулирования и управления процессом внутрипластовои фильтрации жидкости при применении очагового, циклического методов заводнения и форсированного отбора жидкости.

Требуется дальнейшее совершенствование методов

прогнозирования геомеханических показателей разработки залежей, характеризующихся низкои продуктивностью, месторождении с аномальными свойствами нефтеи.

Не в полной мере решены методические вопросы для проведения анализа разработки месторождения, недостаточно уделяется внимания для количественной оценки эффективности применяемой системы воздействия и методов регулирования геомеханических показателей, определению оптимальных давлений нагнетания воды для различных геолого-физических условии, обеспечивающих максимальный охват пластов заводнением.

Постановка и решение этой крупной научно-технической проблемы о методах прогноза геомеханических показателей для регулирования процесса разработки позволяет обеспечить более устойчивую работу нефтяных залежей уникальных по запасам месторождений полуострова Мангистау Западного Казахстана, таких как Узень, Жетыбаи, Каражанбас, Каламкас, Асар и Восточный Жетыбай. В связи с тем, что в указанных месторождениях уже основные активные запасы выработаны, то неизбежна отработка оставшихся трудноизвлекаемых запасов нефти, которые имеют важное народнохозяйственное значение.

Поэтому в диссертационной работе проблема геомеханического обоснования предлагаемой технологии решается на основе результатов промысловых экспериментов и исследований процессов выработки запасов нефти под воздействием горного напряжения и внутриплас-товои энергии на нефтяных залежах указанных уникальных месторождения.

Таким образом, диссертационная работа посвящена решению крупной научно-технической проблемы, имеющем важное народнохозяйственное значение. В ней изложены результаты исследований и научно-обоснованные принципы создания высокоэффективных технологических решении.

Цель работы заключается в научном обобщении методов регулирования и создании технологической основн регулирования процесса извлечения нефти из многопластовых обьектов эксплуатации, а также разработка и усовершенствование методов прогнозирования основных геомеханических показателей регулирования для

оценки эффективности процесса добычи нефти.

Основные задачи исследовании:

1. На основании анализа многолетнего практического опыта применения различных геолого-технологических мероприятии на промыслах дать научное обоснование методам регулирования, теоретически конкретизировать цели и принципы методов воздействия для различных геолого-фиэических условии.

2. Теоретически исследовать эффективность методов регулирования обьектов эксплуатации со слаОосцементированными песками (песчаниками) и разработать технологию их регулирования, /совериенствовать методику расчета эффективности регулирования для снижения процесса разрушения скелета пласта в призабоинои зоне.

3. Обосновать оптимальные величины и рациональные пределы гидродинамических параметров и фильтрационных показателей нефтяных месторождении - одного из основных условии регулирования при заводнении.

4. Проанализировать методы прогнозирования основных геоиеханических показателей процесса разработки, разработать новые и усовершенствовать суиествуюиие методы прогнозирования с целью определения наиболее обоснованных базовых показателей разработки и оценки Эффективности процесса регулирования на всех стадиях эксплуатации нефтяных залежей.

5. Провести детальное исследование методов регулирования многопластовых обьектов эксплуатации при различных геолого-физических параметрах пластов и разработать новые и усовериенст-вовать ранее известные методы расчета геоиеханических параметров для регулирования процесса разработки.

6. Исследовать механику динамических процессов интенсификации добычи нефти для обоснования эффективных методов регулирования с целью улучиения условии фильтрации жидкости по нефтяным залежам.

Научная новизна работы:

- установлены закономерности процесса деформирования горной породы и фильтрации жидкости при внедрении методов регулирова-

ния, таких как форсированный отоор жидкости, очагового заводнения и циклического воздействия на залежи нефти;

- обоснованы и разработаны новые методы оценки оптимальных величин технологических параметров, энергетических и фильтрационных показателей для установления эффективности применяемых методов регулирования;

- созданы новые методы прогноза геоиеханических показателей процесса разработки, учитывающие наличие подошвенной воды, песка в составе добываемой жидкости и различные способы эксплуатации добывающих скважин;

- разработаны новые и усовершенствованы ранее известные методы определения технологических параметров, характеризующие Эффективность системы заводнения, а также предложены математические методы, с помоиью которых оценивается Эффективность динамических процессов при интенсификации добычи нефти.

Практическая значимость работы

Предложены новые методы разделения добычи жидкости по пластам (горизонта« и распределения обьема нагнетаемой воды между смежными площадями, которые успеино применяются при проведении текущего анализа состояния разработки месторождения Узень.

На месторождении Жетыбаи внедрена методика определения технологических показателей по способам эксплуатации.

На месторождениях Каламкас и Каражанбас успешно применяются методы для определения степени разрушения призабоинои зоны от выноса песка и для установления величины оптимального забойного давления в добывающей скважине, в этих условиях.

Предложены методы определения технологических показателей и результаты гидродинамического анализа, которые вопли в программы обучения студентов нефтехимического факультета Актауского политехнического института.

Реализация работы. Результаты исследовании непосредственно использовались на отдельных участках залежи нефтяных месторождений Узень, Жетыбай, Каражанбас и Каламкас. Так при оценке эффективности очагового и циклического заводнений месторождения Жетыбаи, обосновании оптимальных величин забойных давлений и прогно-

зировании обводненности с учетом выноса песка в добывающих скважинах NN 511, 581, 582, 614 и 2261 месторождения КаражанОас, а также при расчете по определению эффективности различных методов регулирования на месторождениях Узень и Каламкас.

Внедрение результатов исследовании и научно-технологических разработок на нефтяных залежах НГДУ "Жетыбаинеать" и " Узеннефтк' обеспечило экономический эффект более 9 млн. рублей, в иенах 1985-1990 годов.

Апробация работы. Основные результаты исследовании, приведенных в диссертации докладывались и обсуждались на УП отраслевой конференции специалистов нефтяной промышленности СССР (Краснодар, 1980 г.); Всесоюзном совещании по вопросу' Обобщение опыта и дальнейшее совершенствование разработки нефтяных и газовых месторождении" (Уфа, 1983 г£ 95 заседании Всесоюзного семинара по разработке нефтяных месторождении (Москва, 1985 г.); республиканской научно-технической конференции "Совершенствование разработки месторождении высокопарафинистых и высоковязких нефтей" (Шевченко, 1990 г* первой, второй и третьей научно-технических конференциях Республики Казахстан (Актау, Атырау 1991, 1992 и 1994 гг.); научно-технических Советах НГДУ" Узен-нефть", " Хетыбаинефтй- , " Каламкасмунайгаз " и "Каражанбастерм-нефть" (Новый Узень, Актау 1988-1991 гг* Международной научно-технической конференции "Проблемы и перспективы развития нефти и газа, энергетики и химии в Туркменистане" (Ашгабат, 1995 г) .

Публикации. По теме диссертации опубликованы 32 работы.

Обьем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, изложенных на 272 страницах машинописного текста, в той числе 24 таблиц, 47 рисунков, 108 наименований использованной литературы, 18 страниц приложении.

Автор выражает глубокую признательность научному консультанту доктору технических наук, профессору С- И. Батырову за проявленное внимание, ценные консультации и помощь в подготовке диссертации, а также выражает благодарность за ценные за-

мечания по работе доктору технических наук, профессору А. Мурадову.

Автор такте благодарит коллектив ПО "Мангистаумунаигаз' "Узеньмунаигаз" и институтов " КазахмунаигаЗ", АПТИ, Туркиенско политехнического института и Института нефти и газа Туркмении тана за помощь и содействие в проведении опытно-аромыиленш экспериментов и внедрение разработок в производство и всех ко. лег за консультации при выполнении настоящей работы.

1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Методы регулирования процессов разработки широко освещены работах Афанасьева A.B., Баишева Б.Т., Белета П.М., Борнео: Ю.П., Бочарова В.А., Брискмана A.A., Быкова Н.Е., Вахитова Г.Г Горбунова А.Т., Добрынина В.М., Желтова Ю.П., Зотова Г.Д., Киа ля К.Я., Крылова А.П., Лысенко В.Д., Мирзаджанзаде А.Х., Мурад< ва А.Н., Мухарского Э.Д., Николаевского В.Н., Пермякова В.Г. Саттарова М.М., Тииашева Э.М., Халикова Г.А., Черных В.А. и мн( гих других.

Критический анализ обзора научных работ и большого обье! Фактического промыслового материала, посвященного методам реп лирования процессов разработки нефтяных месторождении позвол! выявить основные закономерности, которые выразились в следующе)

1. Показано, что продуктивные пласты месторождения Yzei характеризуются высокими темпами обводнения, причинами которь является иногопластовость нефтяных залежей.

2. Доказана неравномерность эффекта добычи нефти по фон: скважин при форсированном отборе жидкости. Большая часть эффект относится к скважинам первых рядов, блоков разработки местород дения Узень.

3. Выявлена низкая эффективность форсированного отбо{ жидкости из центральных рядов скважин и доказано, что это явля ется результатом ин-енсивного прорыва закачиваемой воды к внут реннии добывающим рядам в условиях высокой расчлененности и не однородности пластов.

4. Показано, что одной из главных причин низке

в

эффективности форсированного отОора жидкости является нестабильная работа газлиатных скважин из-за уменьшения обьема добываемого газа.

5. Доказана эффективность закачки воды в газовые залежи для восполнения пластовой энергии, с целью создания стабильной работы газлифтного способа эксплуатации.

6- Путем исследования фактических геолого-промысловых материалов доказано, что эффективность очагового заводнения с избирательном перфорацией для месторождения Жетыбая зависит от расстояния между нагнетательной и добывающими скважинами и давления нагнетания рабочего агента.

7- Выявлены и обоснованы факторы, которые отрицательно влияют на эффективность очагового заводнения (некачественный цементах, бездействующий нагнетательный и добывающий фонды скважин) .

8- Показано, что в целом очаговое заводнение благоприятно влияет на увеличение текущей добычи нефти (дополнительно добыто 81,2 тыс. т нефти) месторождения ТКетыбай.

9. Для более полного использования очагового заводнения необходимо увеличить давление нагнетания до 15-20 МПа. Для этого необходимо создать для очагового заводнения самостоятельную систему воздействия, т.е. самостоятельную систему водоводов с насосами, которая могла бы обеспечить повышенное давление нагнетания.

10. Показано, что увеличение обьема закачки воды в течение 44 суток по НГД/ "Жетыбаинефть" проведено подключением в работу ранее остановленных насосов, которые позволили задействовать простаивающие нагнетательные скважины. Поэтому увеличение закачки воды сопровождалось незначительным ростом давления нагнетания, т-е. оно возросло всего на 1 МПа.

11. Доказано благоприятное влияние на выработку текущего объема запасов нефти увеличение обьема нагнетаемой воды в НГД/ "Жетыбаянефть". Указанное мероприятие позволило дополнительно добыть, в целом по НГД/, 127,6 тыс.т жидкости и 8,8 тыс-т нефти, а по месторождению Асар - 5,4 тыс.т нефти.

12- Показано, что для эффективного воздействия на залежи с целью увеличения добычи нефти необходимо усовершенствовать сис-

тему обустройства заводнения, т.е. необходимо создать дополнительные кустовые насосные станции, с поиощью которых можно осуществить закачку воды самостоятельно на каждый эксплуатационным обьект, по отдельным водоводам.

13. На основании анализа фактических данных месторождения Восточный Легыбаи показано отсутствие положительного результата, связанное с тем, что по нефтяным залежам указанного месторождения обьеи закачки воды не изменился.

14. Установлено, что периодическое изменение обьемов нагнетаемой воды эффективно действует на улучшение условии фильтрации жидкости по нефтяным залежам месторождении Асар и Восточный Жетыбай.

15. В результате исследования фактических промысловых данных доказано, что указанное мероприятие позволило дополнительно добыть по обоим месторождениям 7,8 тыс.т нефти, при снижении месячной закачки воды на 105,6 тыс.и3, при практически постоянной обводненности.

16. Путем детального анализа текущего состояния эксплуатации ХШ водоплавающего горизонта месторождения Хетыбаи, установлены оптимальные величины вскрытия пласта с учетом анизотропии. Нижней границей относительного вскрытия с учетом коэффициента анизотропии для скважин с *=1-20 соответствует Ь=0,4, а для *=20-60 - 1я0,8.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ 3АЛЕЛИ В УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ

В главе 2 значительное внимание уделено выбору технологического режима работы добывающих скважин месторождении Каражанбас и Каламкас в условиях пескопроявления.

Критический анализ и специальные исследования позволили установить, что в продукции 517 скважин месторждения Каражанбас и 160 скважин месторождения Каламкас наблюдается вынос песка от 0,5 до 30 кг/м3.

Это свидетельствует о том, что при эксплуатации добывающих скважин обоих месторождении происходит разрушение призабоиных

зон, объясняемое тем, что последние сложены слабоустоичивыми или неустойчивыми породами (пески, песчаники) , у которых связь между зернами отсутствует или осуществляется веществами, не обладающими достаточно высокими цементирующими свойствами.

Детально проанализированы изменения технологических параметров добывающих скважин NN 129, 385, 1291, 1461. 3295, 3359, которые эксплуатируются в продуктивных горизонтах Ю-1, (0-II, Ю-ГУ месторождения Каламкас. Результаты анализа показали, что с увеличением обводнения растет содержание песка в добываемой продукции скважин. Глубокая проработка фактических гидродинамических материалов показала, что такой характер изменения содержания механических примесей (песка) связан с изменением направления фильтрационных потоков, с увеличением скорости движения жидкости из-за проявления инерционной силы.

Используя сформулированные результаты работ Мирзаджанзаде А.Х., Асланова Л.С. и Везирова А.Р., проведено гидродинамическое исследование для установления оптимальной величины забойного давления и дебита скважин. В результате установлено, что оптимальное забойное давление должно быть на уровне 7,3-8,0 ИПа. При этом оптимальное значение дебита жидкости, которое способствует стабильному состоянии призабоинои зоны, должно находиться в пределах 18-96 и3/сут.

Исследованиями было доказано, что полученные расчетные оптимальные величины забойных давлении и дебитов не долговременные. Продолжительность зависит от прочности породы, которая может значительно изменяться при прорыве пластовых и закачиваемых вод к забою скважины, от поля флюида и механических напряжении (деформации пород в призабоинои зоне скважины, которые также значительно изменяются в процессе разработки месторождении. Прогнозный расчет критического, т.е. максимально допустимого дебита скважины, можно провести только на основе комплексного (промыслового и теоретического) анализа взаимовлияния давления пластовой жидкости и напряженного состояния пород призабоинои зоны с учетом их прочностных характеристик.

В диссертационной работе усовершенствованы известные формулы фильтрации жидкости А.Г. Горбунова, по четырем типам пластов при выносе из них песка (классификация типов пластов

А.Г. Горбунова).

. Первый тип породы характеризуется относительно "жестким", за счет наличия цементирующего материала. Скелет пласта остается по размерам в первоначальном виде при недеформируемых кровле и подошве пласта. В процессе фильтрации жидкости происходит вымывание отдельных мелких песчинок и илисто-глинистои фракции.

Второй тип породы является деформируемым. Из этого типа породы также происходит вынос только мелких частиц песка или илисто-глинистой фракции. Фильтрация происходит при упругих деформациях породы пласта в пределах справедливости закона Гука. В процессе фильтрации происходит изменение пористости и проницаемости в зависимости от: 1) пластового давления; 2) выноса песчинок во времени. Скорость выноса песка зависит от скорости фильтрации и градиента давления.

Третьим типом породы является песок, который в процессе фильтрации выносится в скважину. Здесь происходит два процесса: вымывание (суффозия) песчинок мелкой фракции и их движение в скважину, и "выжимание" песка всех фракции из пласта в скважину.

Четвертым типом пород является песок, через который в процессе фильтрации вынос песка в скважину не происходит, что достигается установкой на забоях скважин фильтров, которые полностью исключают вынос песка. При этом происходит пластическим режим фильтрации. Этот тип пород является частным видом третьего типа.

Известные ранее зависимости фильтрации жидкости были установлены в предположении, что градиент давления в пласте не изменяется, т.е. йР/с1!<=соп5*:.

В диссертации предложен закон изменения градиента давления в виде:

чр ар ,,

_<С) = _ио)ее\ -(1)

с!:< с)::

где с - некоторый коэффициент, характеризующим скорость изменения давления (с=1,1 -10~7-2-10~7 1/сек).

С учетом зависимости (1) получены формулы, с помощью

(2)

которых определяются подвижность (к/р) и пористость (т), т.е. к„

к о а г 1 йр

- = — + - е"=-с1'1 - 1 —и0

р ^ с-с^ I 1 ¿к

+ — I <<=-=2" —(*-). (3)

° с-с.

где ко1 м0 - соответственно проницаемость пласта и вязкость жидкости в незатронутом пласте при 1=0-, t - время фильтрации жидкости; а, с, - некоторые коэффициенты, характеризующие скорость изменения подвижности за счет выноса песчинок (а=0-10~

мки2-м 7 1

-: С! =0-10 -); т., - пористость в незатронутой пласте

мПа-с-МПа се|с

(при 1:=0); ь, с2 " коэффициенты, характеризующие изменение пори-

-9 и

стости от градиента давления с течением времени (ь=о-10 -;

с-МПа

-а 1

с2=0-10 8 -).

сек

Для второго типа горной породы получены зависимости параметров пласта и жидкости от градиента давления, которые имеют следующий вид:

кр коРо г - а г 1 ЙР

= - и - а(Р0-Р)| + --_ ! — (4)

« " + + V

= тоР° - + [е""*1 - 1] Ч), (5)

р = а + а , т р

где а^, а^, а^, а^ - соответственно коэффициенты изменения проницаемости, сжимаемости жидкости, пористости и вязкости; Р„ -начальное пластовое давление.

Коэффициент подвижности и пористости пласта при фильтрации жидкости через породы третьего типа - песок, определяется по

следующим формулам:

к р *оРо Г -1 а Г 1 с|Р

— = - Ц - о0(Р0-Р1)| + - е"^'1 - 1 —<Ьо). <*>>

Ц Ро I. J С-С, I. 1 йх

Рэ > Р > Р^; а0 = ско;

™Р = *оРо [1 " /'с.'Ро-Р^] + [е<с-^1 _ 1] — (Ч), (7)

/? = а + а . то Р

При фильтрации жидкости через четвертый тип породы вьноса песка не происходит, т.е. параметры а=0 и ь=о.

Путем всестороннего анализа и глубокого гидродинамического

т

исследования и используя приведенные зависимости, выведена формула. позволяющая определить изменение фильтрационного сопротивления при эксплуатации нефтяных залежей, представленных рыхлыми

песчаниками и песками, которая имеет следующим вид:

Г 1 ~ рсо п = 1 - — а _ ^ --- . (3)

На основании расчетов, проведенных по формуле (б), показано, что вынос песка существенно увеличивает фильтрационные свойства пород. Через полгода образуется критическая пористость пласта, особенно вблизи забоя скважины и рост градиента давления приводит к интенсификации процесса суффозии (разрушения скелета породы).

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ,

ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА С ЦЕЛЬЮ РЕГУЛИРОВАНИЯ

ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

В данной главе путем теоретических и экспериментальных исследований доказано, что по мере повышения давления нагнетания до известного предела, толщина, принимающая воду в нагнетательной скважине, увеличивается за счет подключения новых интервалов. При этом верхним технологическим пределом давления нагнетания является второе критическое давление (Р**), при достижении которого отмечается максимальный коэффициент охвата пластов заводнением и одновременно начинают расширяться естественные и образовываются искусственные трещины.

Трещины образуются при достижении давления на забое нагнетательной скважины, равного величине эффективного напряжения, действующего на скелет горной породы (аэф), т.е.

Ген = "эф • <9>

Допустим, что забойное давление в нагнетательной скважине достигло значения второго критического давления, при котором отмечается максимальный коэффициент охвата пластов заводнением, т.е.

Р=„ = Р** = е.* • (")

Эффективное напряжение определяется по формуле:

1 -

где рсн - заОоиное давление в нагнетательной скважине, МПа;

Р** - второе критическое давление, МПа; са1> - эффективное

давление, МПа; а - вертикальное горное давление, МПа;

/?тф, рсх - соответственно коэффициент сжимаемости твердой фазы и

скелета горной породы; Рпл - пластовое давление, МПа.

Забойное давление в нагнетательной скважине определяется по

формуле:

рс» = Р»,г + Н рх д - Рто, (12)

где Рнаг - давление на устье нагнетательной скважины, МПа; Л - .г.дуГишд лзяг.тя, .и; .о^ - _плпт.вг>г.т.ь .хидклпт.и, хг./.м3; , д - ускорение силы тяжести, м/с2; Ртр - потери давления на трение, МПа.

Вертикальное горное давление определяется произведением среднего значения плотности вышележащих пород рп ср (кг/и3) на глубину залегания пласта Н (и) и на величину ускорения силы тяжести д (м/с2), т.е.

<* = н Рп

9

(13)

Пластовое давление определяется выражением:

Рпл = н Рх я . (14)

Согласно условию (10), приравнивая уравнения (11) и (12) с учетом (13) и (14) получена формула для определения давления нагнетания, при котором будет отмечаться максимальный коэффициент охвата пластов заводнением:

Р„аг - н д

1'тр Г>сх

(15)

Из формулы (15) следует, что оптимальное давление нагнетания. в основном, зависит от физических свойств пласта, жидкости и потери давления на трение и других факторов.

Коэффициент сжимаемости скелета породы можно определить по зависимости

= т р.

пор

+ Рт<р>

(16)

где я - коэффициент пористости; - коэффициент сжимаемости

пор пласта, 1/МПа, который определяется соотношением В.М. Добрынина

(17)

Коэффициент сжимаемости твердой фазы породы в среднем

равен 0.026-Ю"3 1/МПа.

Величину потери давления на трение в насосно-компрессорнои трубе можно определить по общеизвестным формулам трубной гидравлики.

Количество нагнетаемой жидкости в скважину можно определить по формуле с учетом проницаемости пласта:

2 г, к И эхрСс^Р*" - Р„л!3 - 1

ц Г; 1п — г.

(18)

где к, и - соответственно проницаемость (мки2) и толщина пласта (И); р - вязкость жидкости, мПа-с; ( - коэффициент снижения эффективности призабойнои зоны скважины; с^ - коэффициент изменения проницаемости пластов; к*, гс - радиус контура питания и скважины, м.

Путем анализа фактических данных исследования скважин и пластов месторождений Узень и Жетыбаи получены аналитические зависимости

? = 1°1к) И ах=Цк):

г = 1.26 к"0-42*, (1?)

= 0,0403 к"°'771. (20)

На примере нагнетательной скважины 1761 месторождения Узень проведен расчет по определению оптимального давления нагнетания, который показал, что максимальная работающая толщина достигается при давлении равном 6.7 МПа- Достоверность полученной величины оптимального давления нагнетания подтверждается данными исследования глубинного профилеметрирования.

В главе 3 также обоснован метод расчета, позволяющим определить фильтрационные параметры нефтяной залежи, с учетом фактических данных разработки. Задача решена с использованием теоретической зависимости доли нефти (пн) от безразмерного времени (т). которая будет выбираться для конкретной нефтяной залежи или

12,1-10

участка путем сопоставления фактических и расчетных технологических показателей разработки.

Разработанный метол позволяет проводить расчет в следующей последовательности:

1. По выбранному участку, с учетом схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин, определяется дебит нефтяной залежи (qxp)-

2. -Расчетный дебит участка нефтяной залежи сравнивается с фактическим его значением, т.е. определяется на сколько отличается расчетный дебит от фактического q^ = -.

3- Определяется расчетное произведение проницаемости и толщины пласта (kHhH). Последнее должно быть снижено во столько раз, во сколько расчетный дебит превышает фактический

<к„Ь„/Ч;1[ = k„h„).

4. Путем сопоставления фактической и расчетной обводненности выбирают кривую теоретической зависимости доли нефти (пи) от безразмерного времени (т) (отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасай нефти).

5- На графике, где показаны фактическая и расетная кривые -обводнения, отмечается начало обводнения, т.е. величина доли нефти <пн).

6- Используя зависимость пн= f[F(k)3, определяется величина F(k> (расчетное значение накопленной частости).

7. Имея зависимость F(k)= fCf(k)], определяется значение проницаемости, при котором начался процесс обводнения (К).

8. Затбм, используя формулу для определения kH=f[F(k),kt,<(k/kt)] определяется средняя проницаемость пласта (кн), с учетом начала обводнения залежи.

9. Согласно п.З, имея значение к„, определяем величину

Метод опробован на примере 4 блока ХШ горизонта месторождения Узень. Апробация метода показала, что расчетные значения исследуемых параметров (kn= 0,15 мкм2: и (ь„= 8,7 и) подтверждаются фактическими исследованиями В.А Бочарова, Н.Е. Быкова и B.C. Орлова.

Разработаны методы, с помощью которых определяются дебиты и

забойное давление добывающих скважин при вытеснении нефти рабочим агентом (водой).

Первый метод основан на использовании второго закона Кирхгофа, который гласит, что для люоого замкнутого контура, выделенного из разветвленной цепи, алгебраическая сумма произведений сил токов на сопротивления соответствующих участков цепи равна алгебраическом сумме всех электродвижущих сил в этом контуре.

Для использования изложенного закона, рассматривается пласт, ограниченный с двух сторон параллельными непроницаемыми границами, имеющим три ряда добывающих скважин. Питание залежи происходит с двух других противоположных сторон. Пласт и жидкость принимаются однородными и несжимаемыми. Закон фильтрации -линейный. Скважины в рядах находятся в одинаковых условиях, но ряды могут находиться в различных условиях. Расстояния между рядами скважин и от внешних рядов контуров питания также в общем случае разные. Пластовые давления на контурах питания и забойные давления в рядах заданы и они вообще могут быть различными. Требуется определить дебиты рядов скважин и дебиты каждой скважины в ряду. При этой предполагается, что к каждому добывающему ряду притекает равное количество жидкости с двух противоположных сторон, и такое количество жидкости добывается.

Применительно к выбранной схеме, было составлено три уравнения, по которым находим дебиты добывающих скважин

первого ряда:

Р* 1 ~ рс1

41 = г—--г- > (21)

второго ряда:

третьего ряда:

«1 - + а»

Р«1 - РС2

пг * + Оэ

р „ - Р «

ч2 = --— , (22)

Рз = - , (23)

О, + и, -

где Рк1 и Р.2 - пластовые давления на противоположных контурах питания нефтяной залежи, МПа; Рс1, Рс2, Рс3 - забойные давления в добывающих скважинах первого, второго и третьего рядов, МПа; о,, Оз, о,, о* - внешние фильтрационные сопротивления

соответственно между контуром питания и первым, между первым и вторым, между вторым и третьим рядами, между третьим рядом и контуром питания. мПа-с/(мкм2-м); и,, ¡^, - соответственно внутренние фильтрационные сопротивления первого, второго и третьего добывающих рядов. мПа-с/(мкмг-м).

Дебит отдельной скважины данного ряда определяется из соотношения:

- 'Л

Ч,. = - , (24)

5

где - дебит ¿-го ряда, и3/сут; 2с\ - расстояние между скважинами в ряду, м: з - длина ряда, м.

Разработанный метод апробирован на примере гипотетической залежи, параметры которой совпадают с нефтяными залежами месторождения /зень. Для проверки достоверности указанного метода дебиты трех рядов также были рассчитаны ранее известными формулами А.П. Крылова. Ю.П. Борисова и Б.Т. Баишева, М.И. Ивидлера. Результаты расчета, приведенные в таблице 1 свидетельствуют о том. что разработанные формулы можно использовать при определении дебитов.

Таблица 1

Добывающие ряды Дебиты скважин добывающих рядов куб.м/сут по методу.

предлагаемый А.П. Крылов, Ю.П. Борисов Б. М- Т. Баишев, И. Ивидлер

Первый ряд 366,9 409,3 422,0

Второй ряд 457,1 334,2 278,2

Третий ряд 452,3 629,0 568,9

В целом по трем

рядам 1276,3 1372,5 1269,1

Если будут известны дебиты скважин и давления на контурах питания, то, используя разработанные формулы (21)-(23), можно определить забойные давления соответствующих рядов.

Второй метод основан на использовании метода эквивалентных фильтрационных сопротивлении, который с достаточной для практики точностью позволяет рассчитывать дебиты и давления в пластах, при различных системах разработки.

Рассматривается однорядная система разработки. При этом происходит непоршневое вытеснение нефти водой из пласта, т.е.

деоит одной дооываюиеи скважины не равен расходу одной нагнетательной скважины (ч^чд). Вязкость жидкости в Пластовы; условиях составляет а вязкость закачиваемой воды . Абсолютная проницаемость пласта к, а относительные проницаемости дл; добываемой жидкости и закачиваемой воды равны соответственно к, и к,, радиус добывающей скважины ге, радиус нагнетательной скважины гн. Половина расстояния между двумя скважинами равна о. Забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах соответственно равны Рм и Рс. Толщина нефтяного пласта в добывающей у нагнетательной скважинах соответственно равны ь^ и . Требуете! определить дебит добывающей скважины с учетом работы нагнетательной скважины.

Использования формулы интерференции и формулу Дюпюи создан:

зависимость для определения дебита жидкости добывающей скважинь

с учетом работы нагнетательной скважины:

2 п к кжЬж(Р„ -Рс1 1п(»/(ятс))

Чж = - - р, - . (25]

а сг

Мя 1п--ка^Мж 1п-

Л Гс ГС гс

Если известны коэффициенты продуктивности добывающей скважины п и приемистости нагнетательной скважины г>„, то указанна? формула имеет следующий вид:

п

= ч» — пн

"н

— (Рн - рс) - 1 Ч0

(26]

В настоящее время известно, что при разработке многиз нефтяных месторождении успешно применяются различные системь интенсивной разработки (пятиточечная, семиточечная, девятиточечная и т.д.).

В диссертации рассмотрен участок нефтяной залежи с несколькими ячейками скважин. В центре каждой ячеики находится однг нагнетательная скважина, которую окружают несколько добывающиз скважин. Наблюдается стационарный режим фильтрации, при которо> закачка в нагнетательную скважину равняется отбору жидкости и: до-бываюших скважин.

При этом используются обозначения: дн - приемистость нагнетательной скважины; ч - дебит добывающей скважины; т> - коэффициент продуктивности добывающей скважины; т>н - коэффициент

приемистости нагнетательной скважины; Рсм - заОоиное давление нагнетательной скважины; Рпл - пластовое давление; Рсд - заОоиное давление добывающей скважины; т - число добывающих скважин; п - число нагнетательных скважин.

Приемистость нагнетательной скважины определяется по формуле:

Чн

— = (Реи - Рпл) ■ (27)

V»

Деоит одной добывающей скважины определяется по следующей формуле:

- = <рпл - рсд> •

г>

Учитывая, что обьем закачиваемой в нагнетательную скважину жидкости распределяется на л добывающих скважин равномерно, а также на одну добывающую скважину влияют п нагнетательных скважин, т.е. на одну нагнетательную скважину приходится дебит одной добывающей скважины (ч'), была получена новая формула, которая имеет следующий вид:_

^СИ ~~ РС Д

ч = - . (29)

1 т 1

1 п Г)„

Согласно вышеизложенному, получена новая зависимость для определения пластового давления:

V "и

- Р. „ + —

(30)

Апробация разработанных формул (29) и (30) проведена при следующих исходных данных: Рси=10 МПа, Рсд=5 МПа, т>=20 т/(сут-МПа), 77и=1 В т/(сут-МПа), т=б, п=1. Дебит одной добывающей скважины, рассчитанный по формуле (29), составил 13 т/сут. Пластовое давление согласно формуле (30) равно Рпл=5,7 МПа.

Для проверки достоверности полученных результатов, дебит до бывающей скважины и пластовое давление были определены согласно формулам В.Д. Лысенко и Э.Д. Мухарского. Получено полное совпадение.

Во всех полученных формулах, при их использовании необ-

ходимо учитывать изменение гидропроводности нефтяных пластов от снижения пластового давления. Указанная зависимость получена для месторождения ЛСетыбая. Это позволит более точно определить исследуемые параметры.

Получена аналитическая зависимость на основе фактических данных исследования продуктивных горизонтов месторождения Деты-баи, с помопью которой определяется величина дополнительного фильтрационного сопротивления в призабоиной зоне добывающей скважины.

Дополнительное фильтрационное сопротивление определяется путем оценки величины коэффициента снижения Эффективности призабояноя зоны. Указанныя параметр определяется, как отношение расчетного удельного коэффициента продуктивности к фактическому значению. Путем сравнения расчетного удельного коэффициента продуктивности по 20 добывающим скважинам X, ХП, XII горизонтов месторождения Жетыбаи с фактическими данными, установлена зависимость изменения анализируемого параметра от проницаемости в виде:

? = 1,13 к"0'30, (31)

где ? - коэффициент снижения эффективности; к - проницаемость пласта.

Для оценки точности полученной зависимости проведены расчеты по 10 добывающим скважинам УН горизонта месторождения Жеты-баи. Дебит, рассчитанный с учетом коэффициента снижения эффективности призабояноя зоны скважины, наиболее близок к фактическому значению. Это свидетельствует о том, что при определении дебита жидкости отдельных добывающих скважин необходимо использовать полученную зависимость.

4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В данноя главе исследованы вопросы прогнозирования обводненности нефтяной залежи с подошвенной водой. Выполнен критический анализ разработанных ранее методов исследовании. Сравнительная оценка ряда способов и фактические технологические кри-

вые длительно разрабатываемых месторождении позволила выявить их достоинства и недостатки, а также показать, что для конкретной нефтяной залежи с подоивеннои водой, необходимо создавать свою модель, в которой должны быть учтены геологические, технологические и гидродинамические особенности исследуемого пласта.

Предложен метод, позволявший прогнозировать обводненность нефтяной залежи с подоивеннои водой, с учетом изменения фазовой проницаемости.

Получена формула, которая позволяет определить долю нефти в

продукции водоплаваюцеи залежи, которая имеет следуюпни вид:

пм = -1- , (32)

а р к„ ¿1, F(s)

где п„ - доля нефти; f0 - отноиение средней нефтенасыщенной к

обшей эффективной толщине залежи; fi - относительная степень

вскрытия пласта; ks, kH - соответственно относительные фазовые

проницаемости для воды и нефти; ¿j, - вязкость нефти и воды:

F(s) - функция Бакли-Леверетта. Величины кн и к„ определяются

следующими зависимостями:

1 п—

к» = пм — î = 1 " -Г-« ; <33'

К fi

к. =

V»

R ifi - f0) —

в, = jk7 , (34)

где пв - доля воды; в - текущий водо-нефтяной фактор; э,, - водо-насышенность пласта.

Апробация предложенного метода приведена на примере XI! водоплавающего горизонта месторождения Жетыбаи. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что расчетная обводненность очень близко описывает фактическую кривую обводнения (расхождения расчетной обводненности от фактической в среднем за 17 лет разработки, составляет минус 2 '/.).

Исследован процесс обводнения нефтяной залежи при суффозии призабоинои зоны добывающей скважины.

Выведена формула для определения темпа обводнения нефтяной залежи, учитывающая появление песка .в составе продукции скважины:

1 + - + - П,

1>

(др/д:<).,

1 - -

др/д:<

где к„, ки, к - значение проницаемости зон пласта занятых соответственно водой, нефтью и среднее значение проницаемости обеих зон; рв, и - соответственно, вязкость воды, нефти и среднеее значение вязкости жидкости; Пф - песчаный фактор; др/д:< -градиент давления; (др/дк). - критический градиент давления, при! которой начинается вынос песка.

Результаты расчетов по указанной формуле свидетельствует о том. что процесс суффозии сокращает срок безводной эксплуатации нефтяной залежи (рис 1).

Путем анализа фактических материалов У, УМ, X и ХП гори зонтов месторождения Жетыбаи получены аналитические зависимости для прогнозирования технологических показателей по способам эксплуатации. Предложенные зависимости дают хорошие совпадения с фактическими данными указанных горизонтов.

5. УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Глава посвящена усовершенствованию методики распределения закачиваемой воды между смежными площадями нефтяной залежи.

В предлагаемой методике учитывается изменение подвижности двухфазность течения в водонефтяной зоне, а также повышение сопротивления в зоне течения газированной нефти.

Апробация усовершенствованной методики проведена путем распределения закачанной воды в I, 1а и П разрезающие ряды Х1У горизонта месторождения Узень. Сопоставление коэффициентов за' качки показало, что результаты, полученные по предлагаемой методике хорошо описывают фактические данные блоков 1а и 2 (расхождение составляет ± 3.3-6,3 '/.).

В результате исследования фактических значения фильтрационных параметров нефтяных залежей ХК1 и Х1У горизонтов месторождения Узень сформулирована аналитическая зависимость, с по мощью которой производится разделение добычи нефти и жидкости

¡и

кг а)

ё 0,6

с

ег

0,6

0,4 0,2

0,0

0,0 0,2 0,4 0,6

доли ед.

Рис. 1. Зависимость обводненности (п„ ) от безразмерного

времени (т) при средней проницаемости кср=0,7 мкм2: 1 - ^„=20 мПа-с; 2 - Пф=0; р„=20 мПа-с; 3 -

П,>=1; м„ = 10 мПа-с; 4 - П^=0; м„=10 мПа-с.

иехду отдельными продуктивными пластами.

Проведено расчетное значение дебита жидкости с фактическими данными глубинных исследований восьми добывающих скважин ХИ1 + Х1У горизонтов месторождения Узень, которое свидетельствует о том. что результаты учета дебита жидкости, полученные по зависимости цж= i(Ьр^др/р^) с наименьшее погрешностью описывает фактические значения исследуемого параметра.

Исследовано огромное количество фактического материала (нефтенасышенность, проницаемость. Эффективная толщина, дебиты жидкости и депрессия) 60 добывающих скважин ХШ, X, ХП и ХИ

горизонтов месторождения Жетыбаи. Доказано, что фактически значения указанных параметров У11 и X горизонтов описываете нормальным законом.

Путей статистического анализа получены эмпирические зави симости дебита жидкости от депресии, нефтенасыиенности от прони цаемости, а также нефтенасыаенности от эффективной толщины X УШ горизонтов.

Точность полученных зависимостей была оценена путем срав нения расчетных параметров 20 добывающих скважин месторождени Жетыбая с фактическими, определенный по данным исследования Предложенные зависимости дают хорошие результаты: отклонение о фактических данных составляет ± 1,5-3,5 "/..

6. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

В данной главе проведено исследование механики движени жидкости между двумя пластами, т.е. переток жидкости из одног нефтяного пласта в другой. Получена зависимость с помощью, кото рои можно определить величину забойного давления, которое увели чится до значения Рсо, после остановки скважины, т.е.

= _Ра - Рв _

" ~ 2 <РА кд - Р„кв) - Рсо (КА + К„)' где РА, Рв - пластовые давления в нефтяных залежах соог ветственно А и В: кА, кв - коэффициенты продуктивности пластов , и В соответственно.

Используя теорию Бакли-Леверетта проведен расчет изменени: водонасышенности в призабоиной зоне скважины от радиус;

пласта (г), при вытеснении нефти водой (т.е. при перетоке вод| из высокообводненного пласта А в менее обводненный пласт В) : обратно при вытеснении воды нефтью.

Результаты расчетов свидетельствуют о том, что повышенна: водонасышенность в ряде условия увеличивает фильтрационное сопротивление, что является причиной осложнении при повторно: пуске скважины в эксплуатацию.

В главе 6 исследованы также особенности механизма гидрав-

лического удара применительно к водонагнетательным скважинам. Этот способ позволяет обеспечить импульсное воздействие на призабоиную зону скважины и позволяет повысить приемистость нагнетательных скважин. Путем расчетов доказано, что проведение гидравлического удара с меньшим диаметром труб предпочтительнее, поскольку позволяет снизить затраты мощности при нагнетании жидкости.

Исследована механика внутриконтурного заводнения при изменении пластовой температуры. Показано, что закачка значительного обьема холодной воды приводит к снижению пластовой температуры. Рассмотрены особенности механизма избирательной выработки продуктивных пластов, состоящих из нескольких пропластков различной проницаемости и температуры. Предложен комбинированный способ эксплуатации многопластовых обьектов, т.е. поочередная закачка горячей и холодной воды, а затеи, если переходим к вышележащему пласту, то нижний охлажденный пласт необходимо изолировать и через некоторое время снова вскрыть нижний пласт. При этом из нижнего пласта будет получена продукция с низкой обводненностью.

Изложена методика расчета термогазлифта. Доказана эффективность рассматриваемого способа по сравнению с обычным газ-лифтным способом.

Исследована механика электротеплового прогрева пласта для восстановления проницаемости призабоинои зоны скважины. Путем термогидродинамических расчетов доказано, что для пласта сравнительно большой толщины целесообразно устанавливать нагреватель напротив нижней части пласта.

Анализ расчетов определения теплового поля в призабоинои зоне скважины показал, что конвекция приводит к нарушению симметричного распределения тепла в призабоинои зоне. С увеличением вязкости жидкости зона распространения свободной конвекции уменьшается. Путей гидродинамических расчетов в 4а блоке Х1У горизонта месторождения Узень показано, что изменяя обьеи добычи жидкости по добывающим рядам можно улучшить условие фильтрации флюида по пластам и доказано, что этот метод позволяет увеличить текущий обьеи добычи нефти, при одновременном уменьшении добычи попутной воды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Анализ эксплуатации ряда крупнейших нефтяны месторождении Республики Казахстан: Узень, Жетыбаи, Каламкас Каражанбас, Асар и Восточный Хетыбаи позволил выявить технологи ческие факторы, такие как: интенсивное обводнение, низкии охва пластов заводнением, снижение температуры пласта и другие, кото рые осложняют процесс разработки продуктивных зале-жей.

2. Анализ процессов разработки нефтяных месторождени: Республики Казахстан Узень, Жетыбаи, Каламкас и других, имеюии: аналогичные нефтяным месторождениям Туркменистана геолого-промысловые условия эксплуатации, позволяет рекомендовать к внедрению на месторождениях Котур-Тепе, Барса-Гельмес и други: усовершенствованные технологии регулирования процессов разработки, такие как: очаговое заводнение, форсированный отбор, отбо] нефти из слабосцементированных пластов, циклическое воздействие на нефтяные залежи-

3. Путем гидродинамического исследования изучены влияни! изменения пластового давления на процесс суффозии нефтяной залежи. Гидродинамическими расчетами доказано, что вынос песка существенно увеличивает фильтрационные свойства пород, хотя чере: 0.5 года, по-видимому, будет образовываться критическая пористость пласта, особенно вблизи забоя скважины. Также показано, что рост градиента давления приводит к интенсификации процессе суффозии, который сопровождается пластическим характером деформации нефтяного пласта.

4. Проведены теоретические и экспериментальные исследования по определению оптимального давления нагнетания. Разработан метод оценки и прогнозирования оптимальной величины давления нагнетания. при котором будет достигнута максимальная работающая толщина. Предложены расчетные зависимости для оценки изменения коэффициентов снижения эффективности призабоинои зоны добывают» скважин и изменения гидропроводности пласта, а также создан метод расчета фильтрационных параметров, участвующих в разработке нефтяных залежей.

5. Получена формула для определения дебита скважины и пластового давления при применении площадного заводнения. Уста-

га

новлено, что эффективность призабоиной зоны скважин месторождения Жетыбаи в значительной мере зависит от проницаемости пласта. Получена аналитическая зависимость которую можно исполь-

зовать для определения коэффициента снижения Эффективности, с целью установления достоверной величины дебита жидкости скважин.

6. Разработан гидродинамический метод расчета для определения обводненности нефтяной залежи с подошвенной водой. Предложены новые зависимости для расчета фазовых проницаемостеи и доли нефти в добываемой жидкости, а также метод для прогнозирования процесса обводнения нефтяной залежи при наличии процесса суффозии (разрушение скелета горной породы). Путем анализа фактических технологических показателей продуктивных залежей /И, X и ХП горизонтов месторождения Жетыбаи получены аналитические зависимости для прогнозирования добычи нефти, жидкости, обводненности, фондов добывающих скважин по способам эксплуатации.

7. Усовершенствована ранее известная методика расчета распределения закачиваемой воды между смежными блоками (площадями) нефтяной залежи с учетом нового коэффициента галеризации и изменения фильтрационных параметров при изменении пластового давления и доказано преимущество предлагаемой методики, которые подтверждаются фактическими данными месторождения Узень. Путем математической обработки фактических данных получены аналитические зависимости для разделения добычи нефти и жидкости между нефтяными пластами месторождения Узень.

8. Исследованы механизмы перетоков жидкости между пластами во временно остановленных обводняющихся скважинах. Показано, что перетоки флюида, в ряде условии, приводят к осложнениям при запуске газлифтных скважин. Разработаны предложения, позволяющие уменьшить нежелательные перетоки флюида (за счет сокращения простоев добывающих скважин, временного прекращения подачи воды в соседние нагнетательные скважины, изоляции обводненных про-пластков, с повышенным давлением, форсирования режима запуска эксплуатационных скважин и т.д.) и обеспечить повторный пуск скважин.

9. Предложен новый метод гидродинамического воздействия на призабоиную зону скважин и детально изучены особенности механизма гидравлического удара, применительно к водонагнетательным

скважинам. Проведенный анализ дает возможность обоснованно выбирать рациональный режим процесса. Изучено влияние заводнения н; изменения температуры в пластах. Предложены упрощенные расчетньи формулы для определения температуры в условиях нарушенного теплового режима объектов. Предложен усовершенствованный вариат селективном выработки продуктивных пластов в зависимости от и: проницаемости. Для комбинированной выработки следует выоирати! объекты, в которых пласты различаются по проницаемости не более чем в 3-5 раз.

10. Исследованы особенности териогазлифта, позволяюшгс обеспечить комплексное воздействие на призабойную зону скважинь и лифтирование нефти за счет частичного сжигания пластового топлива. Получены функциональные зависимости для определения термогидродинамического режима процесса и обоснования технологии работ. Показано, что Эффективным методом восстановления проницаемости призабоинои зоны скважин после вскрытия пластов бурением с промывкой холодной водой является электропрогрев. Предложена методика определения температуры в окружающих скважину горных породах с учетом конвекции при тепловой обработке.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Об обводнении залежей и температурных изменениях в пластах в связи с внутриконтурной закачкой на месторождении Узень. //Сборник научных трудов КазНИПИнефть. -М. -ВНИИОЭНГ. -1974. -N 1. -С.69-81 (В соавторстве с Юферовым O.K., Ильяевыи В.И., Огаи Е.К., Левченко Ю.).

2. Влияние кратности промывки на охлаждение пластов при нагнетании холодной воды. //Сборник научных трудов КазНИПИнефть--1976. -и 3. -С-17-16 (В соавторстве с Ильяевыи В.И., Леябиним 3.Л., Юферовым U.K.).

3. Анализ изменения дебитов и обводненности скважин месторождения Узень при форсированном отборе жидкости. //РНТС Нефтепромысловое дело. -ВНИИОЭНГ. -1978. -N 5. -С.3-5 (В соавторстве с Тимащевым Э.М., Малышевым H.A.).

4. Метод разделения добычи нефти и жидкости по ХШ и Х1У го-

ризонтам месторождения Узень. //РНТС Нефтепромысловое дело. -ВНУ1И03НГ. -1960. -N 6. -С.5-7.

5. Регулирование разработки месторождения Узень. //РНТС Нефтепромысловое дело. -ВНИИ03НГ. -1982. -N 11. -С.7-8.

6. Распределение закачиваемой воды между смежными площадями нефтяного месторождения. //Сборник научных трудов КазНИПИнефть. -1983. -N 10. -С.31-33-

7. Определение оптимального давления нагнетания воды. //РНТС Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1984. -N 5. -С. 9-11.

8. Результаты внедрения очагового заводнения и увеличения обьема закачиваемом воды в НГДУ "Жетыбаянефть". //Сборник научных трудов КазНИПИнефть. -1985. -N 12. -С.15-17.

9. Анализ эффективности эксплуатации ХИ горизонта месторождения Жетыбаи. //Сборник научных трудов КазНИПИнефть. -1990. -N 17. -С.51-55.

10. К вопросу определения прогнозной обводненности водоплавающей нефтяной залежи. //Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции. -Шевченко. -1990. -С.4-5.

И. Оценка эффективного обьема и потери нагнетаемой воды по УЛ. X и ХП горизонтам месторождения Жетыбаи. //Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции. -Левченко. -1990. -С.5-6.

12. К вопросу определения фазовых проницаемостеи водоплавающей нефтяной залежи по промысловым данным. //Тезисы докладов республиканской научно-техническом конференции. -Иевченко. 1990- -С.15-17.

13. Определение коэффициента изменения гидропроводности УИ» X и ХП горизонтов месторождения Жетыбай. //Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции. -Шевченко. 1990. С.17-19.

14. Поддержание пластового давления в газовой залежи. //Экспресс-информация. Сер. Разработка нефтяных месторождении и методы повышения нефтеотдачи. ВНИИОЗНГ. Вып.З. -1991. -С.21-23 (В соавторстве с Халиковым Г.А.).

15. Проблема песка при добыче нефти. //Научно-практическая конференция. -Алма-Ата. -1991. -С.4 (В соавторстве с Божановыи

Е.Т., Баииировым М.Е.).

16. Использование энергии углеводородных газов в интенсификации добычи нефти. //Научно-практическая конференция "Научно-технические проблемы Западного Казахстана". АН КазССР. -Алиа-Ата. -1991. -С.35 (В соавторстве с Халиковым Г.А., Парифуллиныи P.C.).

17. Основные итоги внедрения иетодов использования энергии, природных и нефтяных газов при интенсификации извлечения углеводородов. //Экспресс-информация. Сер.Разработка нефтяных месторождении и методы повышения нефтеотдачи. ВНИИОЭНГ. Вып. 10. -1991. -С.15-20 (В соавторстве с Аиткуловым Ж.А., Халиковым Г.А.).

18. Определение дебита жидкости добывающей скважины. //Нефтяное хозяйство. -N 11. -1991. -С.21-22.

19. К вопросу прогнозирования обводненности нефтяной залежи с подошвенной водой. //Сборник научных трудов КазНИПИнефть. Вып. 2. -1991. -С.49-53.

20. Выбор технологического режима работы добывающей скважины месторождения Каламкас. //Сборник научных трудов КазНИПИнефть. Вып-1. -1992. -С.29-35 (В соавторстве с Дияровор Л. Д.).

21. Интенсификация извлечения запасов нефти. //Вторая республиканская научно-техническая конференция. -Актау. -1992. -С.23 (В соавторстве с Божановым Е.Т.).

22. Некоторые результаты анализа геолого-промысловых материалов месторождения Жетыбаи. //Вторая республиканская научно-техническая конференция. -Актау. -1992. -С.50 (В соавторстве с Аиткуловым Ж.А., Божановым Е.Т.).

23. Оценка величины изменения коэффициента проницаемост! нагнетательных скважин на месторождении Жетыбаи. //Вторая республиканская научно-техническая конференция. -Актау. -1992 -С.24 (В соавторстве с Божановым Е.Т.. Аиткуловым Ж.А.).

24. К вопросу определения дебита скважины при заводнении //Вторая республиканская научно-техническая конференция. -Актау -1992. -С.44 (В соавторстве с Аиткуловым Ж.А.).

25. Определение дебита жидкости и пластового давления //Депонирована в КазГосИНТИ. Per. номер 4147-Ка 93. -4 с-

26. Определение оптимального давления нагнетания. //Депонирована в КазГосИНТИ. Per- номер 3996-Ка 93. -7 с.

27. К вопросу определения оптимального давления нагнетания. //Сборник научных трудов КазНИПИнефть. Вып.1. -1993. -С.31-36.

28- Определение фильтрационных параметров нефтяной залежи. //Депонирована в КазГосИНТИ. Per. номер 4317-Ка 93. -3 с.

29. Прогнозирование обводненности нефтяной залежи при выносе песка. //Депонирована в КазГосИНТИ. Per. номер 4318-Ка 93. -5 с.

30. Определение прогнозных технологических показателей нефтяных залежей по способам эксплуатации. //Депонирована в КазГосИНТИ. Per. номер 4319-Ка 93- -3 с.

31. К вопросу исследования фильтрации жидкости в нефтяных залежах со слабосцементированными песками и песчаниками. //Депонирована в КазГосИНТИ. Per. номер 4231-Ка 93. -8 с.

32- Определение дебитов и забойных давлений при водонапорной режиме. //Депонирована в КазГосИНТИ. Per. номер 4350-Ка 93. -4 с.

a. u. aytkulowytf " promysel synaglaryfi esasynda nebit kanlerinin i$lap tayyarlanys

PROSESINIn regulirleyis usullaryny we

tehnologiyasyny kamille$dirmek " temadan yazan i$inin gysga^a mazmuny

I$de hakyky tehnologik maglumatlaryfi anal isine esaslanyi nebitift al ny$ prosesine otrisatel t&sir edVin faktorlary yQzi cykaryl yp, t&ze metodika dOzi Idi. Bu metodi kanyfi kGmegi bi 1 ei anyklanyan dawre layyk tehnologik gt5rkesi Jiler kesgi tlen^r.

ttndUry&n we sifidiryiln guyylaryrl syzyjylyk gtfrkezi j i leri n: kesgitleyan tize metodlar hem i$lenildi.

annotation OF the doctor's degree BY aitkulov a. u. "development of the methods and technologies in regulation extraction of oil deposits based on field experiments"

By means of research in the field of composittion of rocki a new formula was got valuing the degree of destruction of thi extracted zone wel1. New for mulars and methods were developec for the determination of pumped optional pressure, on the basis of which maximum productive thickness of the layres will b-. achieved and also discharge of the productive well on different systems of water flood and irrigation of oil deposits. The carr; out of the sand is taken into consideration too. Calculation for forecasting quantaty of oi 1 and f1uid on ways of exploitati or were made and ways volume-pumped water between adjacent 1ayers were done too.