Обоснование и разработка метода выбора технологий повышения нефтеотдачи с учетом геолого-физических свойств коллекторов ОАО "Томскнефть" ВНК тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Иванов, Евгений Николаевич

• Иванов, Евгений Николаевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Иванов, Евгений Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И СВОЙСТВ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК

1.1 Современные технологии увеличения нефтеотдачи

1.1.1 Технологии, основанные на закачке воды

1.1.2 Технологии, основанные на закачке газа

1.1.3 Технологии, основанные на тепловом воздействии

1.1.4 Комбинированные технологии

1.1.5 Потенциал и пути совершенствования технологий увеличения нефтеотдачи

1.2 Анализ применимости технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК

1.2.1 Статистика применения технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК

1.2.2 Геолого-физические и технические факторы, осложняющие применение технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях

ОАО «Томскнефть» ВНК

1.2.3 Перспективы выбора методов увеличения нефтеотдачи применительно к начальным геолого-физическим свойствам нефтяных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК

1.2.4 Неоднородность и изменение свойств нефтяных и нефтегазовых коллекторов и насыщающих флюидов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК в период разработки

1.2.5 Обобщение результатов анализа нефтяных месторождений

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1

2. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

2.1 Традиционный выбор технологий увеличения нефтеотдачи

2.2 Зарубежные и отечественные методики выбора технологий увеличения нефтеотдачи

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДА И ПРОГРАММНОЙ РЕАЛИЗАЦИИ

ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК

3.1 Описание структуры новой аналитической системы для выбора технологий увеличения нефтеотдачи

3.1.1 Выбор и обоснование среды программирования

3.2 Учет неоднородности нефтяных коллекторов в аналитической системе «Матрица применимости МУН»

3.3 Разработка метода выбора технологий увеличения нефтеотдачи

для месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК

4.1 Анализ применимости МУН для группы месторождений Западной Сибири

4.2 Анализ применимости МУН для нефтяных коллекторов Первомайского, Северного и Советского месторождений

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Систематизация критериев применимости МУН ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Акт внедрения программы «Матрица применимости МУН» и базы данных «Мировые и отечественные проекты МУН» в проектах разработки нефтяных месторождений.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование и разработка метода выбора технологий повышения нефтеотдачи с учетом геолого-физических свойств коллекторов ОАО "Томскнефть" ВНК»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Долговременная невостребованность в России современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) наряду со значительным ухудшением структуры извлекаемых запасов и низкой эффективностью их разработки традиционными методами привели к падению средней проектной нефтеотдачи в стране и одном из главных нефтедобывающих районов - Западной Сибири. Стабилизировать добычу действительно возможно за счет возрождения программы масштабного внедрения МУН. Однако возобновление программы внедрения технологий повышения нефтеотдачи связано с множеством проблем, которые нужно исследовать и решать.

Необходимость проведения комплексного анализа эффективности внедрения МУН на залежах для корректировки стратегии и тактики выполнения работ по восполнению ресурсной базы, а также отсутствие методов и программ подбора технологий воздействия для конкретных геологических условий объекта отмечается многими специалистами в области разработки нефтяных месторождений. Технологии увеличения нефтеотдачи проводятся точечно и несистемно, в том числе из-за отсутствия отработанной методики проектирования. В ОАО «Томскнефть» ВНК (Восточная нефтяная компания) набор применяемых технологий невелик и в основном включает физико-химические методы воздействия. Технологии используются на малых объектах с несколькими скважинами. Все это требует расширения спектра технологий увеличения добычи нефти и соответственно более детального подхода к вопросам оценки эффекта и выбора МУН применительно к конкретным геолого-физическим условиям коллекторов.

В этой связи, обоснование и разработка новых методов выбора технологий повышения нефтеотдачи является весьма актуальной задачей.

Цель работы

Обоснование и разработка метода выбора технологий увеличения нефтеотдачи для повышения эффективности их реализации на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК.

Основные задачи исследования

1. Систематизация свойств нефтяных коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК и сопоставительный анализ с геолого-промысловыми условиями эффективно осваиваемых нефтяных месторождений в мире.

2. Исследование и обоснование применимости технологий увеличения нефтеотдачи посредством адресного геолого-фильтрационного моделирования.

3. Разработка метода выбора технологий воздействия на нефтяные пласты и его реализация в соответствующих программных продуктах.

4. Оценка применимости и выбор МУН при разработке нефтяных месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтяные коллектора месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК, предметом - подход к выбору технологий увеличения нефтеотдачи.

Научная новизна выполненной работы

1. Впервые проведен сопоставительный анализ свойств нефтяных коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК с геолого-промысловыми условиями эффективно осваиваемых нефтяных месторождений в мире.

2. На основе геолого-фильтрационного моделирования месторождений, разработанного аналитического подхода к выбору МУН, анализа геолого-промысловых данных показано, что применение технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК необходимо планировать с учетом значительной пространственной неоднородности и динамики изменения свойств нефтегазовых залежей в процессе разработки.

3. Разработан новый метод выбора технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК, который учитывает девять видов неоднородности и динамику изменения свойств коллекторов.

Практическая ценность и реализация

Основные результаты геолого-гидродинамических исследований, разработанная база данных «Мировые и отечественные проекты МУН» и программа для ЭВМ «Матрица применимости МУН» для выбора технологии воздействия использовались в ОАО «ТомскНИПИнефть» при создании проектов разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Также результаты исследований применяются в учебном процессе ТГТУ при подготовке специалистов по направлению «Нефтегазовое дело».

Основные защищаемые положения

1. Применение технологий увеличения нефтеотдачи, которым благоприятствуют начальные геолого-физические условия коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК, необходимо планировать с учетом значительной пространственной неоднородности и динамики изменения свойств нефтяных залежей.

2. Научно-методический подход к выбору технологий повышения нефтеотдачи применительно к геолого-физическим условиям разнородных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК, учитывающий геолого-физические параметры пласта, неоднородность и динамику изменения свойств коллекторов в процессе разработки.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 5 - «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов исследований-

Основные положения работы докладывались на Научно-технического Совете ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2010-2013 гг.); на Международной научно-практической конференции (НПК) «Увеличение нефтеотдачи -приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Казань, 2011); IV Всероссийской НПК «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (Уфа, 2011); Всероссийской НПК «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2012); VIII Всероссийской НТК «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна» (Тюмень, 2012); Всероссийской НПК «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013); IV Всероссийской НПК «Научные проблемы использования и охраны природных ресурсов России» (Самара, 2012); Международном симпозиуме им. Академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2010-2013); Всероссийской НПК «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», (Москва, 2011); Кустовой НТК молодых специалистов ОАО «НК» Роснефть» (Анапа, 2013).

Личный вклад

В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач и непосредственное участие во всех видах исследований. Автором проанализированы свойства нефтяных коллекторов ОАО «Томскнефть» ВНК в процессе создания геолого-фильтрационных моделей месторождений. Получены основные результаты, изложенные в диссертации. На основе них сформулированы выводы и рекомендации.

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 14 опубликованных работах (включая 3 в ведущих изданиях согласно списку ВАК РФ), получено свидетельство о государственной регистрации базы данных «Мировые и отечественные проекты МУН», свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ «Матрица применимости МУН».

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 27 таблиц, 50 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 114 наименований, 2 приложений.

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И СВОЙСТВ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК

В данной работе используются термины «технологии повышения нефтеотдачи», «методы увеличения нефтеотдачи», «повышение нефтеотдачи пласта». Все они могут означать термин, подразумевающий снижение нефтенасыщенности до значения, меньшего остаточной нефтенасыщенности [2]. Или, по мнению [105], технологии повышения нефтеотдачи это те, которые используют внешние источники энергии и материалы для извлечения нефти, которую невозможно добыть обычными средствами без значительных дополнительных затрат.

В данном разделе выполнен аналитический обзор используемых и потенциально перспективных для Западной Сибири технологий увеличения нефтеотдачи. Проанализированы особенности разработки нефтяных месторождений и критически влияющие на коэффициент извлечения нефти (КИН) геолого-физические свойства нефтяных коллекторов Западной Сибири, разрабатываемых ОАО «Томскнефть» ВНК. Показано влияние изменения свойств нефтяных коллекторов на прогнозную эффективность технологий воздействия.

1.1 Современные технологии увеличения нефтеотдачи

В настоящее время, систематизация технологий повышения нефтеотдачи отражены в работах многих исследователей.

Подымовым Е.Д. [65] предложена схема классификации методов увеличения нефтеизвлечения, основанная на их функциональном назначении. Каждый блок разворачивается в совокупность групп технологических процессов, объединенных по принципу общности основного способа воздействия на пласт (увеличение проницаемости пласта, выравнивание профиля приемистости и т.д.). Однако данная классификация основана,

прежде всего, на результатах анализа разработки и, как указывает автор, применима в основном для условий применения в ОАО «Татнефть» с учетом спектра технологий в компании.

В работе H.A. Еремина [22] описывается классификация методов воздействия, основанная на физической характеристике вытесняющего агента. Автор отмечает, что различают следующие основные виды методов воздействия: гидродинамические; термические; физико-химические; газовые; микробиологические.

В монографии Муслимова Р.Х. [54] говорится, что современные методы увеличения нефтеотдачи пластов можно разделить на вторичные, третичные и четвертичные.

Автором работы [78] предлагается классификация методов на основе механизмов разработки пласта, на применяемых средствах, на особенностях регулирования механизма нефтевытеснения.

В. Альварадо, Э. Манрик [2], JI. Лейк [49] приводят в своей работе деление МУН всего на три группы: тепловые методы, физико-химические методы, закачка смешивающихся агентов или растворителей.

Каждая классификация связана с опытом экспертов, их пониманием процессов, и текущими достижениями в области технологий увеличения нефтеотдачи.

В данной работе предлагается рассмотреть методы увеличения нефтеотдачи по классификации (таблица 1.1), основанной на физической характеристике основного вытесняющего агента и с позиции выделения комбинированных, как особых методов с протекающими сложными пластовыми процессами [8, 84, 87]. Необходимо отметить, что физико-химические методы воздействия отнесены к технологиям, основанным на закачке воды, так как базируются на закачке воды низкой солености и изменении смачиваемости породы. В настоящее время комбинированные технологии широко исследуются и находят все большее применение. Для

месторождений Томской области внедрение данных технологий крайне

актуально [8, 55].

Таблица 1.1- Общая укрупненная схема классификации МУН

Технологии, основанные на закачке газа В режиме смешивающегося вытеснения Углекислые газы

Углеводородные газы

Азот/топочный газ

В режиме несмешивающегося вытеснения (как 1 технология) Углекислые газы

Углеводородные газы

Азот/топочный газ

Воздух

Технологии, основанные на закачке воды Гидродинамические Циклическая закачка

Форсированный отбор жидкости

Физико-химические Полимерное заводнение

Сшитые полимерные системы

Полимер-дисперсные и гелевые системы

Вязкоупругие системы

Полимерно-гелевая система "Темпоскрин"

Другие

Технологии, основанные на тепловом воздействии Закачка пара

Внутрипластовое горение

Другие

Другие Микробиологические

Другие

Комбинированные Термогазовое

Водогазовое

Закачка полимеров, ПАВ, щелочей

Другие

Среди различных методов увеличения нефтеотдачи, можно выделить, по крайней мере, 15 технологий, которые широко используются за рубежом и в России.

Отдельно следует отметить физические методы увеличения дебита скважин [57]. В физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта.

Наиболее часто применяемыми физическими технологиями являются: - горизонтальные скважины;

- гидроразрыв пласта;

- электромагнитное воздействие;

- волновое воздействие на пласт;

- многоствольные и многозабойные скважины;

- многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах и другие.

Данные технологии обладают потенциалом для увеличения текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи Томской области, либо уже используются на нефтяных месторождениях региона [52].

1.1.1 Технологии, основанные на закачке воды

Гидродинамические методы

Одним из гидродинамических методов является форсированный отбор жидкости (ФОЖ). Данный метод на поздних стадиях разработки представляется многими исследователями как наиболее эффективный метод достижения высокого нефтеизвлечения. Однако существуют различные мнения по этому вопросу [54, 58]. Первые исследователи под ФОЖ понимают увеличение отборов не менее чем на 20%; вторые - увеличение отборов при обводненности скважин не менее чем на 50%. Форсированием может называться увеличение отбора жидкости из скважин с обводненностью более 40-50%). Также в качестве ФОЖ может выступать постепенное либо существенное (до 2 раз) увеличение отборов жидкости из высокообводненных (95%> и выше), высокопродуктивных скважин. ФОЖ позволяет разрабатывать высокообводненные участки залежи при сохранении рентабельных дебитов скважин, т.е. увеличить срок службы скважин и тем самым получить дополнительную нефть.

Основные выводы, полученные при анализе применения ФОЖ, сводятся к следующим пунктам: а) форсирование эффективно по большинству обводняющихся скважин; б) ФОЖ более эффективно на линиях стягивания контуров нефтеносности, в тупиковых зонах, в скважинах с большой

вертикальной неоднородностью и расчлененностью^ значительной мощностью пластов; в) ФОЖ позволяет интенсифицировать добычу нефти и повысить нефтеотдачу за счет подключения в разработку неработающих толщин в результате увеличения депрессии и скорости фильтрации.

На месторождениях Западной Сибири ФОЖ применяется достаточно давно [58]. В ОАО «Томскнефть» ВНК форсированный отбор жидкости получил наибольшее распространение после 2001 г. Большое количество скважин было оборудовано электроцентробежными насосами с более высокой мощностью для снижения забойного давления и реализации увеличения отборов [17, 62, 66].

Тем не менее, ФОЖ является вторичным методом повышения нефтеотдачи и обладает ограниченными возможностями увеличения КИН. Возможны даже негативные процессы при применении данного метода [58]. Увеличенный приток жидкости на забой добывающей скважины может приводить к нарушению термодинамического равновесия в призабойной зоне пласта и, как следствие, к выносу песка, отложению солей, АСПО. При этом возникают дополнительные нагрузки на обсадную колонну, что критично при эксплуатации старым фондом скважин, так как в итоге это может привести к смятию обсадной колонны. Нагрузка на глинистые перемычки приводит к появлению или усилению уже имеющихся заколонных перетоков. Наличие подошвенных вод может являться ограничивающим фактором для форсирования, так как увеличение депрессий может привести к возникновению или интенсификации конуса воды.

Циклическая или пульсирующая закачка воды также является классическим гидродинамическим методом. Циклическая закачка повышает эффективность заводнения неоднородных пластов с контрастной проницаемостью [40, 71]. Основная идея циклической закачки базируется на пульсирующем нестационарном нагнетании и изменении направления фильтрационных потоков через поровое пространство. Циклическое заводнение

было успешно реализовано в России на нефтяных месторождениях с различным типом коллекторов [106].

На микроуровне повышение нефтеотдачи при реализации циклической закачки является результатом эффектов капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей. На макроуровне основные эффекты выражаются в виде: повышения охвата заводнением менее проницаемых зон со значительной остаточной нефтенасыщенностью, которые имеют гидродинамическую связь с более проницаемыми и более выработанными зонами; увеличения горизонтального охвата, достигаемого вследствие изменения направлений фильтрационных потоков в пласте [71, 72].

Технология требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения. Тем не менее, в работе [40] отмечают, что применение метода на поздней стадии разработки нецелесообразно. В [48] автор отмечает целесообразность применения метода на любой стадии разработки. Однако относительная эффективность метода повышается при его применении на ранних стадиях разработки. Теоретически, чем меньше время предшествования обычного заводнения циклическому, тем существеннее итоговый эффект, поскольку длительный межслойный обмен, происходящий в безводный период, обеспечивает наибольший перенос нефти в зоны активного дренирования [48]. Месторождения Западной Сибири, введенные в разработку 1960-80 гг. (Советское, Вахское, Лугинецкое и другие) характеризуются продолжительно падающей добычей и находятся на поздних стадиях разработки, что делает их менее привлекательными для данного метода.

Физико-химические методы

К настоящему времени предложено и запатентовано несколько сотен реагентов и композиций для изоляции водопритока, которые могут быть классифицированы по разным принципам [58].

К основным физико-химическим методам, часто используемых на месторождениях Томской области, относятся [51]:

- Сшитые полимерные системы;

- Полимер-дисперсные и гелевые системы;

- Вязкоупругие системы;

- Полимерно-гелевая система «Темпоскрин» и другие.

Сшитые полимерные составы (СПС) могут быть условно разделены на три группы, различающиеся по принципу образования вязкоупругой системы:

- растворы полиакриламидов, водорастворимых полимеров на основе целлюлозы, экзополисахаридов (ксантан, ксероглюкан), в которых в результате химических реакций взаимодействия сшивателя и полимера, либо в результате физических превращений при изменении температуры или солевого состава растворителя происходит сшивание с образованием геля, либо гель-частиц. При физической сшивке переход раствор-гель является обратимым;

- дисперсии гель-частиц, в которых сшивка происходит в процессе их производства на заводе, а изолирующий эффект в пласте проявляется путем набухания полимера при совмещении с растворителем определенной минерализации. Набухшая частица такого полимера (супер абсорбента) может быть представлена как частица гель сшитого полимера с вязкоупругими свойствами;

- растворы мономеров и реакционно-способных низкомолекулярных полимеров, полимеризующихся с образованием сшитых полимеров в присутствии инициаторов, либо под воздействием температуры.

Модифицированные СПС получают путем использования различных полиакриламидов (ПАА), например линейных и ограниченно водонабухающих [14, 54].

Полимер-дисперсные системы (ПДС), представляющие собой полимер-содержащие глинистые суспензии для повышения степени охвата пласта заводнением впервые разработаны и предложены А.Ш. Газизовым [59]. Лабораторные и промысловые исследования показали, что закачка ПДС приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте и увеличению конечной нефтеотдачи месторождения [12].

Добавка полимера к дисперсии минеральных частиц позволяет увеличить объем осадка и улучшить сцепление минеральных частиц между собой и поверхностью породы. В качестве минеральных частиц могут быть использованы: глина, мелко раздробленные известняк, мергель и песок [59].

В последние годы разработаны модифицированные ПДС, в которых свойства дисперсных систем регулируются добавкой различных реагентов. Сочетание ПДС с гелеобразующей системой (соли алюминия и щелочь) позволяет увеличить объем тампонирующий массы. Модификация позволяет увеличить остаточный фактор ПДС в 1,1-3,5 раза, что приводит к росту коэффициента нефтевытеснения на 0,5-8,2 % за счет лучшего перераспределения фильтрационных потоков в слоисто-неоднородном пласте [13].

В резко неоднородных по проницаемости пластах, которые зачастую встречаются в Западной Сибири эффективной технологией регулирования разработки и повышения нефтеотдачи может оказаться воздействие на призабойную зону пласта вязкоупругими составами (ВУС).

Меняя состав смеси нерастворимых поверхностно-активных веществ (НПАВ), степень минерализации воды и количество эмульгируемой нефти, можно в широких пределах изменять динамическую вязкость эмульсий, т.е. управлять свойствами ВУС в зависимости от технологических задач применения - от повышения нефтедобычи до глушения скважин при ремонте. Особую роль при взаимодействии на обводненный неоднородный пласт будет играть селективность воздействия данного типа ВУС - их способность изменять свою вязкость при смешивании с водой или с нефтью, т.е. значительное повышение вязкости при перемешивании эмульсии с водой и понижении ее после прибавления нефти.

Это свойство эмульсии играет важную роль при селективной закупорке промытых зон, способствуя увеличению охвата пласта заводнением и прямому воздействию на новые нефтеносные участки.

Относительно новая технология физико-химического воздействия полимерно-гелевых систем «Темпоскрин», предназначенная для получения дополнительной добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции на сложнопостроенных месторождениях с неоднородными песчано-глинистыми коллекторами, которые эксплуатируются с применением методов заводнения, и вступивших в позднюю стадию разработки с высоким процентом обводнённости добываемой продукции (от 60 до 98%). Как отмечают авторы метода [41], реагент - «Темпоскрин» селективно воздействует на высокопроницаемые обводнённые пласты, резко снижая их проницаемость, изменяет фильтрационные потоки, обеспечивает выравнивание профилей приемистости скважин и пласта, увеличивая охват пласта заводнением, что приводит к снижению обводнённости добываемой продукции и повышению нефтеотдачи. Благодаря дисперсной структуре геля «Темпоскрин», состоящего из множества мелких гелевых частиц размером от 0,2 - 4 мм, он обладает повышенной подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород.

Однако улучшенные свойства физико-химических технологий значительно снижаются при высоких пластовых температурах. Месторождения Западной Сибири характеризуются значительными глубинами (>1500 м) и, соответственно, высокими температурами пласта. При температурах пласта более 70..75°С начинают происходить процессы разрушения полимеров [54].

1.1.2 Технологии, основанные на закачке газа

Закачка газа

Довольно часто на месторождениях легкой нефти добываются значительные объемы газа. При содержании нежелательных компонент в нефти (углекислый газ, тяжелые компоненты и др.) или по причине отсутствия в

районе добычи возможности сбыта или обработки газа,- добываемый газ может нагнетаться в пласт [5, 70, 72]. Примером являются месторождения Канады, США, а также некоторые месторождения континентального шельфа Норвегии.

Процессы смешивающегося и несмешивающегося вытеснения

При вытеснении нефти газовым агентом смешиваемость (неограниченная растворимость) нефти и вытесняющего агента при первом контакте достигается достаточно редко (только при использовании сжиженных газов и иногда С02). В большинстве случаев смешиваемость между нефтью и вытесняющим газовым агентов достигается в результате массообмена при большом числе контактов между нефтью и газом (много контактная смесимость). В результате процессов конденсации промежуточных компонентов (С02, углеводороды С2-Сб) из газа и испарения легких компонентов нефти происходит изменение состава газовой и нефтяной фаз, сближение их плотностей и уменьшение межфазного натяжения, что постепенно приводит к полной смесимости. Минимальное давление, при котором достигается многоконтактная смесимость, определяется как минимальное давление смесимости (МДС). При использовании в качестве вытесняющего агента С02 смесимость достигается при наименьших давлениях, МДС для «жирных» и обогащенных углеводородных газов (т.е. с высоким содержанием промежуточных фракций углеводородов) имеют большие значения. Наиболее высокие МДС отмечаются для метана, азота и дымового газа. В этих случаях МДС составляет более 260290 атмосфер (атм.) [70].

Закачка диоксида углерода

Для достаточно многих песчаных коллекторов с пластовыми давлениями свыше 200-220 атм. закачка углекислого газа обеспечивает необходимую смешиваемость с пластовой нефтью. Плотность С02 в пластовых условиях составляет порядка 400 - 700 кг/мЗ, что значительно выше плотности азота или метана. Эффективность использования углекислого газа для повышения нефтеотдачи обусловлена также рядом других факторов:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Иванов, Евгений Николаевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абызбаев И.И. Комплексное многоуровневое планирование третичных методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти: Дис. ... д-ра. техн. наук: 25.00.17. - Уфа, 2008. - 50 с.

2. Альварадо В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения / В. Альварадо, Э. Манрик. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011.- 244 с.

3. Афонин Д.Г. Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов на основе комплексного анализа информации о сдвиговых дислокациях юрских залежей: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. - Тюмень, 2009. - 165 с.

4. Ахмерова Э.Р. Выбор опытных участков и повышение надежности оценки эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: дис. ...канд.техн. наук: 25.00.17-Уфа, 2001. - 190 с.

5. Байков Н.М. Утилизация нефтяного и углекислого газа для повышения нефтеотдачи на месторождениях США и Канады / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. - 2007. -№6. - С. 105-107.

6. Бакиров В. А. Статистическая модель распределения месторождений нефти и газа по величине запасов / В.А. Бакиров // Геология нефти и газа. - 1972. - №2. - С. 63-68.

7. Боксерман А. Лабораторное моделирование применения термогазового воздействия для условий пласта Ю]° Первомайского месторождения/ А. Боксерман, А. Телин, А. Макатров, Г. Пияков // Нефтеотдача. - 2005. - № 5. - С. 34-38.

8. Боксерман A.A. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи - обязательное условие преодоления падения нефтедобычи в стране /А.А Боксерман // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №10. -С. 34-38.

9. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну; под ред. Филановского, Э.Э. Шпильрейна. -М.: Недра, 1988.-421 с.

10. Вашуркин А.И. Экспериментальные исследования водогазового воздействия на пласт БС10 Федоровского месторождения/ А.И. Вашуркин, Г.В. Ложкин, А.Е. Радюкин //Тр.СибНИИНП. - 1978. - вып. 12. - С. 143-151.

11. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 639 с.

12. Газизов А.Ш. Влияние полимер дисперсных систем на выработку продуктивных пластов / А.Ш. Газизов, Г.Г.Боровиков // Нефтяное хозяйство. -1991.-№4.-С. 21-24.

13. Газизов А.Ш. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи / А.Ш. Газизов, Л.А. Галактионова и др.// Нефтяное хозяйство. - 1998. - №2. - С. 12-14

14. Гаффаров Ш.К. Анализ эффективности циклической закачки сшитых полимерных систем на участке Бурейкинского месторождения / Ш.К. Гаффаров // Нефтяное хозяйство. - 2004 - №4. - С. 20-22.

15. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Шировский . - М: Недра, 1982.

16. Дияров И.Н. Модифицированная технология на основе структурированной мицеллярной системы для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти / И.Н. Дияров, Н.Ю. Башкириева, O.A. Ковальчук, Р.Х. Хазимуратов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №4. - С.68-73.

17. Дополнение к технологической схеме разработки Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР / Панков В.Н. - ОАО «ТомскНИПИнефть», 2011-2013.

18. Дорчер Д. Методы повышения эффективности разработки высоковязких нефтей месторождения Каражанбас / Д. Дорчер, Э Кубер, Б. Ахметулы, P.C. Мурзагалиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. — №8. - С. 53-59.

19. Дьячук И.А. Разработка методики выбора методов увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях на основе геолого-физической информации / И.А. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков // Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья: Сб. науч. тр. - Казань, 2011, - С. 189-197.

20. Елисеев Д.Ю. Исследование влияния геолого-технологических факторов на эффективность физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и дальнейшее их совершенствование / Д.Ю. Елисеев, А.Н. Куликов // Нефть. Газ. - 2010. - №7. - С. 55-62.

21. Еремин Н. А. Моделирование разработки месторождений нефти методами нечеткой логики: Дисс. ... д-ра техн. наук: 25.00.17. - М., 1995. -347 с.

22. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.-332 с.

23. Заключительный отчет Разработка рекомендаций, программы работ и сопровождение услуг по применению МУН (методы увеличения нефтеотдачи) с целью снижения обводненности добываемой продукции на месторождениях: отчет о НИР / Исмагилов Т.А. - Томск: ОАО «Томскнефть ВНК», 2008.

24. Залялиева А.Р. Прогноз развития зон карбонатизации верхнеюрских отложений на Таловой площади Игольско-Талового месторождения / Залялиева А.Р. // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Сб. науч. тр. - Геленджик: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2012. - С. 21.

25. Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологий водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт (продолжение) / В.В. Зацепин // Нефтепромысловое дело. - 2007. - №2. - С. 9-15.

26. Зацепин В.В. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия / В.В. Зацепин, P.A. Максутов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №7. - С. 13-20.

27. Иванов E.H. Вопросы - проектирования методов увеличения нефтеотдачи: оценка эффективности и выбор технологий // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Сб. науч. тр. - Тюмень, 2012.-С. 90-93.

28. Иванов E.H. Выбор и оценка применимости методов увеличения нефтеотдачи на основе геолого-физической информации [Электронный ресурс] / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов // Георсурсы. Геоэнергетика. Геополитика. -2012. -№1(5). - Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/vol_5/ivanov.html.

29. Иванов E.H. Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-физической информации / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов // «Известия ТПУ». - 2012. - Т. 321. - №1. - С. 149-154.

30. Иванов E.H. О возможности применения методов газового воздействия на нефтяные пласты / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. - С. 85-87.

31. Иванов E.H. Программный комплекс для выбора методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - С. 80-82.

32. Иванов E.H. «Разработка методики выбора методов увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях на основе геолого-физической информации» / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Р.В. Мухамадиев // Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа»: Сб. науч. тр.- Москва, 2011. - С. 8485.

33. Иванов E.H. Разработка методики выбора методов увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях на основе геолого-физической информации / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Р.В. Мухамадиев // Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья: Сб. науч. тр. - Казань, 2011. - С. 229-232.

34. Иванов E.H. Разработка методики выбора месторождений при обосновании применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Томской области / E.H. Иванов, Ю.М.Кононов, Р.В. Мухамадиев // Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработке нефти: Сбор. науч. тр. -Уфа, 2011.-С. 34.

35. Свидетельство 2012620655 РФ об официальной регистрации базы данных. Мировые и отечественные проекты МУН / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Ю.А. Сивов, А.Т. Росляк (Россия). - № 2012620429; Заявлено 11.05.2012; Зарегистрировано в Реестре баз данных 05.07.2012.

36. Иванов E.H. Оценка применимости технологий увеличения нефтеотдачи в условиях месторождений Томской области / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Ю.А. Сивов // Тезисы VI региональной конференции молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть»: Сбор.науч.тр- Томск, 2013.- С.27-33.

37. Свидетельство 2012660944 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ. Матрица применимости МУН / E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, Ю.А. Сивов, А.Т. Росляк (Россия). - № 2012618833; Заявлено 18.10.2012; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 30.11.2012.

38. Иванов E.H. Выбор и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири / Е.Н.Иванов, А.Т. Росляк // «Георесурсы».- 2012. - №6. - С. 19-22.

39. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология / М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин. - М: Недра, 2000. - 414 с.

40. Ильина Г.Ф. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири: учебное пособие / Г.Ф.Ильина, JI.K. Алтунина. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 166 с.

41. Каушанский Д.А. Улучшение показателей разработки нефтяных месторождений при использовании полимерно-гелевых систем «Темпоскрин» / Д.А. Каушанский // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №7. - С. 36-46.

42. Каушанский Д.А. Результаты физико-химического воздействия на -продуктвные пласты Вятской площади Арланского месторождения полимерно-гелевой технологией «Темпоскрин» / Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский, A.B. Сурмаев, М.В. Сурмаев, П.Е. Толстухин, Д.Н. Звонарев // Нефтепромысловое дело. - 2010. - №11. - С. 19-24.

43. Кокорев В.И., О.В. Чубанов и др. Результаты проведения водогазового воздействия на пласт в ОАО «РИТЭК». Доклад SPE 138075, представленный на Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2010 в Москве, Россия, 26-28 октября 2010 г.

44. Корниенко A.B. Интеллектуальные информационные системы. -Томск: Изд-во ТПУ, 2009. - 176 с.

45. Косентино JI. Системные подходы к изучению пластов. — М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2007. - 400 с.

46. Костюченко C.B. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений / C.B. Костюченко, В.З. Ямпольский. - Томск: Изд-во HTJ1, 2000. - 246 с.

47. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении / Ф.Ф. Крейг, под ред. B.JI. Данилова. - М.: Недра, 1974. - 188 с.

48. Крянев Д.Ю. Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений Западной Сибири): Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. - Москва, 2008. - 308 с.

49. Лейк Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи. - Университет Техас-Остин. - 449 С.

50. Лысенко В.Д. Перспективы развития технологии извлечения запасов нефти из недр / В.Д. Лысенко // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №12. -С. 94-97.

51. Мегалов А.Ю. Совершенствование методики оценки эффективности МУН / А.Ю. Мегалов, E.H. Иванов // Геология и разработка

месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Сб. науч. тр.- XII научно-практ. конф. - 18-21 сент. 2012. - Геленджик, 2012. - С. 34.

52. Мегалов А.Ю. Пути решения проблем выбора и оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири / А.Ю.Мегалов, E.H. Иванов, Ю.М. Кононов, А.Т.Росляк // «Известия Самарского научного центра Российской академии наук». - 2012. - №1, Том 14. - С. 2123-2127.

53. Международная классификация по данным USGS, Total, BP, XII Нефтяной мировой конгресс в Хьюстоне, 1987 г.

54. Муслимов P. X. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. - Казань: Изд-во ЮГУ, 1999.-280 с.

55. Муслимов, Р.Х. Проблемы модернизации и развития инновационных технологий разработки нефтяных месторождений в связи с существенным изменением ресурсной базы / Р.Х. Муслимов // Нефтяное хозяйство. -2011. - №5. - С.72-76.

56. Назина, Т.Н Микробиологический метод повышения нефтеотдачи / Т.Н Назина, A.A. Григорян, Н.М. Шестакова, T.JI. Бабич, B.C. Беляев, М.В. Иванов, Ц. Фенг, Ф. Ни, Цванг Ю. Шэ, Т. Сян, Б. Мэй. / World oil. Нефтегазовые технологии. - 2008. - № 10. - С. 10-16.

57. Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи [электронный ресурс]: http://petros.ru/worldmarketoil/?action=show&id=267.

58. Пасынков, А.Г. Системное применение методов интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Юганского района): Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. - Уфа, 2005. - 150 с.

59. Патент РФ № 2039225, МКИ Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / А.Ш. Газизов и др. // Бюл. И. - 1995. - №19. -С. 192.

60. Патент 0143025 США, AI Методика для выбора технологии увеличения нефтеотдачи / Р. Валдез и др. // Опубл. 2007.

61*. Патент 3244228 США. Flooding process for-recovery of oil filed / D. Parrish/ Опубл. 1966.

62. Пересчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Крапивинского месторождения // Подсчет запасов. 2010.

63. Поваров И.А. Интенсификация добычи нефти из обводненных нефтяных пластов путем попеременного нагнетания воды и газа / И.А. Поваров, А.Г. Ковалев, Н.И. Макеев // Нефтяное хозяйство. - 1973. - №12. - С. 25-28.

64. Поддубный Ю. А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения) / Ю.А. Поддубный, С.А. Жданов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №4. - С. 19-25.

65. По дымов, Е.Д. Совершенствование методики проектирования и анализа результатов применения технологий увеличения нефтеотдачи: Дис. ... канд. тех. наук: 25.00.17. - Бугульма, 2004. - 146 с.

66. Проект разработки Советского месторождения, ОАО «ТомскНИПИнефть», 2005.

67. Рузин J1.M. Развитие тепловых методов разработки на пермо-карбоновой залежи Усиниского Месторождения / JI.M. Рузин, С.О. Урсегов // Нефтепромысловое дело. - 2004. - №4. - С. 37- 41.

68. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. JL: Недра, 1974. - 200 с.

69. Степанова, Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. - М.: Газойлпресс, 2006. - 200 с.

70. Сургучев J1.M. Выбор, моделирование и оценка комплексной эффективности методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: Дис. ... д-ра. техн. наук: 25.00.17. - М, 1999. - 49 с.

71. Сургучев JI.М. Обзор третичных методов увеличения нефтеотдачи / J1.M. Сургучев // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №5. - С. 50-54.

72. Сургучев Л.М., Рейх Е.М., Беренблюм P.A., Щипанов A.A. Методы увеличения нефтеотдачи: выбор и оценка эффективности. SPE доклад 134742,

представлен Российской нефтегазовой технической конференции и выставке. Окт. 26 - 28. 2010. Москва, Россия. 7.

73. Сургучев M.JI. Методы извлечения остаточной нефти / M.JI. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. - М.: Недра, 1991. - 347 с.

74. Теодорович Г. И. Учение об осадочных породах. Л.: Гостоптехиздат, 1958.-572 с.

75. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Трайгородско-Кондаковского месторождения, ОАО «ТомскНИПИнефть», 2012-2013.

76. Уиллхайт Г. Пол Заводнение пластов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2009.

- 778 с.

77. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. 2-е изд., дополненное - М.: ЮКОС, 2001 - 143 с.

78. Хавкин А. Я. О классификации технологий воздействия на нефтяные пласты / А.Я.Хавкин А // Наука и технология углеводородов. - 2002.

- №1. - С. 40-49.

79. Хавкин А.Я. Применение пенных систем для повышения нефтеотдачи в неоднородных пластах / А.Я.Хавкин, A.B. Сорокин, A.B. Берлин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №11. - С.82-84.

80. Хисамов P.C. Применение водонабухающего полимера АК-639 при очаговом заводнении на Урлатской площади /P.C. Хисамов , Н.З. Ахметов, A.C. Султанов, И.З. Манапов, В.А. Колотеев, Б.М. Курочкин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 1. - С. 68-70.

81. Шувалов A.B. Эффективность применения комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов на Бузовьязовском месторождении / A.B. Шувалов, О.В. Погорелов, A.A. Сулейманов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №4. - С. 34-35.

82. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча - история развития, современное состояние и прогнозы. - М - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. - 132 с.

83. Юсифов Т.Ю. Гидроразрыв нефтяных пластов с низким давлением (на примере месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз») // Нефтегазовое дело-2012.-№3.-С. 179- 185.

84. Ямбаев М.Ф. Основные особенности термогазового метода увеличения нефтеотдачи применительно к условиям сложнопостроенных коллекторов (на основе численного моделирования): Дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17. - М., 2006,- 153 с.

85. Ясницкий J1.H. Введение в искусственный интеллект: учеб. пособие для студ. высш.учеб. заведений / JT.H. Ясницкий. - 3-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2010.- 176 с.

86. Adibhatla B.L., Wattenbarger R.C. Staged Design of an EOR pilot. IPTC paper 13346, presented at the International Petroleum Technology Conference. Dec. 7-9. 2009. Doha, Qatar. - p. 8.

87. Aladasani A. et al. Recent developments and updated screening criteria of enhanced oil recovery techniques, SPE paper 130726, presented at the CPS/SPE International Oil and Gas conference and exhibition. Jun. 8 - 10. 2010. Beijing, China. - p. 24.

88. Alvarado V. et al. Selection of EOR/IOR based on machine Learning. SPE paper 78332, presented at the 13th European Petroleum Conference. Oct. 29 -31. 2002. Aberdeen, Scotland. - p. 11.

89. Christensen J.R. et al. Review of WAG Field Experience // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2001. - V. 4. - № 2. - p. 97-106.

90. Dickson J.L., Leahy-Dios A., Wylie P.L. Development of improved hydrocarbon recovery screening methodologies. SPE paper 129768, presented at SPE improved recovery symposium. Apr. 24 - 28. 2010. Tulsa, p. 10.

91. Djebar Т. Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid / T. Djebar, E.C. Donaldson. - Gulf Professional Publishing, 2011. -p. 950.

92. Don W. Green Enhanced oil recovery / Don W. Green, G. Paul Willhite.

- Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers. -Richardson, Texas, 1998, 545 p.

93. Dubey N.K. Laboratory Investigation on Light Oil Air Injection // SPE paper 138372, presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. - Dec. 1-3, 2010. - Lima, Peru, 2010. - 11 p.

94. Greaves M. Air injection - improved oil recovery strategy for the UK continental shelf. Business briefing exploration and production // The oil and gas review. 2004.-P. 118-121.

95. Guerillot D.R. EOR Screening With an Expert System // SPE paper 17791, presented at the Petroleum Computer Conference. - Jun. 27-29, 1988. - San Jose, California, 1988. - 11 p.

96. Gutierez et al. Buffalo Field High-Pressure Air Injection Projects 1977 to 2007 Technical Performance and Operational Challenges // SPE 113254, presented presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. - Apr. 19-23, 2008.

- Tulsa, 2008. - 11 p.

97. Henson R., Todd A., Corbett P. Geologically based screening criteria for improved oil recovery projects // SPE paper 75148, presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. - Apr. 13-17, 2002. - Tulsa, 2002. - 16 p.

98. Ibatullin R.R. et al. Application and method based on artificial intelligence for selection of structures and screening of technologies for enhanced oil recovery. SPE paper 75175, presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Apr. 17 - 19. 2002. Tulsa, Oklahoma. - p. 9.

99. Ivanov E.N. Software tool for selection of enhance oil recovery methods in Western Siberia oilfields / Ivanov E.N., Kononov Y.M. // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - С. 808-809.

100. • Lake L. W. Enhanced-Oil Recovery. - Prentice-Hall, 1989. - p. 600.

101. Moritis G. C02 miscible, steam dominate enhanced oil recovery processes // Oil and Gas Journal. -19 apr. 2010. - p. 36-53.

102. Moritis G. EOR dips in U.S. but remains a significant factor // Oil and Gas Journal. - 26 sep. 1994. - p. 51 - 79.

103. Mridul K., Sahni A. Evaluation of IOR methods for the Boscan field // SPE paper №69723, presented at the SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium. - March 12-14, 2001. - Porlamar, Venezuela, 2001. - 11 p.

104. Sarathi P.S. In-situ combustion handbook - principles and practices. -Bartlesville: BDM Petroleum Technologies, 1999. - 424 p.

105. Satter, A., Iqbal, G. M., Buchwalter, J. L. Practical Enhanced Reservoir Engineering: Assisted with Simulation Software. - Tulsa: PennWell Corporation, 2008.-688 p.

106. Shandrygin A.N., Lutfullin A. Current Status of Enhanced Recovery Techniques in the Fields of Russia // SPE paper 115712, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exebition. - Sept. 21-24, 2008. - Denver, Colorado, 2008. - 18 p.

107. Shindy A.M. et al. Development of an Expert System for EOR Method Selection // SPE paper 37708, presented at the Middle East Oil Show. - Mar 15-18. 1997.-p. 291-298.

108. Shokir E.M., Sayyoch M.H. Selection and Evaluation EOR Method Using Artificial Intellegence. SPE paper 79163, presented at the Annual International Conference and Exhibition. - Aug. 5-7, 2002. - Abuja, Nigeria. - p. 7.

109. Surguchev L.M. et al. IOR evaluation and applicability screening using artificial neural networks // SPE paper 59308, presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Apr. 3 -5. 2002. Tulsa, Oklahoma. - p. 6.

110. Taber J.J. EOR Screening Criteria Revisited. P.l: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects / J.J. Taber, F.D. Martin, R.S. Seright // SPE Reservoir Engineering. - 1997. - V. 12. - №3. - P. 189-198.

111. Thomas-S.. Enhanced Oil Recovery - An overview. Oil and Gas Science and Technology - Rev. IFP 63 (1). - 2008 - p. 9-19.

112. Timmermann E.H. Practical Reservoir Engineering. - Tulsa: PennWell Pub. Co., 1982.-V. l.-p. 83.

113. Trujillo M., Mercado D., Maya G. Selection Metodology for Screening Evaluation of Enhanced Oil Recovery Methods. SPE paper 139222, presented at SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. - Dec. 1-3. 2010. Lima, Peru, 2010.-p. 10.

114. Tyler N, Finlay, 1991. Architectural controls on the recovery of hydrocarbons from sandstone reservoirs. SEPM Concepts in sedimentology and paleontology - p. 3-7.

Приложение 1. Систематизация критериев применимости технологий увеличения нефтеотдачи Таблица 6 - Критерии выбора для разработки с закачкой N2/ Газ

Параметр Критерии выбора для разработки с закачкой №/Газ

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "МЛ МУН"

Метод увеличения нефтеотдачи т/Газ (ТаЬег и др.) Ы2/Газ (А1ас/ачап1 и др.) Ы2/Газ (Муслимое) т/Газ (АМЕОЯ)

Тип коллектора Песчаник/карбонат Песчаник/карбонат Песчаник Песчаник/карбонат

Глубина залегания пласта, м > 1830 [1830] 3048 - 5630 >1000 >1830 [>3048]

Проницаемость, мД Нет огр. 0.2-35 < 100 >0.2 [>5]

Пористость % 7.5-14 •

Степень неоднородности Неодн./нетрещин. однород/ нетрещиноватый однород/неодн./нетрещ. /без суперколлектора

Глинистость/карбонатность

Толщина пласта, м Тонкий, если некрутопадающий Тонкий, если некрутопадающий <15 <20 [<15]

Плотность нефти, кг/мЗ <850 [<788] 762-850 <850 [<788]

Вязкость нефти, сП <0.4 [<0.2] 0.2-0 <0.4 [<0.2]

Состав нефти Высокий процент от С1 до С7 Высокий процент от С1 до С7 Высокий процент от С1 ДО С7 Высокий процент от С1 ДО С7

Нефтенасыщенность >40 [>75] [40] 76-80 >50 >40 [>75]

Температура пласта, °С Нет огр. 87-162

Текущ. обводненность, % <30 Нет огр.

Приемистость скважин

Содержание АСВ Низкое

Факторы, благоприят для провед. метода

Факторы, осложняющие применение метода

Давление, МПа >Рнас

Примечание

Параметр Критерии выбора для разработки с закачкой ШФЛУ

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи УГ (ТаЬег и др.) УГ (А1ас1а\ап1 и др.) УГ (Муслимое) УГ (AMEOR)

Тип коллектора Песчаник/карбонат Песчаник/карбонат Песчаник Песчаник/карбонат

Глубина залегания пласта, м > 1220 [1220]1231-4846 >1000 > 1220[>1231]

Проницаемость, мД Нет огр. 0.1-5000 >5 >0.1 [>5]

Пористость % 4.25-45

Степень неоднородности однород., нетрещиноват. однород/неоднородный/ нетрещиноватый/без суперколлектора

Глинистость/карбонатность Нет огр.

Толщина пласта, м Тонкий, если некрутопадающий Тонкий, если некрутопадающий <15 <20 [<15]

Плотность нефти, кг/мЗ <915 [<820] 750-915 <915 [<820]

Вязкость нефти, сП <3 [0.51 0.04-18000 <3 [0.5]

Состав нефти Высокий % от С2 до С7 Высокий % отС2 до С7 Высокий % от С2 до С7

Нефтенасыщенность >30 [>80] 30-98 >40 >30 [>80]

Температура пласта, °С Нет огр. 29-165 !

Текущ. обводненность, %

Приемистость скважин

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие применения метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа

Примечание

Параметр Критерии скрининга для разработки с закачкой С02

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи С02 (ТаЬег и др.) С02 (Aladasani и др.) С02 (Муслимое) С02 (АМЕ(Ж)

Тип коллектора Песчаник/карбонат Песчаник/карбонат Песчаник Песчаник/карбонат

Глубина залегания пласта, м >760 457-4073 >1000 >760 [1000]

Проницаемость, мД Нет огр. 1.5-4500 >30 >5 [>30]

Пористость % 3-37

Степень неоднородности однород., монолит, отсутствие трещин однород/неоднородный /нетрещи новаты й/ без суперколлектора

Глинистость/карбонатность Нет огр.

Толщина пласта, м Широкий диапазон Широкий диапазон <15 <25 [<15]

Плотность нефти, кг/мЗ <921 [<844] 801-887 [921] <921 [<844]

Вязкость нефти, сП <10 [<1.5] 0-35 <60 <10 [<1.5]

Состав нефти Высокий % от С5 до С12 огр.сод. АСВ Высокий % от С5 до С12

Нефтенасыщенность >20 [>55] 15-89 >50 >20 [>55]

Температура пласта, °С Нет огр. 28-121

Текущ. обводненность, % <80

Приемистость скважин

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для проведения метода

Факторы, осложняющие применение метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа

Примечание

Таблица 9 - Критерии скрининга для разработки с закачкой ВГВ в режиме несмешивающегося вытеснения

Параметр Критерии скрининга для разработки с закачкой ВГВ несмеш.

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи ВГВ несмеш. (ТаЬег и др.) ВГВ несмеш. (А1ас1аха>и и др.) ВГВ несмеш. (Степанова) ВГВ несмеш. (АМЕОК)

Тип коллектора нет огр. Песчаник/карбонат Песчаник/карбонат

Глубина залегания пласта, м >550 807-2803 нет огр. >550 [807]

Проницаемость, мД нет огр. 100-6600 >5

Пористость % 18-31.9

Степень неоднородности

Гл и н истость/карбонатность

Толщина пласта, м нет огр. если крутопадающий или с хорошей верт.проницаемостью 2-20 и нет огр. при верт.вытеснении <20 [<15]

Плотность нефти, кг/мЗ <986 820-1005 <1005[<986]

Вязкость нефти, сП <600 0.17-16000 <5-10 (л.н) и 10-100 и более <600 [<42]

Состав нефти Нет огр. Нет огр.

Нефтенасыщенность >35[>70] 88 >35 [>70]

Температура пласта, °С Нет огр. 55-130 <100 или любая при ПНВРА нет огр.

Текущ. обводненность, %

Приемистость скважин

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие приме нение метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа

Примечание

Параметр Критерии скрининга для разработки с полиме рным заводнением

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи Полимеры (ТаЬег и др.) Полимеры (А1ас1а\ап1 и др.) Полимеры (Муслимое) Полимеры (АМЕОК)

Тип коллектора Песчаник Песчаник Песчаник Песчаник

Глубина залегания пласта, м <2743 213-2883 <2883 [<2743]

Проницаемость, мД >10 [>800] 1.8-5500 >100 >10 [>100]

Пористость % 10.4-33 18 >18

Степень неоднородности неоднор., отсут. трещин однород/неоднородный/ кр. неоднород./нетрещин./ суперколлектор -Нет огр.

Гл и н истость/карбонатность <5-10 <5-10

Толщина пласта, м Нет огр. Нет огр. Нет огр. Нет огр.

Плотность нефти, кг/мЗ <965 813-979 <965

Вязкость нефти, сП <150 [100-10] 0.4-4000 10-100 1-150 [10-100]

Состав нефти Нет огр.

Нефтенасыщенность >50 [>80] 34-82 >70 >50 [>70]

Температура пласта, °С <93 [<60] 23-114 <93 [<60]

Текущ. обводненность, %

Приемистость скважин

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие приме нение метода

Минерализация пластовой воды Пресная

Давление, МПа

Примечание

Параметр Критерии скрининга для разработки с закачкой щелочей, ПАВ, полимеров (ASP)

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи ASP (Taber и др.) ASP (Aladasani и др.) Альварадо (PRIze) ASP (AMEOR)

Тип коллектора Песчаник Песчаник Песчаник Песчаник

Глубина залегания пласта, м <2743 [<990] 830-1189 [2743] <2743 [<990]

Проницаемость, мД >10[>450] [10] 596-1520 >10 [>450]

Пористость % 26-32

Степень неоднородности

Глинистость/карбонатность, % <5 <5

Толщина пласта, м Нет огр. Нет огр. Нет огр.

Плотность нефти, кг/мЗ <934 [<850] 850-934 [855-916] >850 <934 [<850]

Вязкость нефти, сП <35 [<13] 11-6500 <150 <150 [35]

Состав нефти Легкие комп. Высокий % от С2 до С7

Нефтенасыщенность >35 [>53] [35] 68-74.8 35 >35 [>53]

Температура пласта, °С <93 [<27] 27-93 [48-70] <70 27-93 [48-70]

Текущ. обводненность, %

Приемистость скважин

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие приме нение метода

Минерализация пластовой воды <35000 ч/млн

Давление, МПа

Примечание

Параметр Критерии скрининга для разработки с закачкой сшитых полимерных систем

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи СПС (Муслимое) УфаНИПИнефть Подымов СПС (AMEOR)

Тип коллектора Песчаник/карбонат Песчан и к/карбонат

Глубина залегания пласта, м НЗ НЗ

Проницаемость, мД >5 >5 200-800 >200

Пористость %

Степень неоднородности резко неоднород. резко неоднород.

Гл и н истость/карбонатность,% <20 <20 1-2 <20 [10]

Толщина пласта, м >3 >3 5-15 >5

Плотность нефти, кг/мЗ -

Вязкость нефти, сП 10-150 10-150 [20-140]

Состав нефти

Нефтенасыщенность >25 [30]

Температура пласта, °С <75 [70] <75 [70]

Текущ. обводненность, % 60-80 60-80

Приемистость скважин 200-600 >200

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие применение метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа

Примечание

Параметр Критерии скрининга для разработки с закачкой полимер-дисперсных и гелевых систем V

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица 1 применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи ПДС и ГС (Муслимое) УфаНИПИнефть Подымов (ПДС) ПДС и ГС (AMEOR)

Тип коллектора Песчаник Песчаник

Глубина залегания пласта, м <2000 <2000 [1800]

Проницаемость, мД >150 200-1000 >150 [200]

Пористость %

Степень неоднородности выс. послойная и зональная неоднор. выс. послойная и зональная неоднор.

Гл и н истость/карбонатность,% <20 1-2 <20 [10]

Толщина пласта, м >3 5-20 >5

Плотность нефти, кг/мЗ

Вязкость нефти, сП

Состав нефти

Нефтенасыщенность >25 [30]

Температура пласта, °С <80 <80 [70]

Текущ. обводненность, % >70 90-96 >90

Приемистость скважин 250 мЗ/сут 200-800 250 мЗ/сут

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие приме нение метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа

Примечание

Параметр Критерии скрининга для разработки с закачкой вязкоупругих систем

Автор 1 Автор 2 Автор 3 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи ВУС (Муслимое) УфаНИПИ нефть Подымов ВУС (АМЕОК)

Тип коллектора Песчаник/карбонат Песчаник/карбонат

Глубина залегания пласта, м Огр. по температуре Огр. по температуре

Проницаемость, мД 100-800 200-700

Пористость %

Степень неоднородности выс. неод. с налич. невыраб. нефтян. зон выс. неод. с налич. невыраб. нефтян. зон

Глинистость/карбонатность,% <20 <20 [10]

Толщина пласта, м >3 3-10 >3

Плотность нефти, кг/мЗ

Вязкость нефти, сП >20 >20

Состав нефти

Нефтенасыщенность >25 [30]

Температура пласта, °С 20-90 20-90 [30-80]

Текущ. обводненность, % 50-90 70-95 70-90

Приемистость скважин >30 мЗ/сут >30 мЗ/сут

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода на поздней стадии разработки на поздней стадии разработки

Факторы, осложняющие приме нение метода

Минерализация пластовой воды Нет огр.

Давление, МПа

Примечание

Параметр Критерии скрининга для разработки с закачкой ПГС "Темпоскрин"

Автор 1 Автор 2 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи Темпоскрин (Каушанский) Подымав Темпоскрин (AMEOR)

Тип коллектора Песчаник Песчаник

Глубина залегания пласта, м

Проницаемость, мД 100-5000 200-800 100-5000 [200-800]

Пористость % >16 >16

Степень неоднородности неоднород. неоднород.

Глинистость/карбонатность,% 1-2

Толщина пласта, м >3 5-15 >5

Плотность нефти, кг/мЗ

Вязкость нефти, сП

Состав нефти

Нефтенасыщенность

Температура пласта, °С <85 <85 [75]

Текущ. обводненность, % 40-98 50-80 50-80

Приемистость скважин 100-500 >100

Сод. АС В

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие приме нение метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа

Примечание

Таблица 16 - Критерии скрининга для разработки с циклической закачкой

Параметр Критерии скрининга для разработки циклической закачкой

Автор 1 Автор 2 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи Цикл. Закачка (Муслимое) УфаНИПИнефть Цикл. Закачка (AMEOR)

Тип коллектора Песчаник/карбонат Песчаник/карбонат

Глубина залегания пласта, м НЗ НЗ

Проницаемость, мД >10 п [>30 к] 50-600 >10 п [>30 к]

Пористость % >12.5 п [>8 к] >12.5 п [>8 к]

Степень неоднородности неоднородн., трещиноват. повыш.послойн. прониц. неодн-ть неоднородн., трещиноват.

Гл и н истость/карбонатность,% <5 <5

Толщина пласта, м >1 >1

Плотность нефти, кг/мЗ

Вязкость нефти, сП <150 [10-30] <90 <150 [10-30]

Состав нефти

Нефтенасыщенность >55 >45 [55]

Температура пласта, °С НЗ НЗ

Текущ. обводненность, % НЗ НЗ

Приемистость скважин

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие применение метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа НЗ НЗ

Примечание

Таблица 17 - Критерии скрининга для разработки с форсированным отбором жидкости

Параметр Критерии скрининга для разработки с форсированным отбором жидкости

Автор 1 Программа "Матрица применимости"

Метод увеличения нефтеотдачи ФОЖ (Муслимое) ФОЖ (АМЕОК)

Тип коллектора Песчаник Песчаник

Глубина залегания пласта, м НЗ НЗ

Проницаемость, мД >100 >100

Пористость % >18 >18

Степень неоднородности

Глинистость/карбонатность,% <20 <10

Толщина пласта, м

Плотность нефти, кг/мЗ

Вязкость нефти, сП <60 <60

Состав нефти

Нефтенасыщенность 20 > 20 [25]

Температура пласта, °С

Текущ. обводненность, % >95 >95

Приемистость скважин

Сод.АСВ

Факторы, благоприят для провед метода

Факторы, осложняющие применение метода

Минерализация пластовой воды

Давление, МПа

Примечание