Разработка метода локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Баталов Дмитрий Александрович

• Баталов Дмитрий Александрович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Баталов Дмитрий Александрович

Введение

1 ОБЗОР ИЗВЕСТНЫХ МЕТОДОВ ПОИСКА ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

1.1 Анализ эффективности методов прямых замеров и их использования для определения местоположения остаточных запасов нефти и водонефтяных контактов

1.2 Интерпретационные методы поиска распределения нефтенасыщенности

1.3. Косвенные методы идентификации распределения нефтенасыщености. 29 Выводы по разделу

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПОЛЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

2.1. Общие проблемы теории фильтрации при совместном движении двух флюидов

2.2. Теоретические предпосылки восстановления распределения насыщенности по данным о режимах скважин в стационарной постановке

2.3. Метод дополнения опорных точек на основе решения обратной задачи нестационарной гидродинамики

2.4. Оптимальные методы интерполяции и аппроксимации для построения полей насыщенности

2.5. Алгоритм построения полей нефтенасыщенности

Выводы по разделу

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВОПРОСОВ ПРИМЕНИМОСТИ МЕТОДИКИ ЛОКАЛИЗАЦИИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

3.1. Анализ применимости разработанного алгоритма в условиях гидродинамического моделирования

3.2. Обработка данных гидродинамической модели разработанным методом

3.3. Испытание разработанного метода на промысловых данных

Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка метода локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки»

Введение

Степень выработанности неоднородных по проницаемости пластов нефтяных месторождений в значительной степени будет определяться размерами застойных (не охваченных процессами фильтрации) зон, их взаимным расположением. Численные методы, реализованные в известных программных продуктах, применимые для построения карт остаточных запасов требуют расчета адаптированной на историю разработки геолого-гидродинамической модели. При этом не учитывается реальное направление движения фильтрационных потоков из-за пространственной неоднородности пласта. Известно, что решение обратной задачи подземной гидродинамики, позволяет находить величины, характеризующие процессы фильтрации: проницаемость, упругоемкость, пьезопроводность и др. на основе известных фактических динамик дебитов и давлений. Поиск множества неизвестных параметров при минимизации суммарных расхождений между теоретическими (расчетными) и фактическими изменениями параметров фильтрации (дебиты или давления) основывается на решении задач нелинейного программирования. Применение этого подхода при разработке метода локализации остаточных запасов нефти на основе исследования обратных задач подземной гидродинамики позволит обеспечить выработку запасов нефтяных месторождений в соответствие с проектным документом.

Степень разработанности темы исследования

Проблемам определения расположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, поиск остаточных запасов и обоснование применения технологи вовлечение этих зон в процесс разработки посвящены работы многих отечественных и зарубежных специалистов: Крылова А.П., Абасова М.Т., Батурина Ю.Е., Боксермана А.А., Басниева К.С., Баишева Б.Т., Борисова Ю.П., Вахитова Г.Г., Горбунова А.Г., Гавуры В.Е., Гаттенбергера Ю.П., Давыдова А.В., Желтова Ю.В., Жданова С.А., Закирова С.Н., Леви Б.И., Максутова Р.А., Максимова М.М., Мирзаджанзаде А.Х., Муслимова Р.Х., Малютиной Г.С., Маслянцева Ю.В., Михайлова Н.Н., Николаевского В.Н., Розенберга М.Д., Сургучева М.Л., Сазонова Б.Ф., Степановой Г.С., Стрижова

И.Н., Симкина Э.М., Фурсова А.Я., Чижовой В.А., Цынковой О.Э., Черницкого А.В., Шахвердиева А.Х., Шавалиева А.М., Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н., Щелкачева В.П., Юрьева А. Н. и других.

В работах Амелина И.Д., Абызаева И.И., Бадьянов В.А., Камбарова Г.С. Меведского Р.И., Лысенко В.Д., Ревенко В.М., Севастьянова А.А. и других предложены различные зависимости, связывающие промысловое показатели разработки с выработкой запасов и определением зон их локализации.

Однако, имеющийся значительный объем работ в рассматриваемой области исследований не позволяют учесть особенности геологического строения объектов разработки и фактические режимы работы добывающих и нагнетательных скважин при поиске невыработанных участков залежей. В этой связи разработка методов локализации остаточных запасов, учитывающего максимальное количество факторов, остается актуальной задачей.

Цель работы - обеспечение проектной выработки запасов нефтяных месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации, путем разработки метода локализации слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей на основе решения прикладных задач подземной гидромеханики.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий нефть, разработка которого ведется с заводнением; предметом - процесс образования и вытеснения остаточных запасов нефти.

Основные задачи исследования

1. Анализ известных прямых и косвенных методов исследования продуктивных пластов на предмет нахождения расположения остаточных запасов нефти.

2. Теоретическая оценка возможности поиска полей нефтенасыщенности в неоднородном продуктивном пласте посредством решения обратной задачи подземной гидромеханики, базирующейся на режимах работы скважин и геометрии вскрытия ими продуктивных пластов.

3. Апробация разработанного метода на гидродинамическом симуляторе и промысловых данных пласта БС10 Савуйского месторождения.

Научная новизна выполненной работы

1. Впервые разработан и теоретически обоснован математический метод поиска полей нефтенасыщенности на основе топологической схемы интерференции скважин посредством анализа их режимов в системе вода-нефть.

2. Доказано, что разработанный метод позволяет достичь приемлемую точность (выше 75 %) при условии накопления промыслового опыта процесса разработки более 46 % от предельного времени или 82 % от конечного коэффициента извлечения нефти.

Теоретическая значимость работы

1. Изложены элементы теории подземной гидромеханики в области решения её обратных задач для определения зон локализации остаточных запасов.

2. Изучены факторы, оказывающие влияние на процесс формирования участков продуктивного пласта, не вовлеченных в процесс разработки и причинно-следственные связи между динамикой технологических показателей работы добывающих и нагнетательных скважин и формированием областей дренирования продуктивных пластов.

3. Проведена модернизация существующих математических моделей поиска экстремума п-мерной функции для решения обратной задачи гидромеханики.

Практическая значимость работы

1. Метод построения полей остаточной нефтенасыщенности на основе решения обратной задачи гидромеханики и метод аппроксимации для вычисления поверхностей, отражающих распределение нефтенасыщенности на конец исследуемого периода разработки пласта применяются при проектировании ГТМ в ОАО «Сургутнефтегаз».

2. С применением указанных методов обосновано строительство и эксплуатация боковых стволов на 4 скважинах, использование на 30 скважинах химических методы увеличения нефтеотдачи, различных комбинаций гидродинамических методов по изменению фильтрационных потоков с поочередной остановкой нагнетательных и добывающих скважин для пласта БС10 Савуйского месторождения. Это обеспечило по состоянию на 01.01.2015 г. дополнительную добычу нефти 5 тыс.т.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные эксперименты, промысловые эксперименты; использованы современные средства гидродинамического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Метод, основанный на поиске минимума целевой п-мерной функции относительных фазовых проницаемостей в зонах между скважинами, построенных в виде топологической схемы, включающей источники и приемники гидравлического импульса раздельно по каждой фазе.

2. Метод аппроксимации поверхностей нефтенасыщенности, основанный на отборе точек границами допуска и функции Бакли-Леверетта в качестве базовой для интерполяции.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Степень достоверности результатов работы

Теоретическая база построена на проверяемых промысловых данных, фактах и согласуется с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Основная идея базируется на решении прямых и обратных задач гидромеханики для достоверной локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки и основана на интерпретации физического процесса передачи импульса давления между скважинами раздельно по каждой из фаз (нефти и воде) в связи с различными пьезопроводностями. При подготовке данных использовались сравнения авторских результатов и данных промысловой практики, а также полученных ранее по рассматриваемой тематике. Установлено совпадение результатов исследования с результатами, представленными в независимых источниках по распространению импульсов давлений и интерференции скважин. В работе применены современные методы обработки исходной информации, представлены результаты вычислительных экспериментов по определению межскважинной корреляции раздельно по каждой из фаз (нефти и воде) и локализации остаточных запасов нефти в межскважинном пространстве.

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: докладывались на ХХУ1-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» в 2006 г; ХХУП-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007 г.; УП-й конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры в 2007 г.; ХХУШ-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» в 2008г; ХХХШ-й научно-техническая конференции молодых ученых и специалистов ОАО "Сургутнефтегаз", 2013 г.; ХХХ1У научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ОАО

"Сургутнефтегаз" в 2014 г.; Х1У конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры в 2014 г.

1 ОБЗОР ИЗВЕСТНЫХ МЕТОДОВ ПОИСКА ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Совершенствование методов определения расположения

слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, поиск остаточных запасов, а также разработка технологий по вовлечению данных зон в эффективную разработку является одной из самых актуальнейших задач нефтяной науки и инженерии на стадиях реализации проектных решений и проектирования разработки нефтяных месторождений. Решению данных проблем и многих других, связанных с ними задач разработки нефтяных месторождений посвящены многие работы известных Российских и зарубежных ученых Степановой Г.С., Крылова А.П.[26], Боксермана А.А.[29], Басниева К.С.[4], Баишева Б.Т.[22], Жданова С.А.,Борисова Ю.П.[23], Вахитова Г.Г.[5], Мирзаджанзаде А.Х., Сургучева М.Л.[5], Горбунова А.Г.[8], Леви Б.И., Гавуры В.Е.[37], Желтова Ю.В.[10], Гаттенбергера Ю.П., Давыдова А.В.[3], Зайдель Я.М., Кондрушкина Ю.М., Николаевского В.Н.[26], Щелкачева В.П., Малофеева Г.Е., Лысенко В.Д.[13], Закирова С.Н.[55], Лебединца Н.П.[33], Максимова М.М.[4], Стрижова И.Н., Муслимова Р.Х.[38], Маслянцева Ю.В., Мартоса В.Н.[14], Абасова М.Т., Мищенко И.Т., Огаиджанянца В.Г., Плотникова А.А., Розенберга М.Д., Максутова Р.А., Сазонова Б.Ф.[37], Симкина Э.М., Фазлыева Р.Т., Фурсова А.Я.[18], Чижовой В.А., Цынковой О.Э.[39], Черницкого А.В., Шавалиева А.М., Малютиной Г.С., Шалимова Б.В., Шарбатовой И.Н., Юрьева А. Н., Шахвердиева А.Х. и других.

Для анализа и оценки эффективности применения различного рода технологий исследований, предназначенных для выявления остаточной (к текущему моменту - стадии разработки) нефтенасыщенности, в данном разделе был проведен краткий обзор этих методов и методов косвенно (т.е. влияющих на результаты применения базовых методов) связанных с ними.

Так как основным объектом исследования является месторождение нефти, на котором реализована система заводнения, а предметом является

метод построения карты остаточной нефтенасыщенности нефтяного месторождения, в данной работе рассматриваются все виды исследования, позволяющие снизить неопределенности в локализации нефтенасыщенных зон.

Анализ выработки запасов нефти, основные методы оценки и локализации остаточных запасов некоторым образом разобщены друг от друга и предлагают зачастую принципиально разные методологические подходы [14].

Эффективность систем разработки нефтяных месторождений при использовании заводнения во многом определяется полнотой энергетического действия на промышленные запасы нефти и характером процесса вытеснения: на ранних этапах - поршневое вытеснение; на поздних - струйное вытеснение. Последнее вызывает зачастую формирование зон с высокой нефтенасыщенностью, которые остаются неподвижными длительной время[45].

Определение типа вытеснения критически влияет, как на темпы добычи нефти, так и на полноту ее извлечения [12, 25, 35].

Полнота выработки продуктивных пластов в условиях заводнения наиболее сильно зависит от коэффициента охвата продуктивного объекта разработки, как стратиграфически, так и по вертикали, что в том числе зависит от свойств продвижения вытесняющего агента [46] и интерференционной неоднородностью между нагнетательными [86] и добывающими скважинами [57]. В связи с этим особое внимание в геолого-промысловой аналитике следует уделять проблемам «охвата пластов» (относительный объем движущихся запасов в область дренирования от области нагнетания) воздействием и особенностям движения флюидов по продуктивным пластам

Из геолого-физических (ГФ) факторов, оказывающих влияние на процесс выработки запасов нефти, следует выделить фильтрационные свойства продуктивных коллекторов, характер анизотропности, реологические свойства, физические и химические параметры насыщающих пласты и закачиваемых в них флюидов.

Основными технологическими факторами, влияющими на характеристики заводнения и в конечном счете на нефтеотдачу пластов являются: свойства и геометрия сеток добывающих скважин[5], топология системы поддержания пластового давления, темп дренирования и нагнетания, технология отбора и нагнетания воды, гидродинамическая обстановка, меняющаяся при разработке гидродинамических связанных пластов, и характер вскрытия продуктивных пластов скважинами.

Установить текущее расположение водонефтяного контакта (ВНК), а также внешнего и внутреннего ВНК и промытую область пласта позволяет обработка данных, полученных при исследовании процесса выработки запасов залежи.

В настоящее время по мере развития способов контроля за разработкой нефтяных месторождении серьезно пополнились представления о характере движения водонефтяного контакта (ВНК). Известны 2-е формы такого движения:

- вертикальное движение ВНК;

- обводнение продукции нефтяной залежи вдоль слоев.

В процессе системного совместного взаимодействия множества факторов ВНК в процессе движения по объему пласта принимает сложную геометрическую форму, вплоть до фрактальной[84].

1.1 Анализ эффективности методов прямых замеров и их использования для определения местоположения остаточных запасов нефти и водонефтяных контактов

К прямым методам контроля за движением запасов нефти относятся замеры режимов работы скважины, в основном динамика обводненности и геофизические методы исследования скважин.

Анализ кривых обводнения к сожалению позволяет весьмя поверхностно оценить расположение запасов нефти, так как относится к зоне

пласта вокруг продуктивного забоя не более 6-12 м. Рост обводненности может быть вызван, например, прорывом воды из подстилающего водоносного горизонта в виде «конуса» или вследствие «кинжального обводнения», распространяющего стратиграфически.

Метод электрометрических изучений скважин при некоторых природных ГФ факторах[83] позволяет на произвольной стадии выработки запасов нефти с небольшой погрешностью определять расположение ВНК и выделить в разрезе пласта нефтенасыщенные и водонасыщенные, а также заводненные интервалы по различию их электросопротивлений. Однако, это все же относится к зоне пласта непосредственно, прилегающей к стволу скважины.

Для залежей нефти, находящихся на заключительной стадии разработки, электрометрические исследования применяются для определения текущего положения ВНК и зон локализации остаточных нефтенасыщенных и обводненных толщин пласта. Практика применения этого метода на поздней стадии разработки нефтяных пластов, показывает, что электрометрические исследования возможно эффективно проводить только на новых - вновь пробуренных: необсаженных эксплуатационной колонной скважинах.

В связи с этим основная информация, по данному методу поступает по новым соседним скважинам в период разбуривания залежей эксплуатационными скважинами. Как следствие получаемые данные электрометрии характеризуют только начальное состояние геологических запасов.

На поздней стадии разработки залежей бурение новых скважин обычно проводится в малых количествах в оставшейся нефтенасыщенной зоне или вообще чаще всего не проводится. При этом самой целью бурения новых скважин на поздней стадии разработки являются как раз зоны локализации остаточных запасов, расположение которых неизвестно.

Поэтому данные о текущем ВНК по электрометрии могут быть получены только в редчайших случаях.

При разработке множества пластов возникают условия, резко снижающие эффективность электрометрических исследований для изучения текущего распределения запасов нефти: в условиях внутриконтурного заводнения при замещении вытесненной нефти пресной водой становится невозможным по электрометрии выделить остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщину пластов из-за незначительного отличия их по электросопротивлению.

В последние годы был разработан способ проведения электрометрических исследований в обсаженных скважинах, но только, если участок стенок скважины напротив продуктивного забоя выполнен из стеклопластиковой трубы.

Методы радиометрических исследований разработанные и внедренные на практике значительно позднее методов электрометрии, поэтому по сравнению с последними имеют целый ряд преимуществ. Одно из важнейших из них заключается в том, что радиометрические исследования могут использоваться в обсаженных металлической колонной скважинах и позволяют повторять многократные исследования нефтяных пластов.

Разумеется, это также является важным инструментом контроля за движением ВНК и идентификации выработки запасов нефти во времени по латерали.

В промысловом опыте отразилось широкое применение некоторые варианты радиометрических исследований скважин:

1) нейтронно-гамма-метод (НГМ);

2) нейтрон-нейтронный метод (ННМ);

3) импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ);

4) импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ).

Физические основы радиометрических методов, методики проведения

исследований и интерпретация получаемых результатов изложены в специальных работах[85], посвященных этому виду исследований. В ГФ условиях, которые наиболее благоприятны с помощью

радиометрических методов можно определить текущее расположение ВНК и значения остаточной нефтенасыщенной и обводненной, толщин пластов в разные стадии разработки.

Недостатки таких методов аналогичны всем геофизическим методам -ничтожный радиус зоны информативности вокруг ствола скважины.

Достаточно точные результаты данных исследований имеют место при вытеснении нефти водой с высокой минерализации. При этом исследуются пласты, не вскрытых перфорацией.

Во вскрытых перфорацией пластах при отмывании нефти пресной водой презентативность радиометрических исследований также снижается, что тоже ограничивает применение данного метода.

Тем не менее, при закачке в пласт порции флюидов с отличной от пластовых вод минерализацией, или нагнетании «меченых жидкостей» может существенно увеличить точность таких методов, прослеживая процесс их проникновения и распространения по пласту. Правда, это повышает стоимость проведения исследования, так как количество «меченных жидкостей» может дойти до десятков тысяч тонн.

Для этих же условий возможно использование диэлектрического каротажа. Он позволяет выделить участки пластов, заводняемые пресной водой.

В основном на многопластовых месторождениях методы радиометрии широко применяются для контроля за подъемом ВНК по верхним объектам, где сетки неперфорированных скважин, пробуренных на нижележащие горизонты существуют.

Широко-полосный акустический и углерод-кислородный методы для выявления текущей нефтенасыщенности и местоположения ВНК применяются в гораздо меньшем объеме.

1.2 Интерпретационные методы поиска распределения нефтенасыщенности

Существует ряд методов, опирающихся на некоторые прямые замеры и теоретические предпосылки. По-сути, они являются средними между прямыми и косвенными методами исследования полей нефтенасыщенности их можно назвать «интерпретационными».

Интерпретационные методы. В процессе разработки или малом количестве геофизических исследований или при отсутствии геофизических данных о движении ВНК приходится использовать интерпретационные методы исследования движения ВНК. Они основаны на информации по обводнению эксплуатационных скважин. Обычно рекомендуется применять нижеследующие методы контроля за движением ВНК в процессе разработки.

а) Метод поиска страрта обводнения эксплуатационных скважин

В момент начала обводнения забоя расположение ВНК принимается на абсолютной отметке нижней границы перфорации. Применение метода возможно только при условии отсутствия процесса образования конусов воды и постепенного подъема ВНК.

б) Метод выявления текущего расположения ВНК по степени обводненности скважин

Для любой продуктивной залежи нефти по мере ее вытеснения водой из коллекторов необходимо определять величину относительной фазовой проницаемости (ОФП) для воды в промытой зоне пласта. Когда таких

исследований нет, следует принимать насыщенность с учетом следующих соображений:

по данным исследований, проведенных для условий различных пластов, ОФП изменяется от 0.1 до 0.6 (опыт выявления величины обводненной части залежей с терригенными и карбонатными пластами показал, что ее можно принимать равным 0.6 Д.А.Эфрос ВНИИ).

Обязательным требованием является начало обводнения нефтяного пласта начиная с подошвы. Т.е. для многопластовых месторождений с гидродинамически изолированными пластами и эксплуатируемыми одной скважиной, интерпретационные методы не применимы.

Однако сама идея в подходе к определению насыщенности по-видимому является верной, с той лишь, разницей, что неплохо было бы учитывать постоянно изменяющийся режим работы скважин для получения промежуточных значений ОФП, которые впоследствии можно пересчитывать в насыщенности.

В случае, если по залежи есть хотя бы небольшое количество геофизических исследований ВНК в процессе разработки, то достаточно сравнить данные геофизики и расчетные данные по предложенным интерпретационным методам контроля. Однако способ сравнения не даст количественной оценки нефтенасыщенности.

Как явствует из вышесказанного, интерпретационные методы демонстрируют, как правило, завышенную величину обводненной толщины пласта, так как есть возможность в расчетные данные вносить поправки (приписывая), находимые для сравнения геофизических и расчетных данных.

Интерпретационные методы выявления текущего расположения ВНК применяются для нахождения линии (ий) идеального продвижения ВНК или карты поверхности ВНК. Эти методы являются основными для построения карт текущей или остаточной нефтенасыщенности на выбранный момент анализа.

Здесь также прослеживается недостаток, выраженный в невозможности использовании такого подхода при внутриконтурном заводнении. Также его нельзя применять в условиях проявлений капиллярных и гравитационных сил на месторождениях с высоким коэффициентом анизотропии.

Довольно часто, если геофизических данных о передвижении ВНК в процессе разработки нет или их недостаточно, приходится использовать интерпретационные методы исследования движения водонефтяного контакта,

опирающиеся на данные обводнения добывающих скважин. Метод выявления начала обводнения продукции основывается на том, что при обводнении добывающей скважины расположение ВНК привязывается к абсолютной отметке нижнего интервала перфорации. Для данного метода обязательным требованием является постепенное обводнение пласта, начиная с подошвы и дальнейший подъем водонефтяного контакта. Дополнительное требование -это отсутствие процессов образования «конусов».

По методу выявления текущего расположения контакта воды и нефти по величине обводненности скважин. Охват обводнением по вертикали пласта можно вычислить по следующей формуле:

Н =---(1 1)

^(1 -1) + /в 1 " }

где Кв - проницаемость по воде (фазовая) в обводненной (промытой)

области пласта; /и0 = /ин /- отношение вязкости нефти к вязкости воды, ¡в -

процент воды в дебите жидкости, приведенном к пластовым условиям; Нзав -

толщина пласта (заводненная область эффективной толщины) вскрытая перфорацией, м; Н - перфорированная эффективная мощность пласта, м.

В этой методике величину Кв требуется определять для каждой залежи при вытеснении нефти водой при лабораторных исследованиях керна. Ежели таких исследований не велось, тогда согласно имеющемуся опыту выявления обводненной части залежей с терригенным и карбонатными пластами, величину Кв возможно предположить равным 0.6. Данное значение Кв

выявлено исследованиями Д.А. Эфроса (ВНИИНефть). Отметка текущего расположения ВНК.

Твнк = Тнд - Кв , (1.2)

где Тенк - абсолютная отметка текущего расположения ВНК;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Баталов Дмитрий Александрович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абасов М.Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извлекаемых запасов.- Изв.АН Азерб.ССР, Серия наук о земле, 1975, №1, -с. 514

2. Амелин И.Д. Учет влияния водонефтяных зон залежей нефти при водонапорном режиме / И.Д. Амелин, М.Н. Кочетов // Геология нефти и газа. -1982. - № 4. С. 4-8.

3. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П., Сафронов C.B., Минчева Р., Павлов К., Шимон III., Кун Т., Балик Я., Скалба В., Шурлей Я., Жидкович Д., Канович П. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. Москва, 1991.-151 с.

4. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика.-М: Недра, 1993,415 с.

5. Вахитов Г.Г., Сургучев М.Л. Анализ влияния плотности сетки на эффективность методов повышения нефтеотдачи.//Нефт.хоз. №12, 1984, - с. 34-38.

6. Гиматудинов Ш.К., Ширковскии А.И. Физика нефтяного и газового пласта Изд., Недра, 1982,311 с.

7. Гомзиков В К., Молотова H.A., Румянцева А.А. Исследования влияния основных геологических и технологических факторов на конечную нефтеотдачу пластов при водонапорном режиме - Тр ВНИИ, 1976, вып.58, - с 16-30.

8. Горбунов А.Т. Стратегия добычи нефти./Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практ. Конфер (г.Москва, ЦКР, 6-8 апр. 1999 г.), с. 136-142.

9. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. Изд.Недра, 1977 - 360 с.

11. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта Гостоптехиздат,

1956.

12. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. -М.:Недра, 1974 -191 с.

13. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений - М. Недра, 2003 - 638 с.

14. Мартос В.Н., Куренков А.И., Ключарев B.C., Коваленко К.И. Влияние геологических и технологических факторов на коэффициент нефтеотдачи, Геология нефти и газа, №4,1982, - с.1 - 4.

15. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде.

16. Маскет М. Физические основы технологии нефтедобычи. - М.: Гостоптехиздат, 1953, - 606 с

17. Методическое руководство по определению влияния геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов - М.. ВНИИнефть, 1990 -101 с.

18. Фурсов А.Я., Медведев А.Я. Геотехнология в разработке газонефтяных залежей - Москва Недра, 1995

19. Фурсов А.Я. , Халимов Э.М. Управление запасами нефти - Москва Недра, 1991, - 284 с.

20. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами//Автореферат диссертации доктора технических наук, ВНИИнефть, Москва, 1996, - 48 с.

21. Сургучев M.JI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений // -М, изд-во «Недра», 1968.

22. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений // -М: изд-во "НЕДРА", 1978.

23. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Войнов О.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородностей// -М, изд-во "НЕДРА", 1976.

24. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений // - М, изд-во «Недра», 2000.

25. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении // М, изд-во "НЕДРА", 1974.

26. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И. А. Научные основы разработки // -М, 1947.

27. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // В кн.: «Опыт разработки нефтяных месторождений» // -М, изд-во «Гостоптехиздат, 1957.

28. Сургучев М.Л. Об увеличении нефтеотдачи неоднородных пластов // Тр. ВНИИнефть -М, Гостоптехиздат, 1959.

29. Боксерман, A.A., Губанов А.И., Желтов Ю.П., Кочешков A.A., Оганджанянц В.Г., Сургучев М.Л. Способ разработки нефтяных месторождений// -М, 1967.

30. Абасов М.Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извлекаемых запасов. - Изв.АН Азерб.ССР, Серия наук о земле, 1975, №1, -с 5 -14

31. Абасов М.Т., Борисов Ю.П., Боксерман A.A. и др. Результаты и перспективы развития исследований в области методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи. Развитие и совершенствование систем разработки нефтяных месторождений // -М.: Наука, 1989. - с.15 -52

32. Абасов М.Т., Султанов Ч.А, Багаров Т.М. К прогнозированию величины конечной нефтеотдачи по геолого-физическим данным //Нефтегазовая геология и геофизика. - №5. М.:ВНИИОЭНГ. -1974 -С.21 -24.

33. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П., Сафронов C.B., Минчева Р., Павлов К., Шимон III., Кун Т., Балик Я., Скалба В., Шурлей Я., Жидкович Д., Канович П.: Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. Москва, 1991. -151 с.

34. Амелин И.Д, Сургучев М.Л., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. -М :Недра, 1994. -308 с.

35. Атанов Г.А., Боксерман A.A., Сургучев М.Л. Приближенная методика определения показателей заводнения нефтяных залежей при циклическом воздействии на пласты. - Тр. ВНИИнефть, вып.40, М., Недра, 1974, с. 195 -208.

36. Аширов К.Б., Боргест Т.М., Анисимов П.А. О необходимости внедрения новых технологий разработки залежей углеводородов, Геол., геофиз. и разр. Нефт. Месторождений, №12, 1997, с 13 -17.

37. Базив В.Ф., Баишев Б.Т., Батурин Ю.Е., Гавура В.Е., Иоффе О.П., Коршунов А.Ю., Лисовский H.H., Подлапкин В.И, Сазонов Б.Ф., Свиридова JI.H., Фазлыев Р.Т., Юрьев А.Н., Яшин Ю.Н. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-110-01), ФГУ «Экспертнефтегаз», 2001 г.

38. Базив В.Ф., Лисовский Н.Н., Мальцев С.А., Муслимов Р.Х., Устинов С.К. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН./Тр. Научно-практической конференции. Казань, Изд.Новое Знание, 1998, с.37 -62.

39. Баишев Б.Т., Цынкова О.Э. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. - Москва: Недра, 1993

40. Баишев Б.Т., Цынкова О.Э., Шовринский Г.Ю. Экспресс-методы оценки технологических показателей разработки нефтяных месторождений за рубежом - Москва: ВНИИОЭНГ, 1985 - с. 56

41. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М: Недра, 1993,415 с.

42. Бланк Г.И., Черномордиков M.3., Мартиросова Э.А. Предварительный анализ коэффициентов нефтеотдачи по промысловым данным месторождений Азербайджанской ССР, приуроченных к продуктивной толще // Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 86 -91.

43. Боксерман А.А., Желтов Ю.П., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Экспериментальное изучение капиллярного удержания воды в пористых средах при упруго-капиллярном режиме. - В кн. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Труды ВНИИнефть, вып. 50, М., Недра, 1967, с. 94 -101.

44. Бочаров В.А., Сургучев М.Л. Исследование влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения. - НГС по добыче нефти. М., Недра, 1974, № 49.

45. Мосунов Александр Юрьевич. Диссертация кандидата геолого-минералогических наук. Методика обнаружения техногенных залежей нефти по геофизическим и геолого-промысловым данным на примере пласта БВ7 Самотлорского месторождения. 2003. 188 с.

46. Барышников Николай Александрович. диссертация кандидата физико-математических наук. Двухфазные струйные течения в пористых средах. 2014 г. 129 с.

47. Григорьев Сергей Николаевич. Диссертация кандидата технических наук. Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. 1998 г. 112 с.

49. В.Ю. Морозов, А.В. Стрекалов. Влияние нестационарных процессов на закономерности фильтрации в пористых средах. Электронный журнал. Нефтегазовое дело, 2010. http://www.ogbus.ru/authors/Strekalov/Strekalov_2.pdf.

50. Грачева С.К., Стрекалов А.В., Ярославцев К.В.Теоретические основы гидродинамической модели конечных элементов в условиях образования неортогональных трещин. Известия высших учебных заведений «Нефть и Газ» 2/2012. С 65-70.

51. Грачева С.К., Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Моделирование образования сети трещин. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело».

-2013. - №2. -С. 168 -183. http://www.ogbus.ги сийкогн Отаскел>а$>К / Отаскел>а$>К _1.pdf

52. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. — М.: Недра, 1984. - 232 с.

53. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Недра, 1997. — 397 с.

54. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г., Попов С.Н., Назаров А.Ю., Матяшов СВ. Численное моделирование индикаторных диаграмм скважин для коллектора трещинно-порового типа // Нефт. хоз., № 6, 2003, с. 62-65.

55. Дмитриевский А.Н., Закиров С.Н., Шандрыгин А.Н. Вытеснение газа водой из трещиновато-пористых коллекторов // ДАН СССР, т. 310, № 6, 1990

56. Боксерман А.А., Желтов Ю.П., Кочешков А.А. О движении несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористой среде // ДАН СССР, т. 155, № 6, 1964, с. 1282-1285.

57. Абдуллин Ф.С., Тарко Я.Б. Влияние трещиноватости продуктивных пластов на заводнение месторождения Узень // Нефтяное хозяйство, № 8, 1980, с. 39-43.

58. Грачева С.К. Повышение эффективности системы заводнения нефтяных месторождений в условиях техногенного трещинообразования и гидродинамической структурной неоднородности. Диссертация на соискание кандидата технических наук. 2013 г. 270 с.

59. Свидетельство № 2002611864 о регистрации программы для ЭВМ. Комплекс универсального моделирования технических гидравлических систем поддержания пластового давления (Hydra'Sym). М. 2002.

60. Стрекалов А.В., Е.Н. Шевелев. Методы построения геологических моделей на основе интерполяции геофизических данных. Сборник научных трудов региональной научно-практической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. Вып. 2: «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири».. 2006.с 142-163.

61.Гончаров В. Л., Теория интерполирования и приближения функций, 2 изд., М., 1954;

62. Данилов В. Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вы-

теснения жидкостей в пористой среде. — Изд. Недра, 1980. — 264 с.

63. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. Обобщенный закон Дарси. Фазовые и относительные проницаемости для фильтрационных течений в анизотропных пористых средах / Сб. Моделирование процессов фильтрации и разработки нефтяных месторождений. Казань, 1992.

64. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. Обзорная инф. Изд. ВНИИОЭНГ, 1988, 56 с.

65. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — 140 с.

66. Стрекалов А.В., А.Т. Хусаинов . Математическое моделирование процессов нефтедобычи на основе нейронных сетей. Типография БИК при ТГНГУ. 2013.Тюмень. C. 163.

67. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень, 2007. ОАО Тюменский дом печати. 664 с.

68. Стрекалов А.В. Грачев С.И. Программный комплекс гидродинамического моделирования природных и технических систем "Немезида Гидрасим 2014" (Nemesis Hydrasym 2014). Свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ №2014614505. Заявка №2014612343. Дата гос.регистрации 28 апреля 2014.

69. А.В. Стрекалов, В.Ю. Морозов. Модель нестационарных процессов в гидравлических системах сетевой структуры. Нефтяное хозяйство. № 8/2010. С 107-109.

70. Пуртова И.П. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима. Диссертация кандидата технических наук. 2007 г. 185 с.

71. Стрекалов А.В., Пуртова И.П., Савастьин М.Ю. Анализ и интерпретация динамики режимов работы скважин. М., ВНИИОЭНГ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6/2007. С 34-36.

72. С.К. Грачева, А.В. Стрекалов. Влияние неустановившегося изменения фильтрационно-емкостных свойств на режимы эксплуатации пластовой системы. Нефтяное хозяйство, 1/2009. С 67-70.

73. Баталов Д.А., Хусаинов А.Т. Методика прогнозирования доизвлечения остаточных запасов на водоплавающих нефтяных залежах находящихся на поздних стадиях (статья) Электр. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2013. -№2. -С. 161-167. URL: http://www.ogbus.ru/authors/ BatalovDA / BatalovDA _1.pdf Баталов Д.А. Хусаинов А.Т.

74. Баталов Д.А., Хусаинов А.Т. Технология интенсификации добычи нефти на водоплавающих залежах месторождений Западной Сибири (статья) Печ. Научно-технический журнал «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». -2013.-№4. -C.56-58 Баталов Д.А. Хусаинов А.Т.

75. Стрекалов А.В., Баталов Д.А., Хусаинов А.Т. Проблемы формирования геологических моделей (статья) Электр. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2014. -№1. -C. 65-93. URL: http://www.ogbus.ru/authors/BatalovDA/BatalovDA_2.pdf Стрекалов А.В. Баталов Д.А. Хусаинов А.Т.

76. Стрекалов А.В., Баталов Д.А. Общие проблемы теории фильтрации при совместном движении двух флюидов Электр. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2014. -№5. -C. 65-93. URL: http://www.ogbus.ru/authors/BatalovDA/BatalovDA_2.pdf Стрекалов А.В., Баталов Д.А.

77. Шайбаков Р. А. Использование нейросетевого аппарата для идентификации границ геологических объектов [Текст] / Р. А. Шайбаков // Технические науки: традиции и инновации: материалы междунар. науч. конф.

(г. Челябинск, январь 2012 г.). — Челябинск: Два комсомольца, 2012. — С. 811.

78. Шевченко Д.В., Назарова С.И. Цели и инструментарий адаптации гидродинамической модели месторождения по истории разработки. Конференция молодых ученых. Казань. 2010 г. с. 233-236.

79. Пятибратов Петр Вадимович. Диссертация кандидата технических наук. Методы адаптации гидродинамических моделей на основе моделирования околоскважинных зон. 2006 г. 128 с.

80. Стрекалов А.В. Численное моделирование гидросистем поддержания пластового давления // Материалы третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета: «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий». - Тюмень, 2002, с. 43-45.

81. Стрекалов А.В. Метод математического моделирования гидросистем поддержания пластового давления. - «Нефть и Газ» 5/2002, с. 70-80.

82. Стрекалов А.В. Системный анализ и моделирование гидросистем поддержания пластового давления. Тюмень, ИФ «Слово», 2002.

83. Иванников В.И. К вопросу миграции нефти в природных резервуарах / НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 1996. № 3.

84. Харитонов Виктор Иванович. Диссертация кандидат технических наук. Моделирование фрактальной структуры и геофлюидодинамики нефтегазовых залежей. 2000 г. 112 5.

85. Рыбаков Евгений Николаевич. Диссертация кандидата технических наук. Радиометрические исследования последствий подземных ядерных взрывов на Гежском месторождении нефти. 2006 г. 111 с.

86. Д.А.Баталов, А.А.Козлов, Д.В .Щелоков. Справочник по эксплуатации и обслуживанию скважин системы поддержания пластового давления. 1 Том. ОАО "Сургутнефтегаз", Издательство РИИЦ "Нефть Приобья", 2014 год.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Динамика режимов сквяжпиы

Рисунок П. 1 - Динамика режимов работы скважины 0024

Динамика режимов сквяжпиы

Рисунок П.2 - Динамика режимов работы скважины 0014

Дннамнка режимов скважинЫ

лл/

о> 1

4

—■— 1

8 § 8 я 3 % 3 с 5 3 й 1 5 N -7 з о

Рисунок П.3 - Динамика режимов работы скважины 0021

Дннамнка режимов сквяжпиы

Рисунок П.4 - Динамика режимов работы скважины 0020

Динамика режимов сквяжпиы

20.00 |

*

15.00

Р1.[М11а] <з» 0" -р 1

/ / уЛ< ч -ЛЛ

оГ лллалуГ^^Л ЛА ^лл Г

ч лл. ЛА лГ

8 8 1 § сч -т Рисуно к П.5 - 3 Динамик г а а режиме 5 8 5 п )в работы скважи = 88 8 8 8 Т О 00 ны 004

/Зкиямика режимов сквяжпиы

■5

и.оо

Р1.|МПа| - 05! 1

V Г ■ *ч

^Г!

ЛЛ/Г 1

8 я 3 ¡2 1 з Е 5 1 ! 1 г »

0.5

-0.5

-1

-1.5

-2.5

1 Г

1 4 7 1С > 13 16 19 22 25 28 ¡1 34 37 4С 43 16 49 52 55 58

L

го с ■L-S-----

t,cy

Q.

■a

dFф

dFT

Рисунок П.8 - Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 0 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

0.4

0.2

-0.2

-0.4

-0.6

-0.8

г Г т ~г 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ШГ 1

♦ Ж 1 Лк Ъ I 1 1 <М| 1 1 1

Г' 4 7 1С 13 16 19 22 25 28 f Н 34 37 40 м ■ ) 43 46 49 ¡52 55 58 % 1 ■ 1 X 1 г 1

1 1 \\ I TL

1 Н 1 1 Дч 1 \\ 1 тЧ 1 VL 1 vV

ш с ■ - 2 L 1 1 1 ^^ 1 1 1 _L

t,cyr

Q. ■с

dFф

dFT

0

0

-♦—аРф —■— dFT

Рисунок П.9- Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 2 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

-♦—арф -"—dFT

0.6

0.4

0.2

-0.2

-0.4

-0.6

t,cyr

Рисунок П.11 - Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 4 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

0.2 0.1 0 -0.1 -0.2 -0.3 -0.4 -0.5 -0.6 -0.7 -0.8

т 'dp i-1 г т т 1 1 1 1 1 ^A-frfr" -

1 1 1 I 1 1 1. J W 1 1 vf

14 7 l0 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 »jf i i # 49 52 55 58

t,cyr

Факт

dFT

0

-»-0Рф —■— dFT

Рисунок П.13 - Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 6 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

0.4 0.3 0.2 0.1 0 -0.1 -0.2 -0.3 -0.4 -0.5

оГ ■а Г г т

л

1 \ 7 1С ) 13 16 19 22 25 28 3 1 34 37 40 ) 43 46 49 52 55 58

1 1 1 1 1 1 1 1

t,cyr

-♦—dFф -"—dFT

—♦— dFф —■— dFT

Рисунок П.15- Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 8 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

ГС

-•-арф —■— dFT

Рисунок П.17- Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 10 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

ГС

Рисунок П.19- Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 12 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

0.25 -г-------1--------1--------1--------1--------1-------

0.2-1--------!--------!--------!--------!--------!-------

0.15

0.1

0.05

-0.05 -0.1 -0.15 -0.2

t,cyr

0

Рисунок П.21- Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 14 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

-♦—арф —■— dFT

Рисунок П.23- Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 16 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

3.5

2.5

/

3

2 ■

1.5 ■-

-♦-аРф -"—dFT

3.5 •

3 •

2.5

2 ■

-♦—dFф —■— dFT

Рисунок П.25 - Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 18 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

—♦— dFф -"—dFT

-♦—арф —■— dFT

Рисунок П.27 - Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 20 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

-♦—dFф -"—dFT

Рисунок П.29 - Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 22 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002)

■с

1 4

7 10 13 16 19¡22 25 28 31 34 37 40 43 46 49!52 55 58

t,cyr

0

-♦—аРф —■— dFT

Рисунок П.31 - Сопоставление расчетной и фактической кривой изменения забойного давления скважины 24 (период III) 180 сут от начала анализа

(10.08.2002) Факт, режимы с кв. 637 С 02.01.2009

и

iS, i

16.00

14.00

TV"- l

200.00 400.00 600.00 800.00 1000.00

t, [сут I

Рисунок П.32 - фактическая динамика режимов скважины БС10 Савуйского

месторождения

Факт, режимы скв.206 с 02.01.2009

200.00 400.00 600.00 800.00 1000.00

1, [сут]

Рисунок П.33 - фактическая динамика режимов скважины БС10 Савуйского

месторождения Аппрокс. факт, режимы скв.258 с 1.6.2011

1 1§>.00

н

■А '-1

Н СУ

16.00

14.00

12.00

10.00

8.00>

1 Рз, [V (Па]

/А/ пК. 1

Л 1-\г 1 Л А }

^рг 1 1/ ......- ЛР \ — . 1

Г

20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00,

К [сут]