Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки

4. ТЕРМИЧЕСКИЕ МУНОП

Тепловые МУН позволяют понизить вязкость нефти, увеличить её подвижность. Применение их эффективно на залежи высоковязкой нефти; нефти, обладающей неньютоновскими свойствами; залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином, коэффициент нефтеотдачи может возрасти до 50% и более. Различают теплофизические методы - закачка в пласт теплоносителей и термохимические - внутрипластовое горение.

4.1 Закачка в пласт теплоносителя

Механизм процесса. Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г (Э.Б.Чекалюк и др.), достигается при температуре 320-340 ⁰С и давлениях 16-22 МПа. Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного раствора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную в ней нефть. Насыщенный водяной пар как терморастворитель нефти действует во всей области его существования в интервале температур 100-370 ⁰С и давлений от атмосферного до 22 МПа. Пар обладает большой теплоемкостью - более 5000 кДж/кг - в 3-3,5 раза выше горячей воды при 230⁰С, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды и газа, изменение компонентного состава в результате термического крекинга при температурах выше 340-400⁰С, дистилляция пара и спонтанный переход воды в паровую фазу при низких давлениях. Кроме того, происходит и снижение поверхностного натяжения, изменение капиллярного давления, типа смачиваемости (гидрофобизация) коллектора. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50 %) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем - дистилляция нефти и изменение подвижностей (по 18-20 5) и в меньшей мере - расширение нефти и смачиваемость пласта.[18]

Коэффициент охвата для горячей воды выше, чем для пара. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5-0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает 0,3-0,35.

Технология воздействия и область применения Существует несколько модификаций технологии закачки теплоносителя:

- закачка горячей воды

- закачка геотермальных вод

- паротепловое воздействие

- пароциклическое воздействие

- термополимерное воздействие

Циклическое нагнетание пара осуществляют прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через нефтяные скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Механизм извлечения нефти характеризуется теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация. При нагнетании, пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои.[18]

Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки более 0,3-0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают её по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

Промышленные испытания. Промышленные испытания проводились В США, Венесуэле Канаде в нашей стране на месторождениях Оха, Ярегское, Кенкиякское и т.д. Опытно-промышленные работы проводились на Воядинском месторождении с 01.01.87г. Техсхемой предусматривалось уплотнение сетки с 13,9 до 7,6 га/скв и организация 18 очагов нагнетания теплоносителя. Объемы нагнетания теплоносителя составили в 1988 г 125 тыс. м³, возросли до 482 тыс.м³ в 1990 г. Накопленная закачка по объекту составила 8143,6 тыс м³, в т.ч. горячей 945,7 тыс м³. В южной части участка температура на забое составляет 50-100⁰С, в пласт поступает от 45 до 65 % подаваемого на устье скважины количества тепла. В северной части, характеризующейся ухудшенными коллекторскими свойствами пласта поступает от 15 до 30 % от подаваемого тепла.

В конце 1989 г добыча нефти снизилась при сохранении отборов жидкости за счет разного обводнения продукции скважин четвертого куста (с 59 до84% в течение 6 мес.) Дополнительная добыча за счет термо- и гидродинамического воздействия по характеристикам вытеснения за 3 года составила 253,1 тыс. т (с 1988 по 1990 г). Вследствие набухаемости глин эффективность метода оказалась низкой.

С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты глубиной залегания до 700-1500 м, с толщиной более 6 м, применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100-250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Чтобы получить пар насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг необходимо применение высококачественной чистой воды для парогенераторов - в воде должно содержаться менее 0,005 мг/т твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества, растворенный газ (особенно кислород, а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Осложнения при эксплуатации скважин возникающие при применении паротеплового воздействия связаны с выносом песка и набуханием глинистых частиц содержащихся в породе пласта. Поэтому данный метод не применяется в пластах с содержанием глин более 5-20 %.

Технология термополимерного воздействия (ТПВ) предусматривает закачку в пласт нагретого до температуры 60-80⁰С горячего полимерного раствора концентрацией 0,05-0,1%.

существуют также разновидности ТПВ:

- с добавлением полиэлектролита, способствующего замедлению возможной деструкции полимера и более глубокому проникновению в пласт;

- циклическое ТПВ, при котором закачка теплоносителя и раствора полимера осуществляется в несколько циклов, затем предусматривается закачка обычной воды. При этом увеличивается коэффициент охвата, интенсифицируются капиллярные и термоупругие эффекты.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт используется перегретая вода, температурой 260⁰C.

Механизм процесса. При ТПВ температура закачиваемого горячего полимерного раствора после прохождения по пласту снижается до пластовой, тем самым увеличивая вязкость на фронте вытеснения, что приводит к выравниванию и увеличению коэффициента охвата пласта. Этот процесс в пласте саморегулируемый, что особенно важно в трещиноватых коллекторах. Тепловая энергия ТПВ способствует снижению вязкости нефти, увеличению ее подвижности и резко активизирует механизм капиллярной пропитки. [71]

При ТПВ КНО в 1,5-1,7 раз выше по сравнению с обычным заводнением.

термополимерное воздействие и различные его модификации, успешно применяется на Лиственском, Гремихинском и Мишкинском месторождениях.

4.2 Внутрипластовое горение

Метод внутрипластового горения был предложен в начале 30-х годов А.Б. Шейманом и К.К. Дубровой. Процесс основан на способности углеводородов в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением больших количеств теплоты.[18] Метод осуществляется созданием очага горения у забоя скважины, непрерывного нагнетания в пласт воздуха и отвода продуктов горения (N₂, СО₂ и т.д.). При добыче нефти с помощью внутрипластового горения в пласте одновременно сосуществуют процессы массопереноса, теплопереноса и теплопередачи, химические реакции и фазовые превращения. Важнейшей особенностью происходящих в пласте процессов при создании внутрипластового движущегося фронта горения является то, что скорость переноса тепла отличается от скорости перемещения зоны горения. Если для поддержания горения в пласт закачивается только воздух, то вследствие его низкой теплоемкости скорость переноса тепла в области позади фронта горения значительно меньше скорости перемещения фронта горения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных зон. Наиболее высокой температурой (около 370⁰ С) характеризуется зона горения небольших размеров. При такой температуре в зоне горения жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен в виде коксовидного остатка. Эта часть нефти и служит топливом. Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется путем конвективного переноса в основном потоке азота и продуктов горения, а также испарившимися фракциями нефти и водяным паром и в некоторой степени путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется зона перегретого пара, в пределах которой наблюдается понижение температуры до температуры конденсации водяного пара, уровень которой, определяется значением давления в этой части пласта. В зоне перегретого пласта происходит испарение воды и легких компонентов нефти. Впереди зоны перегретого пара формируется так называемая зона насыщенного пара. Эта зона характеризуется конденсацией водяного пара и части легких углеводородов, испарившихся в зоне перегретого пара. Непосредственно впереди зоны насыщенного пара происходит постепенное падение температуры до начальной температуры пласта. Здесь завершается конденсация легких компонентов нефти и формируется оторочка горячей воды и легких углеводородов.

При перемещении в пласте фронта горения участвуют и сосуществуют разнообразные механизмы извлечения нефти, а именно механизм вытеснения нефти паром, водой при различных температурах, смешивающееся вытеснение, вытеснение нефти газом. уровень температуры зоны определяет механизм вытеснения нефти. Так, в зоне пара преобладает механизм вытеснения нефти паром. Наиболее характерным элементом вытеснения нефти является дистилляция. В зоне горячей воды и легких углеводородов происходит вытеснение нефти горячей водой и сконденсированными легкими компонентами нефти, смешивающимися с пластовой нефтью. В зоне, не охваченной тепловым воздействием происходит вытеснение нефти водой и газом (в основном азотом) при пластовой температуре. Следует отметить, что на процесс извлечения нефти существенное влияние могут оказывать продукты горения, в частности образуется значительное количество углекислоты, ПАВ и низкотемпературное окисление нефти, вследствие взаимодействия кислорода с нефтью, которое может наблюдаться впереди фронта горения и на значительном удалении от него. Низкотемпературное жидкофазное окисление нефти характерно тем, что в результате этой реакции кислород связывается в молекуле углеводорода, а водород отщепляется от нее и связывается в воде, при этом может произойти самопроизвольное воспламенение нефти при нагнетании в пласт воздуха.

Таким образом, низкотемпературные реакции жидкофазного окисления нефти могут начинаться на значительном удалении от фронта горения, впереди него. По мере приближения к фронту горения температура в пласте увеличивается, а вместе с тем углубляются и интенсифицируются экзотермические реакции окисления нефти. В результате этих окислительных реакций часть нефти осмоляется, увеличивается ее вязкость, вследствие чего после прохождения зоны насыщенного пара на поверхности пористой среды остается нефть , из которой в зоне перегретого пара образуется топливо для горения кокс. [2] В результате выгорают 5-25 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых фракций), т.е. расход может составлять 10-40 кг/м³.

Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2-3 л./м³), и сверхвлажное (более 2-3 л/м³) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5-3 раза ), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5-2 раза) и снижению температуры (от 500 до 260 ⁰С). [18]

Технология воздействия и область применения

Эффективность процесса извлечения нефти с помощью внутрипластового горения характеризуется коэффициентом использования генерируемого в пласте тепла, регенерации тепла, удельной потребностью в топливе, температурой фронта горения - считается, что целесообразный диапазон температуры на фронте горения должен находится в пределах от 350 до 750⁰С. Нижний предел определяется тенденцией к затуханию горения, верхний предел оценен из условия начала спекаемости скелета пласта.

Охват по толщине составляет 0,6-0,7, а нефтеотдача 0,4-0,6.

Промышленные испытания. Наиболее ранние проекты реализуются в США - месторждения Беллевью, Слосс, Каддо-Париш, Карлайд и др. и Румынии - месторождение Супулаку де-Барку.

Опытно промышленные работы по внутрипластовому горению проводились с 1978 г. на Арланском месторождении Опытный участок представляет собой семиточечный элемент площадью 38.7 га с центральной воздухонагнетательной скважиной. Перед началом эксперимента на расстоянии 97-148 м от нагнетательной были пробурены 4 добывающие скважины первого ряда, расстояние до скважин второго ряда 300-400м. в процессе эксперимента доказана возможность инициирования и поддержания горения в обводненных (обводненность более 90 %), в условиях залегания пластов глубже 1000м, низкой нефтенасыщенности - 50 %, вязкости нефти 19 мПас, при сравнительно редкой сетке скважин. В наблюдательной скважине установлено повышение температуры до 200 ⁰С; в газообразной продукции скважин содержатся продукты горения (СО₂ до 10-12 %, СО до 1%), коэффициент использования кислорода - 0.9. В скважинах первого ряда был отмечен некоторый рост дебитов нефти при снижении обводненности продукции.

Одновременное осуществление процесса ВГ с ФОЖ , в скважинах, расположенных южнее элемента воздействия обусловили неравномерность движения фронта горения, трудности регулирования процесса ВГ и распространение нагнетаемого воздуха далеко за пределы опытного участка (чему способствовала активность краевой пластовой воды в северной части участка).

Метод внутрипластового горения имеет ряд технических ограничений. Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы, интенсивной коррозией подземного и наземного оборудования, нагревом добывающего оборудования, проблемой утилизации газообразных продуктов, возможностью образования взрывоопасных концентраций газа, преждевременными прорывами газов, образованием стойких водонефтяных эмульсий и как следствие повышение частоты ремонтов скважин.

5. Альтернативные методы

Альтернативные методы - это методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки. это микробиологическое, волновое вибросейсмическое и электромагнитное воздействия, ядерные взрывы.

Микробиологическое воздействие

Механизм процесса. Метод основан на закачке микроорганизмов и создания биохимических процессов в пласте.

Увеличение коэффициента вытеснения нефти достигается за счет во-первых, образования в пласте газов N₂, H₂, CO₂, CH₂, NH₄, которые растворяясь в нефти снижают ее вязкость, изменяют pH; во-вторых, образования биоПАВ, спиртов, растворителей, которые снижая поверхностное натяжение, способствуют десорбции нефти из породы.

Увеличение охвата пласта достигается при образовании в результате жизнедеятельности микроорганизмов органических и неорганических (угольная) кислот, которые взаимодействуя с карбонатными, сульфатными и силикатными минералами породы, выщелачивают их, увеличивая пористость и проницаемость коллектора или создания колоний бактерий, закупоривающих высокопроницаемые водопроводящие каналы. Т.к.. поверхность бактерий в основном гидрофобна, то в значительной части пласта будет происходить гидрофобизация поверхности [69]. Во-вторых, за счет образования полимеров, получаемых путем микробного биосинтеза - экзополисахаридов.

Известные микробиологические методы воздействия основаны на применении отдельных видов или физиологических групп бактерий, выделенных из естественных сред и выращенных в лаборатории. В основном используются смешанные культуры (ассоциации) аэробных и анаэробных микроорганизмов, т.к. продукты жизнедеятельности одних групп микроорганизмов являются питательным субстратом для других. В качестве питательного вещества может использоваться меласса (побочный продукт сахарного производства), а также природные вещества, содержащие в своем составе легкоусваиваемую смесь. Кроме органического вещества (белки, углеводы) требуется наличие рядя важных биогенных элементов (N, S, P, K, Ca, Mg, Cl, Fe и др.) и так называемых ростовых веществ и витаминов (тиамина, рибофлавина, К, В6, В12 и др.). [16]

Бактерии очень пластичны и легко деформируются в нужную форму, обеспечивающую их перемещение в пласте даже при малых градиентах давления.

Процессы, происходящие в пробе свежего активного ила, помещенный в модель нефтяного пласта, описывается следующим образом. Аэробные и промежуточные (факультативные) формы бактерий начинают разлагать органическое вещество (ОВ), используя имеющие запасы растворенного кислорода. Строго аэробные организмы в таких условиях не могут существовать долго. При неполном окислении ОВ образуются кислоты, спирты и другие соединения. Факультативные бактерии, действуя в уже в анаэробных условиях, извлекают связанный кислород нитратов и сульфатов, освобождая азот и серу. В присутствии метанообразующих бактерий процесс брожения завершается превращением органических кислот в газообразные конечные продукты - метан и углекислый газ.

Технология воздействия и область применения

Впервые в нашей стране В.М Сенюковым и Э.М. Юлбарисовым в 1966-1972 гг. на Арланском месторождении был проведен промышленный эксперимент по испытанию микробиологического воздействия.

проведенные испытания на Юсуповской площади, Новохазинской площади Арланского меторождения, Шкаповском, Таймурзинском, Уршаковском, Михайловском месторождениях Башкортостана показали высокую эффективность микробиологического воздействия..

Определяющими факторами жизнедеятельности бактерий в залежах являются температура пласта, минерализация вод, коллекторские свойства и степень геохимической превращенности, наличие циркуляции воды, применяемые химические средства обработки воды в процессах нефтедобычи.

В качестве источника для селективной закупорки высокопроницаемых промытых пропластков применяется биореагент - активный ил получаемый на станции биологической очистки сточных вод биохимического комбината по производству белково-витаминных концентратов. В активном иле присутствуют различные физиологические группы микроорганизмов и простейших: водоросли, дрожжеподобные грибки кандида, спириллы, коринебактерии, микобактерии, вибрионы, железобактерии, аэробные (углеводородоокисляющие) и анаэробные бактерии (хемоорганотрофы, бродильные, метанообразующие), фаги. В целом клеточные популяции различных физиологических групп полиморфны. Средний размер бактерий, имеющих сферическую форму, 0,6-1,0 мкм², нитьевидных - более 10 мкм², размер колоний и хлопьев может достигать 100 мкм². В активном иле чаще встречаются бактерии р.р. Psemudomonas (7 видов), Bacillus (2 вида), Sarcina, Micrococcus и др., также в нем содержатся органические и минеральные и питательные вещества и т.п., необходимое для биоценоза.

Повышению эффективности активного ила способствует разработка композиций, которые улучшают структурно-механические свойства и фильтруемость активного ила. Для сгущения активного ила в качестве флокулянта используется полиэлектролит ВПК-402 (концентрацией 0,1-0,2 г/дм³). [16]

Использование биореагентов имеет ряд преимуществ перед синтетическими реагентами. Биополимеры более устойчивы к механическим и химическим деструктивным процессам, к отрицательному воздействию растворенного кислорода и пластовым водам различной минерализации. Главное преимущество биоПАВ перед синтетическими - биодеградабельность при высоких температурах, pH, концентрации солей в пластовой воде.

Известны следующие композиции биополимеров: "Симусан" (экзополисахарид, культура бактерий Acinetobacter sp. шт.12) и раствора формалина 5 %; "Симусан" и 5 % раствор синтетических жирных кислот; "Симусан" концентрацией 0,0005-0,01% и ПАА 0,005-0,02 %, "Продукт БП-92" (постферметационная жидкость бактерий Azotobacter Vinelandii, штамм ФЧ-1.

В качестве биоПАВ используются штаммы - продуценты гликолипидных ПАВ среди микроорганизмов рода Pseudomonas, торговая марка биоПАВ КШАС.

За рубежом в качестве биореагентов используется эмульсан, ксантан, ксероглюкан.

Вибросейсмическое воздействие

Механизм процесса. Вибросейсмическое воздействие (ВСВ) на пласт направлено на увеличение степени извлечения нефти из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки за счет низкочастотного воздействия упругими волновыми колебаниями.

Увеличение нефтеотдачи при ВСВ происходит за счет изменения фазовых проницаемостей для нефти и воды из-за существенного уменьшения вязкости, увеличения ее подвижности и вовлечения в разработку капиллярно-связанной нефти; интенсификации процесса аккумуляции рассеянных капель нефти в более крупные и подвижные соединения; значительного ускорения процесса гравитационной сегрегации нефти и воды в пластовых условиях; вовлечения в разработку изолированных скоплений нефти не охваченных эксплуатацией пропластков и малоподвижной нефти.

При вибросейсмическом воздействии на обводненный нефтяной пласт сокращается время гравитационного разделения нефти и воды. Расчеты показывают, что только из-за эффекта изменения фазовых проницаемостей и градиента капиллярного давления в сейсмическом поле процесс гравитационного разделения может быть ускорен на 2-3 порядка.

Волновое воздействие Сваловым А.М. разделяются на две группы. К первой группе относятся явления, для существования которых необходимо постоянное волновое воздействие на пористую среду с флюидом. Эффект воздействия исчезает сразу, либо через некоторое время, за которое пористая среда и флюид возвращаются в исходное состояние. Ко второй группе - влияние на фильтрацию происходит длительное время, после прекращения воздействия. К ним относятся процессы очистки порового пространства от примесей, необратимые процессы трещинообразования в горной породе, увеличения ее проницаемости и т.д.

При действии источников волнового излучения в горном массиве его интенсивность неизбежно затухает по мере удаления от источника как из-за необратимых потерь импульса, так и, главным образом из-за геометрического расширения области, охватываемой воздействием. Поэтому эффекты дальнего площадного действия не могут быть объяснены с помощью механизмов, предполагающих прямое, с соответствующими затратами энергии, действие импульсов давления на фильтрационные процессы.

В работе [80] рассмотрен следующий механизм явления. Продуктивный пласт при его разработке деформируется неоднородно, что обусловлено естественной неоднородностью свойств пласта, его строением, а также неравномерным отбором флюида и формированием зон депрессии. Существование неоднородностей различных типов в сжимаемом пласте и наличие упругих свойств массива горной породы приводит к появлению так называемого сводового эффекта, который заключается в неполном сжатии одних участков пласта за счет перераспределения нагрузки и переноса ее на части на малосжимаемые, области пласта и ограничивающих его пород, выполняющих функции "опор" для вышележащего массива. Такое перераспределение вертикальной нагрузки сопряжено с формированием областей сложнопостроенного состояния как в самом пласте, так и в породах, расположенных выше и ниже его.

Таким образом, потенциальная энергия залегающим над продуктивном пластом массива горных пород, которая при идеальном однородном деформировании при снижении в нем порового давления должна переходить в энергию упругого сжатия пласта и поддерживать в нем поровое давление, в действительности частично расходуется на дополнительное деформирование горного массива, вызванного наличием пластовых неоднородностей. Следовательно, если инициировать разгрузку сложнонапряженных областей, т.е. снять или уменьшить действие сводовых эффектов, то высвободится накопленная энергия, произойдет дополнительное сжатие пласта и увеличение в нем порового давления. Следовательно, волновое воздействие влияет не на области фильтрационного течения в пласте, а на участки максимальной концентрации напряжений в горной породе, которые могут располагаться как в самом пласте, так и в окружающем его массиве пород. Фильтрационные процессы интенсифицируются за счет дополнительного сжатия пласта и увеличения порового давления в области влияния эффекта разгрузки, за счет энергии высвобождаемой и накопленной в массиве пород при его неоднородном деформировании в процессе эксплуатации. Волновым воздействием разгружается относительно небольшая по размерам область концентрации напряжений вблизи источника излучения, а последующее перераспределение нагрузки на продуктивный пласт проявляется на масштабах, определяемых пластовыми неоднородностями, которые могут достигать десятков, сотен и более метров. Прямой причиной интенсификации фильтрационных процессов является повышение среднего пластового давления и его перераспределения по пласту.

Технология воздействия и область применения.

Эффективность волнового воздействия зависит от выбора участка воздействия. Благоприятными факторами является высокая сжимаемость пласта, большая толщина, наличие участков, обуславливающих проявление сводовых эффектов, близость границ залежи, наличие выклиниваний, сбросов.

Для предупреждения возможных осложнений необходима предварительная оценка потенциальных изменений в горном массиве.

Виброволновое воздействие на пласт осуществляется двумя способами передачи сейсмической энергии на нефтяной пласт:

- через призабойную зону скважины посредством скважинного виброисточника или поверхностного с передачей энергии по волноводу;

- виброисточниками, передающими энергию с земной поверхности через толщу вышележащих горных пород (объемное ВСВ).

В качестве источника упругих колебаний обычно используют расположенный на поверхности импульсный генератор большой мощности. По принципу действия виброисточники подразделяются на электромеханические, гидравлические, гидроимпульсные, электрогидравлические, электромагнитные, магнитострикционные, пьезокерамические.

Промысловые эксперименты проводились на месторождении Чангыр-Таш, Жирновском, правдинском, Суторминском, Абузы, Северо-Салымском, Манчаровском.

В 1995-1996 гг. проведено испытание ВСВ на площади Манчаровского месторождения. Участок расположен в южной части месторождения, размеры поднятия по изогипсе - 1165 м.: 6,8 х 3,0 км; высота 53 м. Основные запасы сосредоточены в пластах СVI - бобриковского и бобриковско-радаевского горизонтов. Нефтенасыщенная толщина пласта колеблется от 0,8 до 25,6 м при средней величине - 6,3 м, средняя пористость равна 23,2 %, проницаемость - до 1 мкм². Нефти относятся к типу парафинистых с повышенным содержанием смол и асфальтенов (плотность 901-908 кг/м³, вязкость 52,4 мПас, содержание смол 17,8 %, серы 3 %, парафина 3,7 %). Проведенный И.З.Денисламовым анализ выработки запасов площади показал, что остаточная нефть находится в основном в виде пленок, изолированных скоплений и в форме капиллярно-удерживаемой.

В результате проведения 3 циклов ударно-волнового воздействия по Манчаровской площади среднесуточный дебит нефти увеличился в среднем на 63 %, обводненность снизилась от 97,5 до 93,3 %, дополнительная добыча нефти составила свыше 15 тыс.т. общая продолжительность эффекта составила 4-6 месяцев.

Технология объемного ВСВ применяется на многопластовых месторождениях.

Эффект от ВСВ наиболее явно проявляется в зоне радиусом 2,5-3 км от точки установки виброисточника, обвводненность скважин снижается до 18-20 %. Дополнительная добыча достигает 38-50 % от общей добычи [81].

Заключение

Идентификация объектов разработки по геологической неоднородности и использование АГПМ позволяет оценить технологический эффект от применения новых МУН.

Список литературы

1. Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г., Шишлов Л.М. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости пластов на поздней стадии разработки //Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 2. - с. 29-31

Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных месторождений// Труды ВНИИ, вып.LVIII. М.: Недра, 1974. - 168 с.

Токарев М.А. Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во Уфим. нефт. института, 1991. - 90 с.

Извлечение нефти из карбонатных коллекторов /М.Л. Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура и др. - М.: Недра, 1987. - 230 с.

Токарев М.А., Тропин В.Г., Денисламов И.З. Моделирование процесса нефтеизвлечения по геолого-физической характеристике пласта // Изв. высш. учеб. зав. Сер. Геологические, геофизические и геохимические исследования в нефтяной и газовой промышленности, 1987.- №5. - с.1-8.

Токарев М.А. Изучение геологического строения залежей и подсчет запасов нефти и газа: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во Уфим. нефт. института, 1980. - 96 с.

Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / В.Г. Каналин., С.Б. Вагин, М.А. Токарев и др.: Учеб. для вузов. - М.: ОАО "Изд-во "Недра"", 1997. - 366 с.: ил.

Юркив Н.И. Механизм вытеснения нефти из пористой среды //Нефтяное хозяйство, 1994.- № 6. - С. 36-40.

Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра, 1992. - 270 с.: ил.

Выгодский Е.М. Экспертная оценка форм залегания остаточной нефти в пласте // Известия вузов. Сер. Нефть и газ., 1984.- №8. - с. 29-33.

Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненнфх пластах //Нефтяное хозяйство. - 1988.- №9. - с. 31-36.

Зорин Е.З., Кормильцев Ю.В., Порман Ю.С Выделение невыработанных зон на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство.- 1988.-№2. - с.37-39.

Абызбаев И.И., Сыртланов Ш.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. - Уфа: Баш. Изд-во "Китап" 1994. - 180 с.: табл., ил.

Ованесов Г.П., Халимов Э.М., Ованесов М.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1973. - 163 с.

Афанасьев В.С., Абызбаев И.И Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений //Нефтяное хозяйство, 1982.- №5. - с. 15-17.

Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1997. - 247 с.: табл.; ил.

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

Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с.

Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. - М.: Недра,1983. - 190 с.

Свищев М.Ф., Вашуркин А.И., Пятнов М.И. и др. Методы повышения нефтеотдачи пластов//Нефтяное хозяйство, 1979.- №10. - с. 29-31.

Назаретов М.Б. Опытно-промышленные испытания методов увеличения нефтеотдачи в США //Нефтяное хозяйство, 1985.- №2. - с 61-63.

Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин: Пер. С румынск. - М.: Недра, 1985. - 184 с.

Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. - Уфа: Башкнигоиздат, 1987.- 150 с.

Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья./ Монография - М.:КУбК-а, 1997. - 352 с.: ил.

Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. - М.: Недра, 1978. - 207 с.

Ленченкова Л.Е., Кабиров М.М., Персиянцев М.Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. -255 с.

Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ/Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б., Халимов Э.М. - М.: Недра, 1983.- 216 с.: ил.

Сазонов Б.Ф., Колганов В.И. Методы увеличения нефтеизвлечения - проблемы и перспективы //Нефтяное хозяйство, 1987.- №12. - с. 34-35.

Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче. - Уфа: Гилем, 1996. - 193 с.

Головов Л.В., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России//Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 3. - с. 29-31

Пермяков И.Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975. - 128 с.

Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов РД 39-0147035-209-87. - М.: Изд-во стандартов, 1987. - 51 с.

Временное методическое руководство по оценке эффективности применения новых методов в период промышленных испытаний. - Уфа: КИВЦ "Башнефть", 1982. - 99 с.

Леви Б.И., Дзюба В.И., Гарифуллин А.Ш. Оценка точности статистических методов определения конечной нефтеотдачи //Проблемы использования химических средств с целью увеличения нефтеотдачи пластов: Сб. - Уфа, 1981. - с. 40-43.

Денисламов И.З., Алексеев Д.Л., Подвальный В.А. Точность прогноза извлекаемых запасов по данным характеристик вытеснения // Новые методы повышения нефтеотдачи пластов в интенсификации добычи нефти в республике: Сб. - Уфа, 1990. - Ст. 23.

Казаков А.А., Орлов В.С. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки // Серия Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. -50 с.

Казаков А.А. Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство, 1999. - № 5. - с. 39-43.

Токарев М.А. Проблемы оценки эффективности применения новых методов повышения нефтеотдачи// Физикохимия и разработка нефтегазовых месторождений: межвуз. научно-темат. сб. - Уфа: изд.Уфим. нефт. ин-та, 1989. - с. 3-11.

Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных провинций / Н.Ш.Хайретдинов, В.Е. Андреев, К.М. Федоров и др. - Уфа: Гилем, 1997. -106 с.

Еремин Н.А., Сурина В.В., Приказчикова М.С. Оценка применимости полимерного заводнения с использованием теории нечетких множеств //Нефтяное хозяйство, 1994.- № 4. - с. 54-57.

Экономичеческая эффективность применения геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти // Сер. Экономика нефтяной промышленности. Вып. 5(53). - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 31 с.

Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов.- М.: Недра, 1974.- 224 с.: ил.

Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. - М.: Недра, 1990. - 267 с.: ил.

Абызбаев И.И., Сергеев В.Б., Чепайкин А.И., и др. Эффективность форсированного отбора жидкости на Арланском месторождении //Нефтяное хозяйство. - 1981.- №6. - с. 31-36.

Шустеф И.Н.,Стадников Н.Е. Применение ФОЖ на месторождениях с разной геолого-промысловой характеристикой //Нефтяное хозяйство. - 1980.-№12. - с. 40-42.

Овнатанов Г.Т., Карапетров К.А. Форсированный отбор жидкости. - М.: Недра, 1973. - 193 с.

Халимов Э.М,, Саттаров М.М., Сабиров И.Х. Об эффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов//Тр. УфНИИ,вып.27, 1969. - с. 271-290.

Оценка эффективности полимерного заводнения на Новохазинском опытном участке/ В.М. Санкин, И.Ф.Рахимкулов, Б.И. Леви и др.// Нефтяное хозяйство. - 1985. - №3. - с. 34-37.

Микерин Б.П. Нагнетание сжиженных углеводородных газов в нефтяные пласты - М: Гостоптехиздат, 1961. - 63 с.

Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Халимов Э.М и др. Оптимизация плотности сетки скважин. - Уфа: Башкнигоиздат,1976. - 160 с.

Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности cетки скважин и их размещения // Нефт. хозяйство. - 1974. - №6. - с. 35-39.

Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975. - 168 с.

Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. - М.: Недра, 1984. - 181 с.

Методическое руководство по выбору объектов для проведения методов воздействия на призабойную зону. - М.: ОНТИ,ВНИИ, 1974. - с. 33-57.

55. Гиниятуллина Р.П., Гайсин Д.К., Ленченкова Л.С. Результаты первого цикла закачки НПАВ в каширо-подольские отложения Вятской площади. Уфа: //Тр./БашНИПИнефть.1990, Вып.81. - С.118-125

56. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. Применение полимеров в добыче нефти. - М.: Недра, 1978.-213 с.

57. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра,1986. - 240 с.

58. Токарев М.А., Щербинин В.Г. Влияние геолого-технологических факторов на показатели разработки нефтяных месторождений// Изв.вузов "Нефть и газ". - 1982. -№ 3. - с. 11-15

59. Токарев М.А., Хайретдинов Н.Ш. О выборе плотности сетки скважин// нефтяное хозяйство. - 1981 - № 4. - с.31-33

60. Токарев М.А. Использование геолого-статистических моделей для контроля текущей нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. - 1983. - № 11. - с. 35-39

Оценка эффективности новых методов увеличения нефтеотдачи пласта с учетом сорбционных процессов в системе "пористая среда - насыщающие флюиды - вытесняющий агент" . Хайретдинов Н.Ш., Токарев М.А. и др.//Отчет о НИР, тема № 445-83. - Уфа: Уфимск. нефт.ин-т, 1983.- т.2. - 138 с.

Сазонов Б.Ф., Колганов В.И. Современное состояние и проблемы разработки нефтяных месторождений Волго-Уральского района на примере Самарской и Оренбургской областей// Нефтяное хозяйство. - 1992. - № ??? . - с. 35-39

Ковалев В.С. Определение величины и местоположения остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения// Нефтяное хозяйство. - 1990. - № ?? с.40-42

64. Оценка нефтеотдачи по промысловым данным // Токарев М.А., Ованесов М.Г., Жданов М.А., Пирвердян А.М. и др.//ТНТО. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - 92 с.

О характере выработки пласта Д_I Серафимовского месторождения (по данным оценочных скважин/Токарев М.А., Ованесов М.Г., Калиновский В.П.// НТС "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - № 2. - с. 9 -12

Повышение эффективности выбора рабочего агента для обработки призабойной зоны пласта/Бабаян Э.В., Шурыгин М.Н., Яковенко В.И.//Нефтяное хозяйство. - 1999. - №3. - с. 30-32

Электрофизические методы контроля применения химических реагентов/Гафиуллин М.Г., Белоногов В.В., Саяхов Ф.Л.//Нефтяное хозяйство. - 1997. - №12. - с. 61-64

Особенности выработки запасов и методика планирования работ по ограничению притоков воды в массивной залежи пласта АВ_4-5 на поздней стадии разработки/ Ручкин А.А., Мосунов А.Ю., Горбунова Е.И., Новожилов В.Г.//Нефтяное хозяйство. - 1997. - №10. - с. 58-61

Повышение нефтеотдачи - новые возможности/ Аметов И.М., Хавкин А.Я., Бученков Л.Н., Лопухов Г.П., Кузнецов А.М., Давыдов А.В.//Нефтяное хозяйство. -1997. - №1. - с. 30-32

Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи/ Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. .//Нефтяное хозяйство. - 1999. - №1. - с. 16-23

Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах/ Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацин Н.И., Шмелев В.А., Сучков Б.М., Зубов Н.В. // Нефтяное хозяйство. - 1998.- №3. - с. 30-34

Результаты бурения уплотняющих скважин на поздней стадии разработки Красноярского месторождения/ Шашель А.Г., Колганов В.И. //Нефтяное хозяйство. - 1999. - №1. - с. 29-33

Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник /Под. ред. М.М. Ивановой. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: АО "ТВАНТ". - 1994. - 280 с.: ил.

О результатах Бавлинского эксперимента / Токарев М.А., Денисламов И.З.//Физикохимия и разработка нефтегазовых месторождений: Межвуз. науч.- тем. сб. - Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та. - 1989. - с. 43-49

Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения//Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. и др. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - 440 с.

Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. - М.: Недра. - 1996. - 382 с.: ил.

Н.Дрейпер, Г.Смит Прикладной регрессионный анализ: В 2-х кн. - М.: Финансы и статистика. - 1986. - 366 с.

Оценка эффективности новых методов увеличения нефтеотдачи с учетом сорбционных процессов в системе "пористая среда насыщающие флюиды-вытесняющий агент" том 1//Отчет о НИР тема №445-83/Хайретдинов Н.Ш., Кукушкина Е.А., Токарев М.А., Щербинин В.Г. - Уфа: УГНТУ.-1983. - 75 с.

Оценка эффективности новых методов увеличения нефтеотдачи с учетом сорбционных процессов в системе "пористая среда насыщающие флюиды-вытесняющий агент" том 2//Отчет о НИР тема №445-83/Хайретдинов Н.Ш., Кукушкина Е.А., Токарев М.А., Щербинин В.Г. - Уфа: УГНТУ.-1983. - 75 с.

О механизме волнового воздействия на продуктивные пласты/ Свалов А.М.// Нефтяное хозяйство, 1996. - №7. - с. 27-29

Результаты опытно-промысловых работ по повышению нефтеотдачи ввибросейсмическим методом/ Симонов Б.Ф., Сердюков С.В., Чередников Е.И., Сибирев А.П., Ножин В.М., Лепихин А.Г., Канискин И.А.// Нефтяное хозяйство, 1996. - №5. - с. 48-55

Результаты промышленного внедрения вибросейсмического воздействия на месторождениях АО "Оренбургнефть" / Персиянцев М.Н., Калашников В.А., Алиев Ф.И., Кириллов С.А. // Нефтяное хозяйство, 1996. - №10. - с. 37-38

Приложение 1

Параметры, используемые при моделировании процесса извлечения Бавлинского нефтяного месторождения

Группа показателей	Показатели	Обозначение	Значение
	(Геолого- физические)
1	Вязкость пластовой нефти, мПас	н	2,8
	Относительная вязкость	0	1,5
	Содержание асфальтенов,%	А	5,0
	Содержание асфальтенов и смол,%	А+С	26,9
	Содержание парафинов,%	П	15,1
	Пластовая температура, 0С	Т	28
	Плотность пластовой нефти, т/м3	н	0,78
	Пластовый газовый фактор, м3/ т	G	63,9
	Давление насыщения, МПа	Рн	8,1
	Температура насыщения нефти парафином, 0С	Тн	35
	Объемный коэффициент	в	1,143
2	Коэффициент проницаемости, 10-15мкм2	кпр	600
	Математическое ожидание пористости, %	Mm	22,0
	Стандартное отклонение пористости, %	m	3,4
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm	15,6
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн	92,0
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	Кн	4,3
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн	4,7
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф	11,6
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	hэф	5,5
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф	47,0
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр	6,1
	Стандартное отклонение толщины пропластка, м	hпр	4,4
	Коэффициент вариации толщины пропластков, %	Whпр	72,1
3	Коэффициент расчлененности	Кр	2,5
	Коэффициент песчанистости	Кп	0,8
	Коэффициент литологической связанности	Кл.с.
	Комплексные показатели неоднородности	Кнеод, К/неод.	1
	Коэффициент гидропроводности, 10-11 мм2/(Пас)	kh/	250
4	Относительные запасы нефти в ВНЗ, %	QВНЗ	46
	Относительная площадь ВНЗ, %	SВНЗ	60

Приложение 2

Технологические показатели Бавлинского месторождения при фиксированной обводненности продукции

Обводне	Моделируемый вариант разработки
нность,	1	2	3
%	, ус.ед.	qзак/qотб	, ус.ед.	qзак/qотб	, ус.ед.	qзак/qотб
10	350	1,00	554	1,03	820	1,03
20	350	1,00	502	1,02	715	1,02
30	350	1,00	474	1,01	662	1,01
40	350	1,00	464	1,01	640	1,01
50	350	1,00	460	1,00	632	1,00
60	350	1,00	440	1,20	600	1,20

Приложение 3

Параметры, используемые при моделировании процесса извлечения Ново-Хазинского опытного участка Арланского нефтяного месторождения

Группа показателей	Показатели	Обозначение	Северное поле	Южное поле	Восточное поле
	(Геолого- физические)
1	Вязкость пластовой нефти, мПас	н	24,5	24,0	24,5
	Относительная вязкость	0	14,8	14,5	14,8
	Содержание асфальтенов,%	А	7,69	7,68	7,69
	Содержание асфальтенов и смол,%	А+С	23,4	23,4	23,4
	Содержание парафинов,%	П	3,5	3,5	3,5
	Пластовая температура, 0С	Т	24	24	24
	Плотность пластовой нефти, т/м3	н	0,88	0,88	0,88
	Пластовый газовый фактор, м3/ м3	G	14,9	14,9	14,9
	Давление насыщения, МПа	Рн	7,6	7,6	7,6
	Температура насыщения нефти парафином, 0С	Тн
	Объемный коэффициент	в	1,037	1,037	1,037
2	Коэффициент проницаемости, 10-15 мкм2	кпр	1107	1041	849
	Математическое ожидание пористости, %	Mm	20,8	20,8	21,2
	Стандартное отклонение пористости, %	m	2,7	2,7	2,7
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm	13,0	13,0	12,7
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн	85,0	82,0	82,3
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	Кн	8,7	7,7	8,4
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн	10,2	9,4	10,2
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф	15,3	13,2	10,8
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	hэф	4,5	3,1	4,5
	Продолжение	при	ожен	лия	3
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф	29,4	23,5	41,7
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр	4,4	3,6	3,1
	Стандартное отклонение толщины пропластка, м	hпр	3,1	2,7	2,7
	Коэффициент вариации толщины пропластков, %	Whпр	70,5	75,0	87,1
3	Коэффициент расчлененности	Кр	3, 9	4,2	3, 8
	Коэффициент песчанистости	Кп	0,35	0,31	0,28
	Комплексные показатели неоднородности	Кнеод	2,0	2,5	4,0
	Коэффициент гидропроводности, 10-11 мм2/(Пас)	kh/	78,2	55,8	39,9
4	Относительные запасы нефти в ВНЗ, %	QВНЗ	4,8	0,7	23,9
	Относительная площадь ВНЗ, %	SВНЗ	7,4	2,9	42,0

Приложение 4

Технологические показатели Ново-Хазинской площади Арланского нефтяного месторождения при фиксированной обводненности продукции

Обводне	qзак/qотб	Q/(запасы нефти на скв., с учетом всех прибывающих, тыс.т/скв.)
нность, %	северное	южное	восточное	северное	южное	восточное
10	0,68	1,24	0,37	530	379	600
20	2,10	1,67	1,90	460	325	567
30	3,29	1,93	3,16	395	285	453
40	2,72	1,68	3,47	393	282	348
50	3,78	1,36	2,80	375	280	228
60	3,20	1,34	2,70	362	274	197

Приложение 5

Параметры, используемые при моделировании процесса извлечения Николо-Березовской площади Арланского нефтяного месторождения

Группа показателей	Показатели	Обозначение	Опытный участок	Контрольный участок
	(Геолого- физические)
1	Вязкость пластовой нефти, мПас	н	21,90	20,80
	Относительная вязкость	0	16,80	16,00
	Содержание асфальтенов,%	А	7,60	7,60
	Содержание асфальтенов и смол,%	А+С	23,20	23,20
	Содержание парафинов,%	П	3,50	3,50
	Пластовая температура, 0С	Т	24,00	24,00
	Плотность пластовой нефти, т/м3	н	0,884	0,884
	Пластовый газовый фактор, м3/ м3	G	15,30	15,30
	Давление насыщения, МПа	Рн
	Температура насыщения нефти парафином, 0С	Тн
	Продолжение	прил	ожен	ия 5
	Объемный коэффициент	в
2	Коэффициент проницаемости, 10-15мкм2	кпр	692	902
	Математическое ожидание пористости, %	Mm	19,10	19,90
	Стандартное отклонение пористости, %	m	2,41	3,10
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm	12,60	15,60
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн	82,90	82,70
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	Кн	4,71	5,40
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн	5,68	6,50
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф	4,43	7,21
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	hэф	2,27	3,60
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф	51,20	48,50
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр	2,25	2,40
	Стандартное отклонение толщины пропластка, м	hпр	1,24	1,54
	Коэффициент вариации толщины пропластков, %	Whпр	95,10	64,20
3	Коэффициент расчлененности	Кр	2,03	3,11
	Коэффициент песчанистости	Кп	0,43	0,41
	Коэффициент литологической связанности	Кл.с.
	Комплексные показатели неоднородности	Кнеод, К/неод.	7,19	5,88
	Коэффициент гидропроводности, 10-11 мм2/(Пас)	kh/	138,98	139,98
4	Относительные запасы нефти в ВНЗ, %	QВНЗ	1,3	1,0
	Относительная площадь ВНЗ, %	SВНЗ	7,8	7,1

Приложение 6

Технологические показатели Николо-Березовской площади Арланского нефтяного месторождения при фиксированной обводненности продукции

Обводне	qзак/qотб	Q/ (запасы нефти на скв., с учетом всех прибывающих, тыс.т/скв.)
нность, %	опытный участок (1+2)	контрольный участок (1+2)	опытный участок (1+2)	контрольный участок (1+2)
10	1,89	1,35	277,32	298,21
20	1,35	1,31	255,57	279,86
30	1,25	1,25	220,92	249,19
40	1,13	1,21	181,03	211,52
50	1,05	1,20	179,79	209,52
60	0,97	1,17	178,55	206,72

Приложение 7

Параметры, используемые при моделировании процесса извлечения 8 залежи Ромашкинского нефтяного месторождения

Группа показателей	Показатели	Обозначение	Значение
	(Геолого- физические)
1	Вязкость пластовой нефти, мПас	н	27
	Относительная вязкость	0	16,88
	Содержание асфальтенов,%	А	5
	Содержание асфальтенов и смол,%	А+С	26,2
	Содержание парафинов,%	П
	Пластовая температура, 0С	Т	25
	Плотность пластовой нефти, т/м3	н	0,878
	Пластовый газовый фактор, м3/ т	G	18,9
	Давление насыщения, МПа	Рн
	Температура насыщения нефти парафином, 0С	Тн
	Объемный коэффициент	в
2	Коэффициент проницаемости, 10-15мкм2	кпр	1600
	Математическое ожидание пористости, %

Подобные документы

• Повышение нефтеотдачи пластов

  Масштабы добычи нефти и газа. Разработка месторождения со сложными геолого-физическими условиями. Увеличение полноты извлечения нефти. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Тепловые методы повышения нефтеотдачи и внутрипластовое горение.
  
  реферат [499,7 K], добавлен 17.01.2011
  

• Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов

  Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014
  

• Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014
  

• Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

  Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 09.10.2013
  

• Повышения нефтеотдачи пластов в ОАО "Сургутнефтегаз"

  Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Фонтанный и насосный методы добычи нефти и газа. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта. Подземный ремонт скважин.
  
  отчет по практике [78,2 K], добавлен 24.03.2015
  

• Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

  Геолого-физическая характеристика Мыхпайского месторождения. Анализ фонда скважин и его структура. Обзор способов увеличения нефтеотдачи пластов. Проведение промышленных испытаний и оценка технологической эффективности ПГС "Ритин" на очаге №303.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 26.01.2014
  

• Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов

  Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.
  
  курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011
  

• Анализ эффективности теплового воздействия на пласт месторождения Катангли

  Оценка экономической эффективности паротеплового воздействия на месторождении Катангли. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Применение метода повышения нефтеотдачи пласта. Использование в народном хозяйстве новой техники, изобретений.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 29.09.2014
  

• Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

  История геологической изученности и разработки месторождения. Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность. Методы увеличения производительности скважин. Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов. Разбуривание опытного участка.
  
  дипломная работа [199,5 K], добавлен 22.04.2015
  

• Эффективность вытеснения нефти раствором поверхностно-активного вещества

  Изучене возможности повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей с применением поверхностно-активных веществ (Неонол АФ9-12). Методы увеличения нефтеотдачи пластов терригенных пород. Механизм вытеснения нефти из пористой среды.
  
  дипломная работа [5,2 M], добавлен 06.07.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам