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.

1. 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 мПа·с, 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

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

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

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

3. 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.

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

5. 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.

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

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

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

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

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

11. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

25. 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.

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

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

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

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

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

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

31. 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.

32. 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.

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

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

35. 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.

36. 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.

37. 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.

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

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

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

41. 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.

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

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

44. 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.

45. 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.

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

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

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

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

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

51. 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

61. 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.

1. 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

2. 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.

65. 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

1. 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

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

3. 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

4. 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

5. 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

6. 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

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

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

9. 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

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

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

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

13. 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.

14. 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.

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

16. 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

17. 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, мПа×с	mн	2,8
	Относительная вязкость	m0	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	rн	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, %	sm	3,4
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm	15,6
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн	92,0
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	sКн	4,3
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн	4,7
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф	11,6
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	shэф	5,5
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф	47,0
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр	6,1
	Стандартное отклонение толщины пропластка, м	shпр	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 м×м2/(Па×с)	kh/m	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, мПа×с	mн	24,5	24,0	24,5
	Относительная вязкость	m0	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	rн	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, %	sm	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, %	sКн	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	shэф	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	shпр	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 м×м2/(Па×с)	kh/m	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, мПа×с	mн	21,90	20,80
	Относительная вязкость	m0	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	rн	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, %	sm	2,41	3,10
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm	12,60	15,60
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн	82,90	82,70
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	sКн	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	shэф	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	shпр	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 м×м2/(Па×с)	kh/m	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, мПа×с	mн	27
	Относительная вязкость	m0	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	rн	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, %	Mm	22,6
	Стандартное отклонение пористости, %	sm	4,77
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm	21,09
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн	80,9
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	sКн	6,3102
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн	7,8
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф	5,4
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	shэф	3,36
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф	62,2
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр	3,2
	Стандартное отклонение толщины пропластка, м	shпр	0,99
	Коэффициент вариации толщины пропластков, %	Whпр	30,9
3	Коэффициент расчлененности	Кр	1,6
	Коэффициент песчанистости	Кп	0,64
	Коэффициент литологической связанности	Кл.с.
	Комплексные показатели неоднородности	Кнеод, К/неод.	9,6
	Коэффициент гидропроводности, 10-11 м×м2/(Па×с)	kh/m	32
4	Относительные запасы нефти в ВНЗ, %	QВНЗ	3
	Относительная площадь ВНЗ, %	SВНЗ	2

Приложение 8

Технологические показатели 8 залежи Ромашкинского 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		180	1,9
20		160	1,8
30		150	1,7
40		145	2,1
50		145	1,8
60		145

Приложение 9

Параметры, используемые при моделировании процесса извлечения опытного участка №3 Шагиртско-Гожанского нефтяного месторождения

Группа показателей	Показатели	Обозначение	Значение
	(Геолого- физические)
1	Вязкость пластовой нефти, мПа×с	mн	38
	Относительная вязкость	m0	25,3
	Содержание асфальтенов,%	А
	Содержание асфальтенов и смол,%	А+С	26
	Содержание парафинов,%	П
	Пластовая температура, 0С	Т	28
	Плотность пластовой нефти, т/м3	rн	0,885
	Пластовый газовый фактор, м3/ т	G	17
	Давление насыщения, МПа	Рн	8,1
	Температура насыщения нефти парафином, 0С	Тн
	Объемный коэффициент	в
2	Коэффициент проницаемости, 10-15мкм2	кпр	1180
	Математическое ожидание пористости, %	Mm	17,8
	Стандартное отклонение пористости, %	sm	3,04
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm	17,1
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн	87,0
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	sКн	8,27
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн	9,5
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф	12,7
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	shэф	5,42
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф	42,7
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр	2,23
	Продолжение	прило	жения
	Коэффициент вариации толщины пропластков, %	Whпр	97,2
3	Коэффициент расчлененности	Кр	6,0
	Коэффициент песчанистости	Кп	0,32
	Коэффициент литологической связанности	Кл.с.
	Комплексные показатели неоднородности	Кнеод, К/неод.	5,69
	Коэффициент гидропроводности, 10-11 м×м2/(Па×с)	kh/m	39
4	Относительные запасы нефти в ВНЗ, %	QВНЗ	0
	Относительная площадь ВНЗ, %	SВНЗ	0

Приложение 10

Технологические показатели опытного участка №3 Шагиртско-Гожанского 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
20
30
40
50
60

Размещено на http://www.allbest.ru/