Глава XVIII

СХЕМА ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОГО

ГРУППИРОВАНИЯНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

(ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ)

Сложность проектирования разработки и са­мого процесса разработки нефтяных залежей обусловлена тем, что каждая залежь индивидуальна по своей характерис­тике, и простой перенос опыта промышленного освоения одной залежи на другую в полном виде невозможен. При общности многих параметров залежей даже отличие одного-двух из них может вносить коренное различие в требуемые системы разработки, в динамику годовых показателей и в конечное нефтеизвлечение.

По этой причине до настоящего времени не существует строгой промыслово-геологической классификации залежей.

Вместе с тем по мере накопления опыта многолетней раз­работки залежей и его обобщения получена возможность в первом приближении обосновать если не классификацию, то предварительную схему промыслово-геологического группи­рования залежей, указывая рамки, в пределах которых их свойства могут изменяться.

В основу схемы положены следующие предпосылки:

• главное влияние на эффективность разработки залежей оказывает их промыслово-геологическая характеристика - вязкость пластовой нефти, проницаемость, степень неодно­родности продуктивного горизонта, размер площади нефте­носности, природный режим залежей;

• вязкость пластовой нефти в первую очередь определяет условия разработки. При низкой вязкости достигаются наи­более высокие результаты разработок, и различие между ними определяется различием других факторов. С повышением вязкости нефти все более отчетливо сказывается ее отрица­тельное влияние и как бы затушевывается роль других фак­торов;

• комплекс промыслово-геологических параметров залежи предопределяет выбор рациональной системы разработки - с их ухудшением требуются более активные системы, которые в определенной мере (хотя и не полностью) могут восполнить сложности, обусловленные природой;

• промыслово-геологические параметры в сочетании с тех­нологическими решениями системы разработки предопре­деляют динамику годовых и конечных показателей разра­ботки; по залежам с менее благоприятными промыслово-геологическими свойствами эти показатели оказываются ниже.

Начало группированию залежей положено выделением че­тырех типов залежей, прошедших длительную историю раз­работки с заводнением и постадийным сопоставлением дина­мики показателей их разработки (см. главу XII, § 1). В главе XII эти типы обозначены буквами а, б, ,, „ (см. рис. 76 и 77). При приведенном ниже группировании они обозначены со­ответственно цифрами 1, 2, 3, 4.

Тенденции, сформировавшиеся при продолжительной раз­работке залежей этих групп, с некоторой долей условнос­ти распространены и за их пределы, на залежи с неблаго­приятными геолого-физическими характеристиками, недав­но введенные в разработку и еще не разрабатываемые. При этом учтены результаты недавнего проектирования разра­ботки многих таких залежей, фактические начальные пе­риоды их разработки и результаты теоретических исследова­ний.

Ниже приводятся выделяемые группы залежей, их ориен­тировочные промыслово-геологические характеристики, со­ответствующие им возможные методы воздействия и систе­мы разработки, возможные конечные результаты разра­ботки - нефтеизвлечение и водонефтяные факторы.

1-я группа - залежи небольших размеров (площадь до 6-7 тыс. га, ширина до 4-5 км), с низкой относительной вязко­стью нефти ( ) в монолитных или умеренно неод­нородных горизонтах (расчлененность менее 2-3) с проводи­мостью мкм²/(мПа·с).

В пределах 1-й группы могут быть выделены две подгруп­пы - залежи с природным водонапорным режимом и залежи, испытывающие недостаточное влияние законтурной области, с малоактивным упруговодонапорным или далее с упругим режимом. Первые разрабатывают на естественном режиме, без искусственного воздействия на пласт, вторые - с закон­турным или приконтурным заводнением.

Скважины на залежах первой группы могут располагаться в кольцевых рядах по относительно редким равномерно-переменным треугольным сеткам - до 30-36 га/скв, с разме­щением их в основном во внутреннем контуре нефтеносно­сти.

Конечное нефтеизвлечение может достигать 60-65 % при небольшом водонефтяном факторе - до 1.

2-я группа - залежи пластового типа примерно с той же промыслово-геологической характеристикой продуктивных горизонтов, что и 1-я группа, но отличающиеся от последней большой площадью нефтеносности (более 6-7 тыс. га, шири­на >5 км), обычно соответственно со значительной водонефтяной зоной. Залежи обладают обычно природным упруго-водонапорным режимом, постепенно переходящим в процес­се эксплуатации в режим растворенного газа. Целесообразно такие залежи с самого начала разрабатывать с применением внутриконтурного заводнения в виде разрезания залежи ря­дами нагнетательных скважин на широкие полосы (порядка 4 км) при пятирядном размещении в них добывающих сква­жин. Широко распространено применение равномерно-переменных треугольных сеток, с плотностью основного фонда порядка 25-36 га/скв. Ряд скважин следует размещать в чисто нефтяной зоне и продолжать их во внутреннюю часть водонефтяной зоны, вплоть до границы разбуривания, обоснованной технологически и экономически.

При разработке залежей этой группы значительную роль приобретает деятельность по регулированию процессов вы­теснения нефти нагнетаемой водой и соответственно по кон­тролю этих процессов.

В этих условиях возможно нефтеизвлечение до 55-60 % при водонефтяном факторе до 2-3.

К 3-й группе могут быть отнесены залежи в основном значительных и больших размеров (как и во 2-й группе), но с относительной вязкостью пластовой нефти 2-5, т.е. с вяз­костью низкой, но все же более значительной (и это имеет большое значение), чем в залежах 1-й и 2-й групп с проница­емостью 0,3-0,5 мкм² и проводимостью горизонтов 0,1-0,3 мкм²/(мПа·с). Фактически к 3-й группе можно относить все залежи с относительной вязкостью нефти 2-5, особенно при значительных их размерах даже при одном из других факторов, ухудшенных по сравнению с залежами 1-й и 2-й групп. Это залежи обычно пластового типа, чаще в терригенных, но нередко и в карбонатных микрокаверновых кол­лекторах.

Нефтяные залежи этой группы часто имеют малоактивный упруговодонапорный режим, быстро переходящий в режим растворенного газа, иногда режим замкнутый (упругий).

Все они разрабатываются с применением внутриконтурного заводнения - с разрезанием рядами нагнетательных сква­жин на узкие полосы (2-3 км), с избирательным, иногда площадным - в зависимости от геологического строения продуктивных горизонтов.

Залежи разбуривания по равномерной преимущественно квадратной сетке с плотностью основной сетки 20-25 га/скв. Необходим значительный резервный фонд скважин. Часть скважин при необходимости следует бурить в виде горизон­тальных.

Нефтеизвлечение может достигать 50-55 %, при водонеф-тяном факторе 4-5.

Для достижения таких конечных результатов необходимо в течение всей разработки проводить большой комплекс ме­роприятий по регулированию разработки - развитие системы заводнения, бурение дополнительных скважин, изменение направления внутрипластовых потоков, дифференцирование перепадов давления на участках с разной продуктивностью, изоляционные работы в скважинах, гидроразрывы пластов, создание дополнительных ответвленных стволов в ранее про­буренных скважинах и т.д. На завершающей стадии разра­ботки при обводнении продукции 70-80 % и выше с целью достижения проектного нефтеизвлечения необходимо приме­нять (современные) физико-химические методы, обеспечива­ющие кольматацию обводненных высокопроницаемых про­слоев и включение в работу низкопроницаемых.

К 4-й группе относим залежи со средневязкой пластовой нефтью - с относительной вязкостью 5-30, проницаемостью более 0,5 мкм².

Влияние на разработку других характеристик таких зале­жей при заводнении оказывается затушеванным, так как ос­новным фактором оказывается вязкость нефти.

Залежи разных размеров, в основном пластового типа, приурочены и к терригенным, и к карбонатным коллекто­рам. Они обычно не обладают сколько-нибудь активным природным режимом, поэтому разрабатываются с искусст­венным воздействием на пласты.

До недавнего времени все такие залежи вводились в раз­работку с применением внутриконтурного заводнения.

Накопленный опыт разработки позволяет говорить о целесообразности выделения в этой группе двух под­групп - с относительной вязкостью пластовой нефти 5-15 и 15-30 и соответственно с проводимостью пластов менее 0,1 мкм²/(мПа·с) и менее 0,05 мкм²/(мПа • с) .

Залежи первой подгруппы, как и сейчас, могут разрабаты­ваться с обычным заводнением - площадным или разрезани­ем на узкие полосы - и активным применением комплекс­ных физико-химических методов в качестве вторичных и третичных.

На залежах второй подгруппы следует в качестве первич­ных с самого начала разработки применять и нетрадицион­ные методы, основанные на использовании заводнения в со­четании с темпом и полимерами (методы, разработанные в ОАО "Удмуртнефть"), а также попеременную закачку воды и собственной нефти в основном при площадных системах.

Применяемые для залежей 4-й группы сетки скважин -равномерные, чаще квадратные с плотностью порядка 16 га/скв.

Для залежей этой группы, в отличие от 1-3-й групп, ха­рактерен быстрый рост обводнения продукции с самого на­чала разработки и достижение водонефтяного фактора 7-8 и более. При этом нефтеизвлечение может достигать 40 %.

Группы (5, 6, 7) включают залежи, находящиеся в систем­ной разработке непродолжительно (есть лишь редкие исклю­чения) или еще не разрабатываемые. Они приурочены как к терригенным, так и к карбонатным коллекторам. В силу объективных процессов развития нефтяной отрасли - это в большинстве своем малопродуктивные залежи, запасы кото­рых принято относить к трудноизвлекаемым. При характе­ристике этих групп пользуемся не относительными, а абсо­лютными значениями вязкости пластовой нефти.

До недавнего времени считалось, что метод заводнения для залежей этих групп неприменим. Но в силу необходимости его начали применять и на залежах групп 5, 6, постепенно обогащая заводнение применением других методов.

5-я группа - залежи с относительно невысокой вязкостью пластовой нефти (1-15 мПа-с), низкой проницаемостью плас­тов (0,01-0,1 мкм²), обычно сопровождаемой высокой их не­однородностью.

Залежи этой группы в карбонатных и терригенных кол­лекторах имеются на месторождениях с высокопродуктивными, продолжительно разрабатываемыми объектами. Они обладают малоэффективными природными режимами. В ка­честве основы систем их разработки можно принимать за­воднение - площадное или избирательное. Но с самого нача­ла разработки в технологических схемах необходимо преду­сматривать в виде неотъемлемых дополнительных составля­ющих систем разработки меры, направленные на преодоле­ние низкой проницаемости пластов, - оптимальную техноло­гию вскрытия пластов при бурении, глубокую перфорацию, массовые гидроразрывы пластов, бурение горизонтальных и разветвленных скважин, воздействие на призабойные зоны скважин кислотами, применение метода газоводяного воздей­ствия на пласты и др.

При расположении скважин по сеткам 12-16 га/скв при правильном обосновании дополнительных составляющих сис­тем разработки возможно достижение нефтеизвлечения до 30-35 %.

6-я группа - залежи со столь же низкой проницаемостью, что в 5-й группе (0,01—0,1 мкм²), но с вязкостью пластовой нефти 15-100 мПа·с. Такие залежи практически не обладают природными энергетическими возможностями. Это наиболее сложные залежи, при разработке которых необходимо пре­одолевать и низкую проницаемость коллекторов, и высокую вязкость пластовой нефти. Системы их разработки должны включать многие мероприятия по работе над скважинами ти­па названных для 4-й группы.

Вместе с тем среди методов воздействия на пласт возрас­тает роль таких, как попеременная закачка воды и собствен­но нефти, применение загустителей для умеренного повыше­ния вязкости нагнетаемой воды, применение тепловых мето­дов в сочетании с полимерами, тепловые обработки добыва­ющих скважин. Разработка таких залежей требует примене­ния сеток скважин 9-12 га/скв в основном с созданием пло­щадных систем. Из-за отсутствия опыта разработки прогно­зировать конечное нефтеизвлечение затруднительно - в зави­симости от комплекса применяемых методов воздействия на пласт и на его прискважинную зону можно ожидать в преде­лах 20-35 %.

К 7-й группе могут быть отнесены залежи с повышенной и высокой проницаемостью, но с вязкостью пластовой нефти более 100 мПа·с. Опыта системной разработки таких залежей очень мало. Исходя из современных представлений такие залежи следует разрабатывать по площадным системам на ос­нове тепловых методов - с внутрипластовым горением или нагнетанием пара в сочетании с физико-химическими мето­дами при плотных сетках скважин - вплоть до 4-9 га/скв. Коэффициенты извлечения трудно прогнозируемы.

8-я группа - единичные залежи нефти с уникальными гео­лого-физическими особенностями, отличающими их от рас­смотренных выше групп, обладающие крупными запасами нефти. Каждая из залежей этой группы требует особого под­хода к разработке. Система разработки каждой из таких залежей определяется на основе проведения специального комплекса геофизических и промысловых исследований. К этой группе могут быть отнесены крупные залежи таких ме­сторождений, как Красноленинское в Западной Сибири, Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское на Северном Кавказе, Тенгиз в Прикаспийской впадине, Узень на Мангышлаке и др. Для примера можно рассмотреть особенности таких за­лежей.

Залежи маловязкой нефти Красноленинского месторожде­ния, связанные с терригенными продуктивными пластами, требуют индивидуального подхода в связи с очень высокой макро- и микронеоднородностью пластов и небольшой раз­ницей между пластовым давлением и давлением насыщения при высоком газосодержании нефти (300 м³/т).

Малгобек-Вознесенско-Алиюртовская залежь в верхнеме­ловых карбонатных отложениях приурочена к длинному ан­тиклинальному поднятию. Продуктивные породы толщиной 350 м залегают пластообразно. Залежь имеет целый ряд осо­бенностей: расположена на большой глубине - 4000 м, имеет массивный характер, поскольку пронизана по всей толщине трещинами, которые в сочетании с кавернами и составляют емкостный объем. Матрица породы нефти не содержит. Уникальны пластовые свойства нефти: при пластовой темпе­ратуре 130 °С нефть имеет высокое газосодержание (400 м/т) и весьма низкую вязкость (0,3 мПа·с).

Пластовое давление превышает гидростатическое в 1,8 ра­за. Залежь обладает активным упруговодонапорным режи­мом.

Залежь месторождения Тенгиз связана с крупным карбо­натным массивом, расположена на глубине 5500 м. В некото­рых частях она похожа на Малгобек-Вознесенско-Алиюртовскую (аномально высокое пластовое давление, высокая температура, весьма низкая вязкость пластовой нефти, высо­кое газосодержание).

В то же время ей свойственны индивидуальные важные особенности - большая высота залежи (более 1500 м), природный упругий режим, сложный характер пустотного объе­ма - сочетание в различных соотношениях трещиноватости с микрокавернозностью.

Залежи месторождения Узень пластового типа в терригенных коллекторах могут быть отнесены к 8-й группе вследст­вие аномально высокого содержания парафина в пластовой нефти (23 %) и близости значений температуры начала крис­таллизации парафина и пластовой (соответственно 60 и 63 °С). Небольшое снижение пластовой температуры под воздей­ствием технологических процессов может вызвать выпадение в пласте парафина из жидкой фазы в твердую. Необходимы специальные решения, направленные на предотвращение это­го процесса.

Очевидно, что каждая из названных залежей 8-й группы нестандартна, выбор для них методов и систем разработки сложный и индивидуальный.

Представленная предварительная схема группирования нефтяных залежей применима к подавляющему большинству существующих в природе месторождений.

Постепенно это группирование необходимо развивать и уточнять. Следует учитывать, что встречаются залежи, кото­рые практически могут быть отнесены к той или иной груп­пе, но дополнительно обладают каким-либо свойством, тре­бующим корректировки приемлемых для группы технологи­ческих решений. Например, залежь в монолитном пласте может повсеместно подстилаться водой, вследствие чего при эксплуатации скважин большую роль имеет конусообразование; залежь может быть связана с песчаными слабосцементированными коллекторами, что приведет к выносу песка и пробкообразованию в скважинах и др. По таким залежам достижение соответствующих групп ожидаемых конечных результатов разработки требует принятия дополнительных технологических решений.

Выше приведено ориентировочное группирование нефтя­ных залежей.

В последние годы все большее внимание уделяется про­мышленному освоению газонефтяных залежей с обширными газовыми шапками. Как правило, они повсеместно или на большей части площади подстилаются пластовой водой. У этих залежей много общего в промыслово-геологической ха­рактеристике, нефтяная часть залежи представляет собой нефтяной слой толщиной в первые десятки метров между газом и водой, при их разработке неизбежна проблема обра­зования конусов газа и воды в добывающих скважинах.

В то лее время есть и принципиальные различия. Как и нефтяные залежи, они отличаются друг от друга вязкостью нефти, проницаемостью и характером неоднородности кол­лекторов, наличием или отсутствием литологических разделов между нефтью и водой, между нефтью и газом, наличием или отсутствием водонасыщенного режима, степенью сцементированности коллекторов и т.п.

Залежи этого типа в зависимости от их характеристики требуют применения плотных сеток скважин - вплоть до 6 га/скв, широкого использования горизонтального бурения, разных видов воздействия на пласты. Возможность группирования газонефтяных залежей появится после накопления продолжительного опыта их разработки.

Список литературы:

Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. — М.: Недра, 1980.

Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных и газовых месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. — М.: Недра, 1982.

Гиматудинов Ш.К., Ширковский AM. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1981.

Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1985.

Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. — М.: Недра, 1980.

Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. — М.: Недра, 1983.

Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1981.

Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.

Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник: Под ред. М.М. Ивановой / 2-е изд. - М.: АО "ТВАНТ", 1994.

Справочник по нефтегазопромысловой геологии: Под ред. Н.Е. Быкова, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова. — М.: Недра, 1981.

Спутник нефтегазопромыслового геолога: Под ред. И.П. Чоловского. — М.: Недра, 1978.

Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985.

Чоловский И.П., Тимофеев В.А., Братин Ю.И. Методы геологопро-мыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд. — Элиста: АПП "Джангар", 1996.

Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд.- М.: Недра, 1992.

Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. В.Е. Гавуры (2 тома). — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений / Материалы совещания в г.Альметьевске в сентябре 1995г. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

Щелкачев В.Н. Избранные труды. 2 тома. — М.: Недра, 1990.

Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. — М.: Недра, 1984.

Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи неф­ти. — Самарское книжное изд-во, 1998.

Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. — М.: Минтопэнерго России, 1996.

Каналин В.Г., Вачин СБ., Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. — М.: Недра, 1997.

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

Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1985.

Панов Т.Е., Петряшин Л.Ф., Лысянский Т.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1986.

Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. — М.: Недра, 1990.

Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. — М: Недра, 1996.

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

Содержание:

Предисловие -------------------------------------------------------------------------------- 2

РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ КАК

НАУКА И ЕЕ ЗАДАЧИ -------------------------------------------------------------------- 3

Глава I. История развития нефтегазопромысловой геологии -------------------- 3

§ 1. Нефтегазопромысловая геология ------------------------------------------------- 3

§ 2. Основные периоды развития нефтегазопромысловой геологии ---------- 4

§ 3. Связь нефтегазопромысловой геологии с другими геологическими и смежными науками ------------------------------------------------------------------------ 9

Глава П. Методы и средства нефтегазопромысловой геологии --------------- 10

§ 1. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии --------------------------- 10

§ 2. Методы получения промыслово-геологической информации ----------- 11

§ 3. Средства получения информации --------------------------------------------- 12

§ 4. Методы комплексного анализа и обобщения исходной информации-13

Глава III. Системный подход к изучению залежей углеводородов --------- 14

§ 1. Понятие системы ----------------------------------------------------------------- 14

§ 2. Возможные представления и типы систем в геологии -------------------- 15

§ 3. Структурные уровни промыслово-геологической системы -------------- 16

§ 4. Роль системного подхода при изучении залежей -------------------------- 17

РАЗДЕЛ ВТОРОЙ. ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ ---------------------------------------------------------------------------------------- 18

Глава IV. Изучение формы залежи -------------------------------------------------- 18

§ 1. Залежь, месторождение --------------------------------------------------------- 18

§ 2. Изучение структурных поверхностей залежи (кровли, подошвы) ---- 19

§ 3. Изучение дизъюнктивных нарушений ---------------------------------------- 28

§ 4. Изучение границ залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов и стратиграфическими несогласиями ----------------------------------------- 32

§ 5. Изучение положения водонефтяных контактов в залежах с подошвенной водой ------------------------------------------------------------------------------------------ 33

Глава V. Изучение внутреннего строения залежей и свойств пород- коллекторов -------------------------------------------------------------------------------------------- 46

§ 1. Факторы, определяющие внутреннее строение залежей ------------------ 46

§ 2. Расчленение продуктивной части разреза скважины ---------------------- 47

§ 3. Емкостные свойства пород-коллекторов ------------------------------------ 52

§ 4. Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов -------------------- 56

§ 5. Фильтрационные свойства пород-коллекторов ----------------------------- 58

§ 6. Сравнительные характеристики терригенных и карбонатных кол­ лекторов -------------------------------------------------------------------------------------- 62

§ 7. Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов --------------- 63

§ 8. Детальная корреляция разрезов скважин ----------------------------------- 73

Глава VI. Свойства пластовых флюидов ----------------------------------------------

§ 1. Физическое состояние нефти и газа в условиях залежей -----------------

§ 2. Пластовые нефти ------------------------------------------------------------------

§ 3. Пластовые газы, конденсаты, газогидраты -----------------------------------

§ 4. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений -------------------

Глава VII. Энергетическая характеристика залежей нефти и газа --------

§ 1. Начальное пластовое давление -------------------------------------------------

§ 2. Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений ------------

§ 3. Природные режимы залежей нефти и газа --------------------------------

Глава VIII. Общие сведения о запасах нефти, газа и конденсата -----------

§ 1. Понятие "запасы углеводородов" ---------------------------------------------

§ 2. Граничные значения свойств нефтегазонасыщенных пород ------------

§ 3. Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата ----------------------

РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ -----------------------------------------

Глава IX. Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей -------------------------------------- 144

§ 1. Системы разработки; геологические данные для их проектирования -- 144 § 2. Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах и геологические условия их применения ----------------------------------- 147

§ 3. Традиционный метод заводнения нефтяных пластов в разных геологических условиях --------------------------------------------------------------------- 151

§ 4. Нетрадиционные методы разработки нефтяных залежей и геологические условия их применения ------------------------------------------------- 153

§ 5. Особенности разработки газовых и газоконденсатных залежей и

влияние на нее геологических условий ------------------------------------------- 159

Глава X. Основные технологические решения при разработке нефтяных месторождений с заводнением и их геологическое обоснование ----------------- 163

§ 1. Выделение эксплуатационных объектов ------------------------------------ 163

§ 2. Геологическое обоснование выбора вида заводнения ------------------- 169

§ 3. Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта ----------------- 181

§ 4. Градиент давления в эксплуатационном объекте ------------------------- 188

Глава XI. Фонд скважин при разработке месторождения ------------------- 191

§ 1. Фонд скважин различного назначения -------------------------------------- 191

§ 2. Скважины с разной очередностью бурения ------------------------------- 192

§ 3. Учет изменений фонда скважин ---------------------------------------------- 194

РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ. ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

ЗА РАЗРАБОТКОЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА -------------------------------- 197

Глава XII. Контроль добычи нефти, газа, попутной воды --------------------- 197

§ 1. Динамика добычи нефти, газа, попутной воды из эксплуатационных объектов при вытеснении нефти водой ----------------------------------------------- 197

§ 2. Геолого-промысловый контроль за добычей нефти, газа, обводненностью продукции, закачкой воды ----------------------------------------- 212

Глава XIII. Контроль пластового давления и температуры ------------------- 217

§ 1. Пластовое и забойное давление при разработке залежей -------------- 217

§ 2. Карты изобар ------------------------------------------------------------------- 223

§ 3. Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. Комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов ------------------------------ 226

§ 4. Получение данных о пластовом и забойном давлении --------------------- 235

§ 5. Контроль температуры пластов в скважинах ------------------------------ 240

Глава XIV. Контроль охвата эксплуатационного объекта процессом

Вытеснения ------------------------------------------------------------------------------------- 246

§ 1. Коэффициент охвата вытеснением и его определение ------------------- 246

§ 2. Исходные данные для построения карты охвата вытеснением однопластового объекта ----------------------------------------------------------------- 254

§ 3. Исходные данные для построения карт охвата вытеснением многопластового объекта ---------------------------------------------------------------- 255

Глава XV. Контроль внедрения нагнетаемой воды в продуктивные

Пласты ------------------------------------------------------------------------------------------ 268

§ 1. Вытеснение нефти водой в разных геолого-физических условиях ---- 268

§ 2. Контроль заводнения продуктивных пластов ----------------------------- 277

Глава XVI. Регулирование процесса разработки нефтяных и газовых

залежей в разных геолого-физических условиях ------------------------------ 288

§ 1. Основные цели регулирования разработки ------------------------------- 288

§ 2. Принципы регулирования разработки ------------------------------------- 289

§ 3. Методы регулирования без существенного изменения принятой

системы разработки ------------------------------------------------------------- 294

§ 4. Методы регулирования, связанные с совершенствованием или изменением систем разработки ------------------------------------------------------ 308

РАЗДЕЛ ПЯТЫЙ. НЕКОТОРЫЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ ---------------------------------------------- 312

Глава XVII. Охрана недр и окружающей природной среды при разведке и разработке месторождений углеводородов ----------------------------------------- 312

§ 1. Общие положения об охране недр и окружающей среды ------------ 312

§ 2. Охрана недр при бурении скважин --------------------------------------- 313

§ 3. Охрана недр при разработке залежей углеводородов ------------------ 315

§ 4. Охрана окружающей природной среды --------------------------------------- 319

Глава XVIII. Схема промыслово-геологического группирования нефтяных залежей (эксплуатационных объектов) ------------------------------------------------ 322

Список литературы