Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов при заводнении пластов на поздней стадии разработки

• Автор: Жеребцов, Евгений Петрович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Альметьевск
• Количество страниц: 236 с. : ил.

1.1. Общая оценка состояния исследованности проблемы.

1.2. Гидродинамические методы заводнения.

1.3. Опыт разработки малопродуктивных низкопроницаемых пластов заводнением.

1.4. Опыт разработки глиносодержащих пластов заводнением.

1.5. Опыт разработки заводнением водонефтяных зон

1.6. О технологиях заводнения на месторождениях Самарской области и Западной

Сибири .
1.7. Современные методы исследования пласта с цслыо повышения эффективности заводнения
ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРУГОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ СКВАЖИНЫ НА МЕЖПЛАСТОВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ В МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
2.1. Постановка задачи исследования взаимовлияния пластов при упругом воздействии скважин на многопластовые пространственно неоднородные коллектора на примере нефтяной залежи Чишминской площади Ромашкинского месторождения.

2.2. Математическая модель фильтрации жидкости в многопластовой системе с

изменяющимися по простиранию толщинами пластов, вскрытой одной добывающей скважиной
2.3. Метод численного решения системы уравнений фильтрации жидкости в многопластовой системе с изменяющимися по простиранию толщинами пластов.
2.4. Задачи фильтрации жидкости в неоднородных многопластовых системах
2.4.1. Стационарное воздействие на контур питания сброса скважины
2.4.2. Нестационарное воздействие на контур питания скважины.
2.5. Физикохимические методы воздействия как средство изменения неоднородности продуктивных пластов.
ГЛАВА 3. АНАЛИЗ ДВУМЕРНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН С МАКСИМАЛЬНЫМИ ОСТАТОЧНЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ.
3.1. Физикоматематическая модель двумерных процессов фильтрации жидкости в
пласте, вскрытом нагнетательными и добывающими скважинами.
3.2. Численный метод решения задачи двумерной фильтрации жидкости в однородном пласте, вскрытом нагнетательными и добывающими скважинами.
3.3. Реализация численной схемы на участках Абдрахмановской и Чишминской
площадей Ромашкинского месторождения. Расчет изменения полей давления на участке с максимальными остаточными запасами. Моделирование размещения новой добывающей скважины.
3.4. Исследование двумерных процессов фильтрации жидкости в зональнонеоднородном пласте, вскрытом нагнетательными и добывающими скважинами.
ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ЗАВОДНЕНИЯ
4.1. Схема распределения технологической жидкости на примере КНС Чишминской площади Ромашкинского месторождения.
4.2. Уравнения распределения технологической жидкости от КНС .
4.3. Приближенные зависимости для показателей распределения технологической
жидкости от КНС .
4.4. Регулирование системы заводнения через КНС.
4.5. Развитие сетей водоводов.
4.6. Некоторые пояснения к методике формирования режимов закачки
4.7. Реализация разработанных технологий на конкретном объекте
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА


Доля текущих извлекаемых запасов малопродуктивных пластов увеличилась с 7 до , что объясняется низкими темпами их выработки. На участках активного влияния закачиваемой воды при раздельной эксплуатации малопродуктивные коллекторы в большинстве случаев вырабатываются не хуже песчаников. Подтверждением и дальнейшим развитием сделанных выше заключений стати проведенные в НПО Нефтегазтехнология работы по исследованию приемистости нагнетательных скважин, ведущих нагнетание вытесняющего агента в многопластовые коллектора с различной проницаемостью. В результате проведенных исследований приемистости нагнетательных скважин, вскрывающих продуктивные пласты горизонта Д Абдрахмановской плошади, было показано, что из перфорированных иропластков принимают вод только 0, т. Сделанные выше выводы полноправно можно распространить и на добывающие скважины. Таким образом, наиболее распространенная ситуация, сложившаяся сегодня в разработке Абдрахмановской площади, когда эксплуатационными и нагнетательными скважинами одновременно вскрыты пласты, сильно отличающиеся по проницаемости рисунок 1. О необходимости приближения нагнетательных скважин к зоне отбора для вовлечения в разработку малопродуктивных пластов указывалось в работах , . Позднее в ТатНИПИнефть было установлено, что при средней проницаемости пластов 0,0, мкм2 радиус эффективного дренирования скважин составляет м, что соответствует плотности сетки ,, гаскв. С учетом прерывистости пластов и их зональной неоднородности наиболее приемлемым расстоянием между скважинами было принято 0 м .