Технологии повышения коэффициента извлечения нефти из неоднородных пластов при заводнении на стадии проектирования

• Автор: Лутфуллин, Азат Абузарович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 143 с. : ил.

1.1. Изменение проектируемой величины коэффициента извлечения нефти в стране в период гг.

1.2. Зависимость коэффициента охвата от плотности сетки скважин

Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТОВ

2.1. Анализ возможных методов увеличения охвата дренированием неоднородных пластов.

2.2. Гидравлический разрыв пласта

2.2.1. Краткая история и результаты проведения ГРП в СССР России.

2.2.2 Анализ изменения величины охвата пласта за счет ГРП

2.2.3. Обоснование критериев подбора скважин для ГРП и рекомендации по

его проведению на примере Романгкинского месторождения.

2.3. Горизонтальные скважины

2.4. Зарезка боковых стволов.
2.5. Гидродинамические методы
2.6. Потоотклоняющие технологии
2.6.1. Ограниченность на применимость ПОТ
2.6.2. Рекомендации по подбору объектов для осуществления ПОТ
2.7. Уплотняющее бурение.
Выводы к главе 2
ГЛАВА 3. ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ НА СТАДИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
3.1. Принцип рационализации оптимизации плотности сетки скважин с
учетом зарезки боковых стволов.
3.2. Развитие установленных методов при проектировании систем разработки и направленных на достижение максимальной степени охвата неоднородных пластов при заводнении
3.3. Геологофизические критерии успешности применения установленных
технологий увеличения коэффициента охвата пластов.
Выводы к главе 3
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ДИССЕРТАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


Кустовая насосная станция
Так как в протоколах ГКЗ указывается только величина остаточных геологических и извлекаемых запасов, то начальные геологические запасы были получены путем суммирования накопленной добычи нефти в соответствии со справкой, представленной недропользователем с величиной остаточных запасов по каждому объекту. Как видно из графика, средневзвешенная величина КИН действительно снизилась, хотя в последние лег она стабилизировалась на уровне . Однако это не говорит о том, что наметилась тенденция снижения эффективности проектирования разработки нефтяных месторождений, как это интерпретируют некоторые исследователи . Согласно которым проектная величина КИН в России с года уменьшилась с до на сегодняшний день, а причиной такого падения они видят в том, что для разработки таких запасов не применяются современные методы увеличения нефтсизвлечения. Наоборот, в последние годы наметилась уверенная тенденция увеличения проектных величин КИН по месторождениям РФ, что наглядно демонстрируют рисунки 1. КИН1 и КИН2 этапы утверждения величины КИН в ГКЗ, соответственно первый и последний подсчет запасов месторождения, а также по пластам см. Приложение. Из этих рисунков видно, что проектные величины КИН увеличиваются. Это происходит как по старым нефтедобывающим провинциям с длительной историей разработки месторождений, как например республика Башкортостан, так и по относительно новым, таким как Оренбургская область. Проектируемые в настоящее время величины КИН вполне сопоставимы с их величинами, характерными для ранее разрабатываемых месторождений с лучшим качеством запасов. Такое явление во многом объясняется эффектом от практического использования современных технологий разработки нефтяных месторождений. Рисунок 1. Рисунок 1. Рисунок 1.