Нестационное заводнение

СОДЕРЖАНИЕ  ВВЕДЕНИЕ………………………….………………………..………6

1. Геологический раздел…………………………………………8                                

1. Общие сведения о районе месторождения………………..........8

2. Стратиграфия и тектоника…………………………………….9                                                                            

3. Характеристика нефтегазоносных пластов……………...……. 13                   

4. Характеристика пластовых флюидов………………..………..19

5. Состояние разработки месторождения………………..……...26                           

2. Теоретическая часть………...………………………………..31                                                      

1. История вопроса……………………………………………31                                                                  

2. Уровень разработанности и проблемы в теории ………..……36                                         

3. Уровень разработанности и проблемы в практике……………39

4. Расчетная часть…………………………………..…………42                            

5. Экологическая безопасность………………………………..46     

3. Заключение……………………………………………………47

Список использованной литературы…………………………………..48

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Изм.

Лист

№ докум. дддокум

Подп.

Дата

Разраб.

Попова

Курсовая работа

Лит.

Лист

Листов

Пров.

Заруцкая

у

4

48

СНТ Гр. Э-04

Н. контр.

Утв.

    Обзорная карта месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

ВВЕДЕНИЕ.

В период истощения основных запасов нефти на «старых» месторождениях России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большее количество остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными. В связи с этим интерес специалистов и производственников к этой проблеме, вызванный необходимостью разработки кардинально новых направлений увеличения эффективности выработки остаточных запасов чрезвычайно высок.

В настоящее время основным способом разработки Лянторского  месторождения является заводнение нефтяных пластов. Эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50…60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях – 30…40%. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением из-за неоднородности коллектора. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов возможно увеличение текущего коэффициента охвата пласта заводнением за счет внедрения вытесняющего агента в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение).

Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие. Не все специалисты по заводнению правильно понимают, какую огромную энергию таит метод инициирования и изменения упругих свойств пласта и флюидов за счет переменных полей давлений. Но методы создания изменяющихся энергетических уровней пласта различны.

Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ на Лянторском месторождении приводит к снижению ее эффективности. Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования. Вместе с тем, следует отметить, что достаточно эффективной технологии выработки трудноизвлекаемых запасов нефти нефтяная промышленность России пока не имеет. В связи с этим многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-произ-

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

6

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

водственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем заводнения водой и другими нефтевытесняющими агентами для вовлечення и интенсификации отбора трудноизвлекаемых запасов, например сочетанием физико-химических и газовых методов. Но идут разными путями, в большинстве случаев не обеспечивая высокую эффективность от базы но ранее известным технологиям НЗ.

Поэтому накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ на Лянторском месторождении должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности нефтевытеснения, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти. Попытки отдельных нефтяных компаний к интенсификации отбора нефти совместным использованием и расширением области применения физико-химических методов не дали желаемого результата ввиду постоянного роста цен на химреагенты. А газовые методы, имеющие наибольшую ожидаемую эффективность и перспективу, сдерживаются от массового внедрения из-за отсутствия надежного оборудования.

Таким образом, технологии нестационарного заводнения имеют большую перспективу на Лянторе и методические приемы определения эффективности применения технологий НЗ, задачи дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются актуальными проблемами современной нефтедобычи, так как эти технологии сегодня обладают более высокой эффективностью. В настоящее время разработаны и запрограммированы различные разновидности расчета технологических показателей нестационарного заводнения, в том числе: 1 - площадного; 2 – рядного; 3 – углового; 4 – кругового; 5 – шахматного; 6 – синусоидального.

Попытки самостоятельного формирования технологиями нестационарного заводнения специалистами нефтедобывающих предприятий не всегда давали желаемые результаты ввиду того, что программы расчета достаточно трудоемки и с другой требуют повышенной квалификации разработчиков.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

7

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

1. Геологическая  часть.

1.1 Общие сведения  о районе месторождения.

Лянторское месторождение нефтегазоконденсатное расположено в   Сургутском районе Ханты  - Мансийского автономного округа Тюменской области, принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Открыто в 1966 году. Залежи располагаются на глубине 2 км. Начальный дебит нефти в скважинах 20-150 м³/сутки. Начальные запасы газа свыше 250 млрд.м³.

В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45 метров (южная часть) до +80 метров (северная часть).

Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера: Майкетлор, Тктуридор, Вэнтымлор и другие.

Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.

Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод апт-альб-саломанского водоносного комплекса.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти.

В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80 км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75 км к юго-востоку от месторождения.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

       1.2 Стратиграфия и тектоника.

Тюменская свита, охарактеризована неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты, приурочен нефтенасыщенный пласт 2ЮС1. Вскрытая мощность свиты варьирует от 52 до 131 м.

Васюганская свита имеет двухслойное строение. Разрез нижней части свиты преимущественно глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами, тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. В разрезе васюганской свиты выявлен нефтеносный горизонт ЮС1, который представляет собой пачку переслаивающих пропластков мелко- и среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями алевритистых аргиллитов. Доля алевритистых аргиллитов в составе горизонта ЮС1 составляет порядка 25-30 %. В песчаниках преобладает кварц. Отсортированность обломочного материала хорошая и средняя. Цемент глинистый и его содержание в песчаниках и алевролитах соответственно составляет 5-10% и 15-20%. Нефтеносный горизонт ЮС1 представлен двумя продуктивными пластами: 1ЮС1 и 1ЮС2 (основной). Общая толщина свиты изменяется от 53 до 75 м. Баженовская свита, выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением, выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным региональным репером при расчленении и сопоставлении разрезов скважин. Меловая система представлена осадками нижнего и верхнего отделов. В составе нижнего отдела выделяются отложения мегионской, вартовской, алымской свит, а также нижней части покурской свиты. Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса и расчленяется на пять пачек. Отложения подошвенной части образуют подачимовскую пачку, сложенную темно-серыми аргиллитами, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод, фораминифер, характеризующих берриасский ярус. Подачимовская пачка отличается хорошей выдержанностью в пределах всего Широтного Приобья. Толщина пачки 40-50 м. Ачимовская пачка охарактеризована преимущественно глинистыми породами серыми, светло-серыми, известковистыми, в нижней и верхней части пачки с прослоями песчаников различной степени глинистости и алевролитами. Песчано-алевролитовые прослои являются продуктивными и индексируются в нижней части как пласты БС21-22 и БС18-19, а в верхней части – пласты БС17, БС16 и 0БС16. Для продуктивных пластов верхней части Ачимовской пачки характерно линзовидное залегание. Толщина пачки варьирует от 60 до 167м. Третья пачка мегионовкой свиты – глинистая – глинистая, образована аргиллитоподобными глинами темно-серыми, местами с тонкими прослоями с светло-серого песчаного материала. Четвертая пачка сложена чередованием   прослоев песчаников и алевролитов с пропластками аргиллитов и аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Именно с разрезом этой пачки связаны продуктивные пласты БС12, БС11 и БС10.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Коллектора продуктивных пластов БС10-12 в пределах района исследований развиты в виде меридионально вы- тянутых полос, расширяющихся в северном направлении. Отдельные продуктивные пласты, вернее их песчаные разности нередко к западу и востоку выклиниваются и замещаются плохо проницаемыми разностями пород. Местами между песчано-алевролитовыми породами пластов БС12 и БС11, БС11 и БС10 прослои глинистых разделов отсутствуют и они сливаются воедино. В таких случаях границы между этими пластами проводятся условно. Разрез мегионской свиты завершается пачкой темно-серых аргиллитов плотных слабоалевритистых. Эта пачка характеризуется широким распространением по территории региона и известна в стратиграфической схеме разреза осадочной толщи Западной Сибири как чеускинская. Толщина мегионской свиты с 400м запада (скв. 25) возрастает до 506м на востоке (скв.103). Четвертичные отложения представлены аллювиальными и озерно-аллювиальными  образованьями – песками, супесями, суглинками и глинами общей толщиной порядка 15-30м. В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту « » представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями. Согласно тектонической карты мезазойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антиклизы в северозападной части Сургутского свода. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка: Востокинский и Лянторский валы. Пимский вал по отражающему горизонту «Б» оконтуривается сейсмоизогипсой  -2700 метров, в пределах которой его размеры составляют 20х190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 22х55 километров.  Он осложнен поднятиями третьего порядка.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

10

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

 Два южных из них  Январское и Востокинское, составляют  северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является  наиболее крупной, оконтуривается  по отражающему горизонту «Б» изогипсой -2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров.

Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту «Б», ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.

В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.

В тектоническом отношении Лянторское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятием 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка – Савуйского структурного носа и Лянторского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода. В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская положительные структуры 3-го порядка формируют Тевлинское куполовидное поднятие.

Геологический разрез Лянторского месторождения представлен образованиями двух структурных элементов – палеозойского складчатого фундамента и мезокайнозойского платформенного осадочного чехла. Нефть подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. (см. рис. 1)

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

11

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов.

Основные запасы нефти Лянторского месторождения, 99,7%, приурочены к терригенным пластам АС9-АС11, выделенным  верхней части вартовской свиты готеривбарремского возраста. Продуктивные пласты АС9, АС10, АС11, представленные песчаниками и алевролитами, отделяются друг от друга глинистыми перемычками толщиной от 2 до 8 метров между пластами АС9 и АС10 и от 0,6 до 3 метров между АС10 и АС11 (см. рис. 2)

Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и AC8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.

Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)

Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10-3 мкм2 и изменяется от 1,1*10-3 до 1830*10-3 мкм2. Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10-3 – 500*10-3 мкм2, проницаемость более 500*10-3 мкм2 характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.

Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

13

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости- 432*10-3 мкм2. В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую газовую шапку и подпираемой подошвенной водой.Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском – связываются с его присводовой частью и восточным крылом.

Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характер изменения песчанности пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре – 44м, Январской – 35м, Востокинской – 18м. Нефтенасыщен-ная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.

Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезерни-стых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 88 скважинам.

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28% Проницаемость изменяется от 1,3*10-3 до 2735*10-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10-3 до 500*10-3 мкм . Участки с проницаемостью менее 100*10-3 мкм2 тяготеют к пог-

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

14

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

руженным частям структурных осложнений.

Коллекторские свойства пласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10-3 до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2. Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса нефти высокая -162.

Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водо-насыщенной – 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части -258*10-3 мкм2, по водо-насыщенной -276*10-3 мкм2. Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10-3 до 316*10-3 мкм2.

Коллекторские свойства пласта АС и определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 536*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 – 1493*10-3 мкм2.

От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники (см. рис.3)

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

15

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Рис. 2  Зональные карты пласта АС9 (а) и АС10 (б): 1,2 – контуры газоносности внешний и внутренний; 3,4 – контуры нефтеносности внешний, внутренний; 5,6,7,8,9 – зоны насыщения соответственно газовая, газонефтяная, чистонефтяная,  газоводонефтяная, водонефтяная.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

17

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

1.4 Характеристика  пластовых флюидов.

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры. Основная характеристика продуктивных горизонтов приведена в таблице 1.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные – в пластах АС9, АС10, АС11; - нефтяные – в пластах БС8, БС8², БС16…17, БС18 и другие.

По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС9…11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению – сложно построенным.

Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пласт продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м.  Проницаемая часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта более или менее однородный.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%). Нефть в пласте залегается в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Проницаемая часть пласта представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается. На южном окончании основной  залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44 метров.  Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.

Пластовые флюиды объектов БС8 и ачимовской толщи по имеющейся информации несколько отличаются от вышележащих пластов в сторону меньших значений- газонасыщенности (44-37 м3/т) и плотности дегазированной нефти (876-873 кг/м3). Пластовые нефти объектов БС8 и ачимовской толщи характеризуются более высокой концентрацией гомологов метана группы С2 – С5 (до 10-16%), что связано с относительно низкой плотностью жидкой фазы. Физико-химическая характеристика пластовых нефтей  исследована на образцах 116 глубинных проб из 71 скважины и на образцах 160 поверхностных проб из 131 скважины. Нефти пластов АС9-11 близки по своим свойствам.  Основные характеристики пластовых нефтей представлены в таблице 2.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

19

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса высокая – 162. По содержанию компонентов нефти пласты АС9, АС10, АС11 близки между собой. Молярная доля метана в составе пластовых газонасыщенных нефтей около 37% для нефтяной зоны и около 53% для газонефтяной зоны. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10, АС11 тяжелые, вязкие, сернистые, парафинистые, смолистые. Пласт АС9 – средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов – смолистые. Характеристика продукции скважин, вскрывших газовую шапку, изучена на материалах исследований 10 скважин пласта АС9 и 13 скважин пласта АС10.                                                                             Нефтяной газ ярко ыраженного метанового типа с молярной концентрацией метана более 90%, содержание неуглеводородных компонентов (азот, диоксид углерода) невелико и в сумме не превышает 2,2 %.  Характеристика газа и конденсата газовых шапок приведена в таблице 3

Выход сырого конденсата по пластам АС9,, АС10 составляет 62 см3/м3 и 63,5 см3/м3 соответственно, выход стабильного конденсата – 53 см3/м3. Плотность стабильного конденсата в среднем равна 745 кг/м3.

Пластовые воды насыщенны газом метанового состава. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,6-2,9 м3/м3. Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно – натриевого типа (ГКН), лишь в восточной части месторождения – хлоркальциевого (скважины № 18, 52, 54, 62, 77) и хлормагниевого (скважины № 66, 69, 70, 78). Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия, калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. Сульфаты отсутствуют, либо их концентрация незначительна.

В качестве микрокомпонентов присутствуют аммоний, бром, йод, бор, которые приведены в таблице 4.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

20

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Таблица 1. Характеристика продуктивных горизонтов.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

21

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

       Продолжение таблицы 1

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

22

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Таблица 2. Характеристика пластовых нефтей пластов АС9-11 Лянторского месторождения.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

23

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Таблица 3. Свойства и состав нефтяного газа Лянторского месторождения.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

24

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Таблица 4. Основные физические свойства пластовых вод Лянторского месторождения.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

25

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

       1.5 Состояние разработки месторождения.

Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазоносные пласты АС9, АС10, АС11, объединенные в один объект АС, нефтенасыщенные – БС8²,  БС18.

Разработка месторождения велась согласно «Технологической схеме разработки Лянторского месторождения», составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и «Анализа разработки Лянторского месторождения», выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:

• Выделение одного объекта разработки АС9-11;
• Размещение добывающих и нагнетательных скважин по обрашенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв.

В настоящее время разработка месторождения ведётся на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в 1985 году.

Месторождение находится в начальной стадии падения добычи нефти.

Проектный уровень добычи нефти (10 млн т) на месторождении был достигнут в 1989 году, максимальный уровень в 1990 году составил 10,35 млн т.

По состоянию на 01.01.1995 г. на балансе НГДУ числится  5030 скважин, то есть реализовано 75,8% проектного фонда. С начала разработки на месторождении отобрано 99,7 млн т нефти, текущий КИН утвержденных запасов составил 0,098 при текущей обводненности 81,6%.

С 1991 года эксплуатационное бурение было перенесено из краевых зон в центральную часть месторождения, которая представлена преимущественно газонефтяной и водогазонефтяной зонами. Объемы эксплуатационного бурения снизились в 1991 году до 846,7 тыс.м, в 1993 – до 671,1 тыс.м при проектных на 1990-1995гг. – 1100 тыс.м в год.

Перенос бурения в центральную часть привел к резкому росту объемов добычи природного газа. В сложившейся обстановке эксплуатация скважин с высоким газовым фактором затруднена, добывающие скважины переводятся в другие категории или в бездействие, консервацию.

Так, в 1991-1992 гг. из добывающего фонда скважин было переведено в фонд газовых 300 скважин. Скважины находятся в обширных подгазовых зонах с незначительными нефтенасыщенными толщинами при отсутствии или незначительных толщинах глинистых разделов на уровне газонефтяного контакта.

Таким образом, основной причиной, осложняющей разработку месторождения, являются прорывы к забоям добывающих скважин природного газа. Суммарный газовый фактор (с учетом отбора природного газа) за последний период увеличился с 556,6 м³/т в 1990г. до 746,2 м³/т в 1994 г., что связано с разбуриванием газонефтяных и газоводонефтяных зон.

Таким образом, эффективность добычи нефти на Лянторском месторождении низкая  в связи со значительными отборами природного газа.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

26

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

и пластовой воды. За 2003 год добыто 8397,099 тысяч тонн нефти при плане 8090 (на 139,349 тысяч тонн больше чем в 2002 году), что составляет 83,98% максимального годового уровня добычи нефти. Темп отбора от начальных извлекаемыз запасов составил 3,7%. Уровень добычи жидкости на 2003 год составил 1147735,166 тысяч тонн при плане 116557. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год составил 6,7 т/сут, по жидкости – 92,2 т/сут, при средней обводненности 92,68%, снижение по отношению к 2002 году составило 0,02%. Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2003 год с учетом эффективности прошлых лет составил 2186,808 тысяч тонн нефти, ГРП провели в 8 добывающих скважинах и 1 нагнетательной, дополнительная добыча составила 80,152 тысячи тонн, ГПП – в 8 добывающих скважинах, дополнительная добыча составила 12,717 тысяч тонн.

Кроме того, провели гидромеханическую шелевую перфорацию в 13 добывающих скважинах и 2 нагнетательных, дополнительно добыто 23,855 тысяч тонн нефти. В течение 2003 года провели работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 19 добывающих и 16 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 20 добывающих  и 52 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции  - в 39 добывающих, с целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 6 нагнетательных скважинах, в 7 – ликвидацию негерметичности забоя. В 2003 году введены в разработку 64 новые добывающие скважины, добыча по которым составила 211,1 тысяч тонн нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 19,3 т/сут при среднегодовой обводненности – 58,56%.  Всего за 2003 год введено под закачку 18 скважин, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин под конец года составил 1303, действующих – 1165 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 330,5 м³/сут. Для оценки выработки запасов и определения текущей газонасыщенности за 2003 год проведены исследования углеродкислородным каротажем в 29 контрольных скважинах с неперфорированной эксплуатационной колонной. Ко

В 2003 году планируемый объем промыслово-гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламенту по исследованию скважин» составлял 4910 добывающих и нагнетательных скважин, фактически исследовано 4898 скважин.

Охват от действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Физико-химические исследования жидкости проведены в 3648 скважинах, что также составили 100% охвата от действующего фонда.

По состоянию на 1.01.2004 года на месторождении пробурено всего 5821 скважина, что составляет 96,1% проектного фонда. Отобрано 173029,316 тысяч тонн нефти с начала разработки (77,1% от начальных извлекаемых запасов). Фонтанный фонд составил всего 112 скважин, дающих – 38, со средним дебитов. Контроль и наблюдение ведется в 150 скважинах. Добыча нефти по

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

27

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

скважинам составила 73,982 тысяч тонн – 0,9% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи – 97,9% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8217,740 тысяч тонн).

Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2004 года составил 3360 – со средним дебитом нефти, 1,6 т/сут, добыча за 2003 год добывающих скважин составила 105,377 тысяч тонн (1,2%). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2004 года по месторождению составил 359 скважин, добывные возможности которых на конец года составили 803,9 т/сут.

Извлечение нефти на месторождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Практически все скважин работают с водой, с обводненностью до 50% работает 151 скважина (4,5% действующего фонда), с обводненностью от 50 до 90% работают 706 скважин (20,9%).

Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90% (2516 скважин – 74,6%), из них 286 скважин работают обводненностью более 98% (8,5%), добыча из них составляет 434,9 т/сут нефти и 30888,6 т/сут жидкости.

Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением боковых стволов 63 скважины. Это, в основном, скважины со слабым притоком (2/3 от общего количества), высокообводненные и аварийные скважины.

Горизонтальные стволы пробурены в 43 скважинах, пологих – в 19, и один неориентированный ствол. Средний дебит нефти новых боковых стволов составил 14,2 т/сут. Добыто новыми боковыми стволами в 2003 году 159,275 тысяч тонн нефти, с начала внедрения мероприятия – 1460,620 тысяч тонн нефти.

Эффективно бурение боковых стволов в скважинах, не имеющих в разрезе газа, или имеющих небольшой этаж газоносности. Скважины с таким типом разреза располагаются в приконтурных областях месторождения (районы ДНС-6, 8, 19) или на Тайбинской структуре (район ДНС – 18).

По состоянию на 01.01.2004 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 51 скважину, 9 – в неработающем фонде, из них 4 скважины из-за прекращения фонтанирования.

• Состояние разработки пласта АС9.

Пласт разрабатывается с 1980 года по площадной девятиточечной системе с плотностью сетки 16га/СКВ. В 1994 году разработка пласта перешла на стадию снижающейся добычи нефти. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1990 году и составил 3562 тыс.т. На 01.01.1995г. из пласта было добыто 30362 тыс.т нефти, 85393 тыс.т жидкости. В целом по пласту при обводненности 77% коэффициент нефтеотдачи составил 0,088. Процесс вытеснения нефти из коллекторов характеризуется низкой эффективностью, утвержденный коэффициент нефтеотдачи 0,369 достигнут не будет.                                   Основной способ эксплуатации скважин пласта АС9 – ЭЦН (77% добывающего фонда), ШГН (13% добывающего фонда), в незначительном количестве – фонтанный способ.  Следует отметить низкий коэффициент использования до-

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

28

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

бывающего фонда скважин пласта. На 01.01.1995г. в добывающем фонде превышало 1443 скважин, из них 380 находились в бездействии.

Согласно проведенному анализу геофизических исследований добывающих скважин пласта АС9, коэффициент работающей толщины изменяется по скважинам от 0,15 до 1,0 и в среднем равен 0,95. Приток не по всей эффективной перфорированной толщине отмечен в 19 скважинах. Во-первых, пласт не включается в работу полностью в скважинах, где перфорацией вскрыты интервалы с различным насыщением (нефть, вода). Фильтрация флюида происходит, в основном, по подошвенной и средней части пласта. Запасы нефти в кровельной части вырабатываются слабо и требуют больших объемов прокачки. Во-вторых, отсутствие притока в отдельных интервалах обусловлено различием фильтрационно-емкостных характеристик в разрезе пласта.

В 7 исследованных скважинах отмечена затрубная циркуляция воды из нижних водонасыщенных пропластков пластов АС9 и АС10.

Закачиваемую воду пласт принимает практически по всей эффективной перфорированной толщине. Коэффициент работающей толщины изменяется от 0,22 до 1,0 и в среднем равен 0,96.

При совместной эксплуатации пластов АС9-10 в добывающих и нагнетательных скважинах коэффициент работающей толщины ниже, чем для самостоятельных скважин и составляет для добывающих скважин – 0,85, для нагнетательных – 0,87.

• Состояние разработки пласта АС10.

За прошедший период разработки добыча нефти месторождения определялась добычей из пласта АС10, содержащего 57,4% балансовых запасов нефти категорий В+С1. Разработка пласта находится на стадии снижающейся добычи нефти, максимальный уровень был достигнут в 1990 году и составил 6220 тыс.т.

В целом по пласту при обводненности 83,7% коэффициент нефтеотдачи составил 0,100 утвержденных извлекаемых запасов нефти, что свидетельствует о низкой эффективности выработки запасов нефти пласта АС10.

По состоянию на 01.01.1995г. на балансе НГДУ числилось 1968 добывающих скважин, эксплуатирующих пласт АС10, из них 446 находилось в бездействии. Основным способом эксплуатации является ЭЦН – 85,7% действующего фонда скважин.

Результаты геофизических исследований по контролю за состоянием разработки свидетельствуют о том, что коэффициент работающих толщин по самостоятельным добывающим скважинам пласта АС10 равен 0,95, в то время как по скважинам, работающим совместно с пластом АС9, он равен 0,85, с пластом АС11 – 0,7. Основным источником обводнения является закачиваемая вода. При эксплуатации водонефтяной зоны происходит также подтягивание пластовой воды снизу, либо затрубная циркуляция воды в интервале перфорации вследствие малой расчлененности и отсутствия глинистых разделов на уровне ВНК пласта АС10. Наличие затрубной циркуляции в интер-

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

29

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

вале перфорации пласта АС10 отмечается в 53 скважинах, т.е. в 28% исследованных скважин самостоятельного фонда.

По скважинам, эксплуатирующим совместно пласты АС9, АС10, основной приток происходит из нефтеводонасыщенных интервалов пласта АС10. Так, в 7 скважинах приток из пласта АС9 не отмечается вообще, а в 4 скважинах пласт АС9 отдает флюид не по всей перфорированной толщине. Основным источником обводнения являются перетоки пластовой воды пласта АС10, а также прохождение фронта нагнетаемой воды по пласту АС9.

Фонд нагнетательных скважин на 01.01.1995 г. составил 614 единиц, из них действующих 480 скважин. В бездействии находится 126 скважин. Фонд совместных скважин составляет 87, из них совместных с пластом АС9 – 61, с пластом АС11 – 26.

Геофизическими исследованиями также установлено, что лучшие показатели работы имеют самостоятельные скважины пласта АС10. Коэффициенты принимающей толщины в них составляют 0,97, в скважинах, совместных с пластом АС9, - 0,87. В 6 скважинах из 17 исследованных совместных с пластом АС11 принимает только пласт АС11, в 3 скважинах – только пласт АС10, в остальных 8 скважинах воду принимают оба пласта. Отмечено, что при перфорации газонасыщенных интервалов вода уходит вверх в газонасыщенную часть пластов. При перфорации нефте- и водонасыщенных интервалов вода продвигается, в основном, не фронтально, а уходит в водонасыщенную часть пластов. Вследствие этого происходит подъем ВНК и подтягивание конуса воды в добывающих скважинах, при этом вырабатываются нижние пропластки, а выработка кровли значительно отстает. Из-за поднятия ВНК и поглощения воды газонасыщенными попластками в ряде скважин произошло замещение нефти и газа на воду и нефть с водой.

• Состояние разработки пласта АС11.

Максимальный уровень добычи нефти по пласту АС11 был достигнут в 1986 году и составил 792 тыс.т. В настоящее время разработка пласта находится в стадии падающей добычи нефти. На 01.01.1995 г. из пласта отобрано 7626 тыс. т. Нефти, 28679 тыс. т. Жидкости, закачано 66166 тыс. м³ воды. Среднегодовая обводненность продукции пласта АС11 в 1994 г. составила 84,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,122.

На 01.01.1995 г. на балансе НГДУ по пласту АС11 числится 236,5 скважин, в том числе добывающих – 151, нагнетательных – 62. Основным способом эксплуатации является ЭЦН (58%). Действующий добывающий фонд составил 116 скважин, действующий нагнетательный фонд – 39 скважин.

Пласт АС11 перфорирован совместно с пластом АС10 в 84 скважинах, в том числе в 59 добывающих и 25 нагнетательных.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

30

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

       2. Теоретическая часть.

       2.1 История вопроса.

Современное состояние сырьевой базы нефтяной отрасли России характеризуется ухудшением структуры и качества запасов. Это обусловлено, во-первых, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, а во-вторых, ростом числа небольших месторождений, доля которых за последние годы в структуре текущих запасов нефти значительно возросла. Разработка таких объектов по обычным технологиям малоэффективна. Закачка различных химических реагентов и их композиций для повышения нефтеотдачи пластов связана с большими затратами. Кроме того, их применение имеет свои ограничения, а результаты не всегда убедительны.

Данные теоретических исследований, экспериментальных и промысловых испытаний свидетельствуют об эффективности физического воздействия на пласт с применением вибросейсмического и виброволнового методов.

Нестационарное заводнение включает периодические изменения режимов работы нагнетательных, а в общем случае – части добывающих скважин. В комплексе с упругими колебаниями оно способствует снижению необходимых для достижения порогового уровня мощностей забойных волновых генераторов, так как создает фоновое знакопеременное поле давления, в котором породы пласта в межскважинном пространстве испытывают чередующиеся сжатие – растяжение. Воздействие упругими колебаниями с относительно малой интенсивностью в поле нестационарного заводнения может служить  своеобразным «спусковым крючком», влияющим на изменение фильтрационных  процессов в пористых средах, структурно-механического состояния породы пласта и насыщающих его компонентов. В результате присущие циклическому заводнению эффекты капиллярной пропитки и изменения направления фильтрационных потоков интенсифицируются и дополняются включением через активизированные зоны деструкции и трещины в процесс фильтрации слабодренируемых и застойных, а также гидродинамически изолированных ранее полей, что обеспечивает синергетический эффект. Хорошо известно, что при периодической работе скважины в неоднородных по проницаемости и послойно заводненных пластах создастся упругий режим фильтрации жидкости, при котором на поверхности контакта незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых пластов возникают гидродинамический градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта, а также капиллярные силы, направленные на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях. При остановке добывающей скважины в высокопроницаемых заводненных пластах процесс восстановления пластового давления протекает быстрее, чем в незаводненных низкопроницаемых пластах.

Переток воды в низкопроницаемый пласт т высокопроницаемого пласта существует до тех пор, пока пластовое давление в них не уравняется.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

31

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Пластовое давление во всех пластах становится одинаковым и равным давлению на контуре питания тогда, когда завершится процесс восстановления давления в низкопроницаемом пласте. Этот период времени от момента остановки скважины до восстановления давления в низкопроницаемом пласте и является временем простоя скважины при работе ее в периодическом режиме эксплуатации.

При спуске скважины в эксплуатацию процесс снижения пластового давления протекает быстрее в высокопроницаемых пластах, чем в низкопроницаемых, в связи с чем возникает переток жидкости (нефти) из низкопроницаемых пластов в смежные высокопроницаемые, который продолжается до перехода работы пластов с упругого на установившейся стационарный режим фильтрации жидкости, при котором давления в пластах одинаковы. Установившийся стационарный режим фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости пластах достигается тогда, когда расширяющаяся депрессионная воронка по низкопроницаемому пласту достигает контура питания.

Таким образом, в сложившихся условиях невозможно достичь равномерной выработки запасов. Для более полного охвата заводнением запасов нефти, сосредоточенных в малопроницаемых и недренируемых областях на площади, применяются нестационарные технологии нефтеизвлечения.

Опытно-промышленные работы по применению циклического заводнения на залежи Лянторской площади были начаты в 1972 г. в центральном разрезающем ряду. В последующем под циклический режим закачки были подключены линии дополнительного разрезания меридионального направления и отдельные очаги заводнения. Осуществление закачки в циклическом режиме противоположными рядами позволило дополнить нестационарное заводнение эффектом смены направления фильтрационных потоков. С 1989 г. началось внедрение системы чередующего режима работы нагнетательных и добывающих скважин.

 В настоящее время  весь нагнетательный фонд площади  эксплуатируется в режиме нестационарного заводнения. Влиянием нестационарного заводнения охвачено большинство добывающих скважин.

К 1988 г., т. е. к моменту перевода на циклический режим работы как нагнетательных, так и добывающих скважин, отбор НИЗ составил по первому блоку 78,8 % при обводненности продукции 84,03 %, по второму блоку 73,8 % при обводненности 80,49 %. Период разработки блоков в нестационарном режиме характеризуется стабильными отборами жидкости и пониженными темпами роста обводненности продукции. Улучшилась динамика темпов отбора НИЗ от накопленной добычи нефти, а прирост активных извлекаемых запасов за период 1988-2002 гг. составил 3811,53 тыс. т по первому и 5044,11 тыс. т по второму блоку.

За 15 лет разработки в нестационарном режиме дополнительно добыто 3622211 т, в том числе 1784581 т по блоку 1, 1837630 т по блоку 2. За счет циклического заводнения текущая нефтеотдача повысилась на 1,6 %.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

32

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Из 346 скважин добывающего фонда первого блока к концу 1999 года из эксплуатации была выведена 41. Из оставшихся 305 двадцать были остановлены в период 2000-2002 гг. Это преимущественно высокообводненные скважины, по которым в 2000-2001 гг. положительного эффекта от нестационарного заводнения получить не удалось. Всего по рассматриваемому фонду добывающих скважин первого блока за период 2000-2002 гг. дополнительно добыто 160928 т нефти, в среднем 527 т на одну скважину.

Из 305 скважин в 191 (62,6%) в течение 2000-2002 гг. был получен положительный эффект от технологии нестационарного заводнения. В их числе 110 скважин из 139, работающих в режиме увеличения отборов жидкости. По этой группе получен основной прирост добычи нефти – 120853 т, или три четверти всего прироста по блоку 1. (см. таблицу  5)

По группе скважин, работающих в режиме ограничения отборов жидкости, положительный эффект за 3 года получен в 77 скважинах из 146, или 52,7%. В течение 2001-2002 гг. в большинстве скважин этой группы происходило снижение эффекта.

Как показал выборочный анализ по 115 добывающим скважинам (33% от всего фонда), аналогичная тенденция имеет место и по блоку 2.

Период разработки блоков в нестационарном режиме характеризуется стабильными отборами жидкости и пониженными темпами роста обводненности продукции (рис. 4)

Динамика дополнительной добычи нефти на блоке 1 и 2 различна. Если исключить сезонные колебания прироста нефти и перейти к годовым показателям, то прослеживаются следующие тенденции. Применение технологий НЗ на блоке 2 в первые три года привело к значительному приросту добычи нефти с максимальным значением в 1990 году. Затем наблюдается снижение эффекта вплоть до 1996 года, когда эффективность применяемых на блоке технологий НЗ снизилась более чем в 2 раза. На блоке 1 в этот период  технологии НЗ менее эффективны по сравнению с блоком 2. Однако сам эффект на этом блоке более стабилен, более того, наблюдается слабый рост эффекта, так что, начиная с 1994 года, эффективность НЗ на блоке 1 выше, чем на блоке 2. Начиная с 1996 года наблюдается рост эффективности нестационарного заводнения на обоих блоках, который продолжается до 1998 года. Этот рост связан с перестройкой системы ППД, переводом ряда добывающих скважин под закачку, что привело к подключению к  дренированию дополнительных нефтенасыщенных областей площади. После 1998 года наблюдается спад эффективности технологий НЗ. В период 2000 – 2002 гг. в 37,4% добывающих скважин в зоне воздействия НЗ имели место снижение эффективности технологии, уменьшение прироста добычи нефти.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

33

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Таблица 5. Пример расчета дополнительной добычи нефти на Лянторском месторождении за счет нестационарного заводнения по блоку 1.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

34

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Рис. 4. Динамика текущих показателей разработки блоков 1 и 2 Лянторской площади

Блок 1: 1 – нефть, 2 – жидкость, 3 – обводненность.

Блок 2: 4 – нефть, 5 – жидкость, 6 – обводненность.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

35

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

       2.2 Уровень разработанности и проблемы в теории.

Оценка эффективности разработки эксплуатационного объекта или отдельных проводимых на нём крупномасштабных и массовых мероприятий связана с решением обратной задачи разработки нефтяных залежей. В настоящее время для этого широко используют характеристики вытеснения. Однако имеются известные ограничения в их применении, связанные с возможностями статических методов в целом.

Характеристики вытеснения не отражают реально изменяющихся условий разработки залежи и более или менее удовлетворительно описывают только позднюю стадию эксплуатации. Основой практически всех известных методов, особенно нестационарного заводнения, является постоянство годовых отборов жидкости. Если задаваться другим законом, описывающим динамику отбора жидкости, то получаются более сложные эмпирические зависимости между добычей нефти, воды и жидкости.

В реальных условиях разработки объектов, когда высокодебитные скважины отключаются, годовой отбор жидкости не может сохраняться на постоянном уровне без проведения дополнительных мероприятий по интенсификации разработки. Такими мероприятиями могут быть увеличение депрессии на пласт, интенсификация системы заводнения, повышение предельной обводненности скважин, бурение дополнительных скважин. Следовательно, вариант доразработки длительно эксплуатируемого объекта, рассчитанный по одному из методов характеристик вытеснения, не может служить базовым вариантом разработки, поскольку требует сохранения на будущий прогнозируемый период уже сложившейся системы разработки и применяемой технологии эксплуатации скважин без проведения дополнительных мероприятий. Таким образом, извлекаемые запасы нефти, которые оцениваются традиционным способом по характеристикам вытеснения при постоянном отборе жидкости, не являются прямым следствием реализуемой системы разработки. Существующие многочисленные эмпирические методы характеристик вытеснения практически не применимы для решения обратной задачи разработки нефтяных залежей и оценки эффективности технологий нестационарного заводнения.

Предложен новый способ восстановления основных параметров эксплуатационных объектов по истории разработки и оценки эффективности мероприятий на основе аналитической методики расчетов показателей разработки залежей Лянторского месторождения. Суть его состоит в построении графической зависимости qн = f(Qн). Показатели qн и Qн рассчитываются по следующим формулам:

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

36

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

,

qн – годовая добыча нефти; qо – начальная добыча нефти; Кэ – коэффициент эксплуатации скважин; nд и  nн – число соответственно добывающих и нагнетательных скважин; p – перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин; Qн – накопленная добыча нефти; Qo – начальные извлекаемые запасы нефти.

Если по фактическим данным разработки конкретного экспоуатационного объекта построить зависимость qн = f(Qн), то при прямолинейном ее характере можно определить потенциальные извлекаемые запасы нефти, а следовательно, коэффициент извлечения нефти (КИН). Это достигается экстраполяцией прямолинейных участков рассматриваемых зависимостей до пересечения с осью абсцисс Qн . Таким образом, определяются потенциальные извлекаемые запасы нефти на различные периоды разработки: к моменту начала внедрения нестационарного заводнения, моменту перехода к методу ИНФП и импульсному воздействию. Степень увеличения КИН в результате внедрения различных модификаций нестационарного заводнения определяется по формуле:

2 – К в · exp

где, но2 – КИН соответственно к моментам начала внедрения и перехода к различным технологиям нестационарного заводнения; Кв – коэффициент вытеснения; S1, S2 – плотность сетки скважин соответственно к моменту внедрения и после перехода к различным технологиям нестационарного заводнения.

На зависимости qн = f(Qн) довольно четко прослеживаются прямолинейные участки, начиная с раннего периода разработки. Это позволяет определить введенные и потенциальные извлекаемые запасы нефти до начала нестационарного заводнения. Из представленных зависимостей видна общая тенденция роста вовлеченных в разработку запасов нефти, характерная для всех рассмотренных объектов. Это прежде всего связано с масштабными мероприятиями, проводимыми непрерывно в процессе разработки залежей: бурение скважин, нестационарное заводнение и др. Однако, в определенные периоды, ограниченные прямолинейными участками рассматриваемых зависимостей, прироста извлекаемых запасов нефти практически не наблюдается, несмотря на бурение новых скважин. Следовательно, дополнительные скважины способствовали  преимущественно интенсификации или поддержанию текущей добычи нефти.

По предложенной методике рассчитаны приросты КИН в результате внедрения нестационарного заводнения. Видно, что прирост КИН составляет

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

37

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

1,8-10%. Наибольший эффект получен в высоконеоднородных карбонатных коллекторах, насыщенных нефтью средней вязкости (44 мПа·с).

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

38

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

2.3. Уровень разработанности  и проблемы в практике.

Метод нестационарного заводнения с переменой направления фильтрационных потоков в пласте является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти. Нестационарное заводнение осуществляется за счет попеременной работы нагнетательных и добывающих скважин по определенным программам, разработанным применительно к конкретным геолого-физическим условиям с учетом технических возможностей системы поддержания пластового давления (ППД). Для повышения эффективности нестационарное заводнение можно сочетать с обработками скважин, направленными на выравнивание профилей приемистости, изоляцию водопритоков и интенсификацию добычи.

В качестве объекта нестационарного воздействия рассматривались нефтяные залежи Лянторского месторождения, представленные песчаными слоисто-неоднородными пластами с хорошей гидродинамической связью между прослоями и выдержанные по простиранию. В результате выполненного критериального анализа имеющейся геолого-промысловой, геофизической информации и проектной документации были сделаны выводы о предпочтительности применения технологии нестационарного заводнения с  точки зрения эффективности для различных геолого-промысловых условий и выделены следующие объекты:  пласт  АС10  Лянторского месторождения.

Участки для реализации нестационарного заводнения были выбраны на основе результатов анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, а также распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.

Коллекторы представлены песчаниками серыми, буровато-серыми за счет нефтенасыщения, крупно-, средне-, мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми, сцементированными глинистым цементом, участками с прослоями и линзами различной формы карбонатного песчаника, однородными или слоистыми.

Эффективность нестационарного заводнения зависит от правильного определения длительности циклов воздействия. На основе средней проницаемости опытного участка, найденной в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИС и исследования кернов, были рассчитаны средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.

На основании информации о реакции добывающих скважин на изменение объемов закачки воды, результатах исследований по закачке индикаторов и технических возможностях системы ППД был определен полуцикл нестационарного воздействия с учетом вязкости пластовой нефти, пористости и проницаемости пласта, характерных для данного объекта. В результате расчетов было получено, что длительность полуцикла по опытному участку

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

39

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

пласта АС9 составляет 3,5 мес, или 107 сут. Технологические показатели закачки до начала применения технологии. Анализ показал, что суммарная закачка по всем скважинам КНС при проведении циклического заводнения (в период как первого, так и второго полуциклов) не будет превышать среднемесячную закачку при стационарном заводнении и проектную мощность КНС.

На основе анализа состояния разработки пласта АС9 Лянторского месторождения и полученных результатов расчета параметров реализации нестационарного заводнения был составлен график работы (пусков-остановок) нагнетательных скважин в соответствии с рассчитанной длительностью циклов. Для увеличения эффективности процесса нестационарного заводнения в скважинах системы ППД было запланировано проведение работ по перераспределению фильтрационных потоков (ПФП) и интенсификации приемистости с учетом имеющейся геолого-промысловой информации, включая данные ГИС-контроля.

Дополнительную добычу нефти, полученную в результате применения нестационарного заводнения в сочетании с обработкой призабойной зоны (ОПЗ фильтрационных потоков, оценивали: методом характеристик вытеснения, на основе анализа динамики текущей добычи нефти всех скважин участка и динамики добычи нефти единичных скважин участка.

Для изменения параметров работы всех добывающих скважин опытного участка в результате применения нестационарного заводнения для каждой скважины была построена динамика добычи нефти и обводненности. Применение нестационарного заводнения благоприятно повлияло на 29 скважин, стабилизировалась обводненность и снизился темп падения дебита.

В результате применения нестационарного заводнения восемь скважин, находившихся в простое в течение 2005 года, были введены в эксплуатацию с начала 2006 года. На 01.01.06г. в результате применения нестационарного заводнения было дополнительно добыто 18543 тонн нефти. Также следует отметить, что после проведения ОПЗ нагнетательных скважин обратными эмульсиями обводненность продукции окружающих добывающих скважин снизилась с 95,3 до 94,1%, а суммарная добыча нефти по окружающим добывающим скважинам возросла от 8617 до 10263 т/мес.

Таким образом, анализ результатов реализации первого полуцикла нестационарного заводнения на опытном участке Лянторского месторождения показал целесообразность применения этой технологии в сочетании с обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков.

Анализ применения нестационарного заводнения в сочетании ОПЗ на Лянторском месторождении показал эффективность выполненных мероприятий. Обводненность продукции стабилизировалась, добыча нефти увеличилась как по отдельным скважинам, так и по участку воздействия в целом, что подтверждает правильность выбора параметров реализации технологии на каждом опытном участке. Ранее для месторождения Лянтора

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

40

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

была определена продолжительность полуциклов нестационарного заводнения около 15 суток. Однако этот срок требует существенных корректировок, и расчет параметров реализации технологии необходимо выполнять для каждого конкретно выбранного опытного участка. Отмеченное особенно важно на современном этапе развития нефтяной промышленности, когда  в разработку вводится все больше месторождений с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных пластов разукрупняются сетки скважин вследствие вывода скважин из добывающего фонда по причине обводненности или малой продуктивности; запроектированные системы сбора нефти и воды не соответствуют существующим в настоящее время форсированным  темпам отбора жидкости; отсутствует возможность изменения режимов работы ЭЦН без привлечения бригад по ремонту скважин. Все эти вопросы, очевидно, должны учитываться уже на стадии проектирования системы разработки месторождений, чтобы в процессе их эксплуатации можно было оперативно устранять встречающиеся технические затруднения и повышать технико-экономические показатели и коэффициент извлечения нефти.

При реализации нестационарного заводнения на выбранных участках также отмечались затруднения технического характера, связанные с особенностями системы разработки месторождений и ППД: невозможность переброса закачиваемой воды с одних скважин на другие, остановка достаточно большого числа нагнетательных скважин, оперативное изменение режимов работы добывающих скважин и др. Это, несомненно, негативно повлияло на эффективность проведенных мероприятий.

Анализ результатов применения нестационарного заводнения на опытных участках показал, что эта технология может быть реализована на 36% разрабатываемых объектов Лянторского месторождения. Возможная дополнительная добыча нефти от мероприятий в сочетании с обработками скважин составит около 300-500 тысяч тонн в год.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

41

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

           2.4 Расчетная часть.

          ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

          И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА.

Проектирование процесса закачки воды.

Дано:

Количество нефти, извлеченной из залежи Qнд = 19872 т/сут

Количество воды, извлеченной из залежи Qв = 8600 т/сут

Пластовое давление Pпл = 21 Мпа

Коэффициент растворимости газа в нефти α = 5 м³/(м³ * Мпа)

Пластовая температура Тпл = 334,5 К

Объемный коэффициент нефти bн = 1,7

Объемный коэффициент воды bв = 1,01

Плотность дегазированной нефти ρнд = 891кг/м³

Плотность нагнетаемой воды ρв = 1008 кг/м³

Стоимость нагнетательной скважины Сс = 180000 руб

Коэффициент приемистости  скважины Κпрм = 50 м³/(сут*Мпа)

Глубина скважины Lс = 2080 м

Время работы нагнетательной скважины t = 12 лет

КПД насосного агрегата η = 0,6

Коэффициент сверхсжимаемости z = 0,87

Расчет:

1. Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляем по формуле академика А. П. Крылова:

Pун = -  (Рст – Рпл – Ртр),

            где  Сс – стоимость нагнетательной скважины, руб.;

       - КПД насосного агрегата;

       Кпрм -  коэффициент приемистости нагнетательной скважины,   м³/(сут ∙                    МПа);

       t – время работы нагнетательной скважины, год;

      w – энергетические затраты на нагнетание 1 м³ воды при повышении давления на 1МПа, кВт ∙ ч/(м³ ∙МПа)  (w = 0,27)

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

42

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

        Св – стоимость 1 кВт ∙ч электроэнергии, руб/(кВт ∙ ч)  (Св 0,015);

         Рст  - гидростатическое давление воды в скважине глубиной Lc' Мпа

Рст = 10 ρв gLc';

Рст = 10 ∙1008 ∙ 9,81 ∙ 2080 = 20,5 Мпа.

Pтр – потери давления при движении воды от насоса до забоя, Мпа;

Величину Pтр можно принять равной 3 Мпа,

Pпл – среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, Мпа;

тогда:

Рун = - (20,5 – 21 – 3)  =  -   (20,5 – 21 – 3) = 3 + 3,5 = 6,5 Мпа.

1. Давление на забое нагнетательной скважины

Pзаб.н = Ру.н + 10 ρв gLc – Pтр;

Рзаб.н = 6,5 + 10 ∙1008 ∙ 9,81 ∙ 2080 – 3 = 24 МПа.

2. Необходимое количество закачиваемой воды Vв (в м³/сут)

Vв = 1,2 (Vнпл +Vг св пл +Vвпл),

Vнпл – объем добываемой нефти, приведенной к пластовым условиям, м³/сут;

Vг св пл – объем свободного газа в пласте при Рпл и Тпл, который добывается вместе с нефтью за сутки, м³/сут;

Vвпл – объем добываемой из залежи  воды, м³/сут.

1. Объем нефти в пластовых условиях:

Vнпл = 10³ Qнд bнпл /ρнд = 10³∙ 19872 · 1,7/891 = 37,92 ·10³ м³/сут

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

43

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

2. Объем свободного газа:

Vг св пл = ;

Vг св пл = м³/сут

3. Объем воды:

Vвпл = 10³ Qв bвпл/ρв = 10³ ∙ 8600 ∙ 1,01/1008 = 8617 м³/сут.

 Суточный объем закачки  воды:

Vв = 1,2 (Vнпл + Vг св пл + Vвпл) = 1,2 (37920 + 4842 + 8617) = 61654 м³/сут.

Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 61654 м³ при давлении на устье скважины Ру.н = 21 МПа.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

44

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

РАСЧЕТ ЧИСЛА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.

Дано:

Забойное давление Рзаб.н = 24 МПа

Объем закачиваемой воды Vв = 61654м³/сут

Пластовое давление Pпл = 21 МПа

Коэффициент приемистости  скважины Κпрм = 50 м³/(сут*МПа)

Расчет:

1. Объем закачки воды в одну нагнетательную скважину:

qвн = Кпрм (Рзаб.н – Рпл) = 65 (24 – 21) = 195 м³/сут

2. Число нагнетательных  скважин:

n = Vв/qвн = 61654/195 = 316

Таким образом, в данных условиях требуется 316 нагнетательных скважин.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

45

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

            2.5  Экологическая безопасность.

При проведении работ по повышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техники безопасности, вытекающей из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности. Главным загрязнителем окружающей среды при нефтегазодобыче являются выбросы в атмосферу газов и разлив нефти по поверхности воды.  Однако, при помощи специальной техники этот вопрос стал решаться.  Шестнадцать единиц нефтесборных скиммеров разной конструкции позволяют собирать нефть с водной поверхности различными способами в зависимости от той или иной ситуации.  Оно очень эффективно для откачки нефти с поверхности озер и болот, но во время течения его эффективность резко снижается. Для решения этой проблемы используют три катера-нефтесборщика, оборудованных скиммерами. Также нефть оказывает вредное воздействие не только на воду, но и на недра земли. В этом случае грунт обезвреживают, а именно, а именно – производят утилизацию нефти. При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды или газа на всех объектах системы – кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины – должно быть организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек газа и воды. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

46

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

3. Заключение.

Анализ результатов применения технологий нестационарного заводнения показывает, что данные технологии широко использовались и используются поныне на месторождениях Западной Сибири, на Лянторском месторождении, в том числе и на залежах с повышенной вязкостью нефти. Отмечено, что эффект технологий выше на объектах, где система заводнения позволяет изменять направления фильтрационных потоков. Вместе с тем, отмечается, что на месторождениях, объекты которых находятся в поздней стадии и где технологии циклического заводнения длительное время находятся без изменения, нестационарный процесс постепенно приближается к стационарному, эффективность технологии падает. Поэтому необходимо дальнейшее развитие традиционных технологий НЗ, а также создание принципиально новых технологий нестационарного нефтеизвлечения.

Создание новых технологий должно основываться на солидной базе теоретических исследований и промысловых работ. Продолжение исследовательских работ в области нестационарных процессов фильтрации позволило сформулировать основные принципы развития технологий НЗ. Согласно результатам данной работы в первой и второй стадиях разработки месторождений лучше всего применять циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин, способствующее более активному заводнению низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в областях пласта близких к зоне нагнетания воды. В третьей стадии разработки с приближением фронта заводнения к добывающим скважинам необходимо переходить на чередование отборов жидкости по добывающим скважинам и закачки воды по нагнетательным скважинам в противоположных фазах. В четвертой заключительной стадии разработки возможен переход на технологию постоянной закачки воды в нагнетательные скважины и чередующиеся отборы нефти по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади.

Применительно к залежам нефти, находящимся в четвертой стадии разработки разработаны и промышленно испытаны новые технологии нестационарного нефтеизвлечения, которые дали положительные технологические и экономические эффекты.

Таким образом, развитие технологий НЗ на Лянторском месторождении продолжается, и их роль среди традиционных технологий нефтедобычи возрастает.

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

47

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Список использованной литературы.

1. Владимиров И. В. «Нестационарные технологии нефтедобычи. (этапы развития, современное состояние и перспективы)». Ведущие редакторы: Любимова Н.Е, Астахова А.Н. ( ОАО «ВНИИОЭНГ» Москва 2004 г.).
2. Акульшин А. И., Бойко В. С., Зарубин Ю. А. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Под редакцией Игнатьева Н. Е. Издательство «Недра», 1989.
3. Исаченко В.М.,  Мишарин В.А, Сонич В.П., Самсоненко Д.В. (ТО "СургутНИПИнефть"). 
   Технико-экономическая оценка методов воздействия на пласты месторождений ОАО "Сургутнефтегаз»
4. Р.Р.Шагиев, Р.Г.Шагиев (Академия народного хозяйства при Правительстве) 
   Повышение нефтеотдачи пластов, развитие профессионализма и новые образовательные стандарты.
5. Солодовников А.Ю., Ивачев И.В., Хатту А.А., Соромотин А.М. (ОАО "Сургутнефтегаз") 
   Этно-социальные и эколого-технологические особенности освоения Лянторского  месторождения ОАО "Сургутнефтегаз"

СНТО. 130503.02.01 Э-04

Лист

48

Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата