Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе геолого-технологического моделирования

На правах рукописи

НИЗАЕВ РАМИЛЬ ХАБУТДИНОВИЧ РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Бугульма – 2010 2

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.

доктор технических наук,

Научный консультант:

академик АН Республики Татарстан Ибатуллин Равиль Рустамович - доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Золотухин Анатолий Борисович - доктор технических наук Газизов Айдар Алмазович - доктор технических наук Иктисанов Валерий Асхатович Общество с ограниченной ответствен

Ведущая организация:

ностью научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

Защита состоится 15 октября 2010 года в 1400 часов на заседании дис сертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан августа 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук И.В. Львова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы В настоящее время большинство крупнейших месторождений нефти вступило в позднюю стадию разработки, что обуславливает значительное снижение эффективности традиционных методов извлечения нефти из недр.

Увеличивается доля запасов высоковязких нефтей. Именно поэтому в по следние годы все большее внимание уделяется проблемам использования различных технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях истощенных объектов и высоковязких нефтей.

Запасы нефти относят к трудноизвлекаемым, если для их разработки необходимо привлекать повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и специальные реагенты и материалы. В условиях месторож дений Урало-Поволжья этим характеристикам отвечают запасы, заключен ные в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,05 мкм2);

в зонах контакта нефть-вода (водонефтяных зонах);

содержащие высоковязкую нефть и т.д.

К категории трудноизвлекаемых относятся также остаточные запасы нефти на месторождениях, выработанные свыше 80 %, поскольку для их дальней шей разработки требуются капитальные вложения и эксплуатационные за траты, соизмеримые с затратами в период освоения месторождения.

Важной проблемой нефтяной отрасли является освоение месторожде ний высоковязких нефтей. Интерес к разработке этих месторождений связан, прежде всего, с выработанностью основных запасов маловязких нефтей. Так на месторождениях Татарстана с начала разработки отобрано свыше 80 % начальных извлекаемых запасов нефти. При этом ускоренными темпами вы рабатывались активные запасы легких девонских нефтей при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов. Остаточные запа сы нефти по РТ в терригенных отложениях составляют 65,1 % (средняя вы работанность запасов более 80 %), в карбонатных отложениях – 32,2 % и на долю сверхвязких нефтей (СВН) приходится 2,6 %. На долю запасов нефти по РТ с вязкостью выше 200 мПа*с приходится 8 %, на долю карбонатных отложений – 28,2 %, на долю терригенных отложений – 63,8 %. На Ромаш кинском месторождении остаточные запасы нефти в терригенных отложени ях составляют 88,3 % (средняя обводненность более 87 %), в карбонатных отложениях – 11,7 %.

Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время инструментом для прогнозирования разработки месторождений угле водородов и мониторинга их эксплуатации. Созданы различные программ ные продукты и накоплен многолетний опыт их использования нефтегазовы ми компаниями. Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Software So lution, Tigers, CMG. Среди отечественных программных продуктов наиболь шее распространение получили LAURA, ГЕОПАК, ТЕХСХЕМА, TimeZYX Пересвет, ТРИАС. В основе этих моделей – результаты фундаментальных исследований в области общей геологии, гидродинамики и экономики, про водящиеся специалистами различных стран.

На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли роль моде лирования в повышении эффективности эксплуатации месторождений воз растает в связи с бурным развитием эффективных компьютерных технологий и технических средств, значительным расширением числа технологий и ме тодов, используемых для совершенствования процесса разработки месторо ждений, а также ухудшением ресурсной базы и состояния разработки место рождений, «старением» объектов обустройства, резким увеличением доли бездействующего фонда скважин, низкими дебитами и высокой обводненно стью продукции, неравномерным распределением в объеме продуктивного пласта остаточных запасов нефти и т.д.

Для эффективного применения той или иной технологии необходимо предварительное её теоретическое апробирование. Одним из способов такого апробирования является построение гидродинамической модели процесса разработки.

Тепловые методы разработки месторождений высоковязких нефтей при всей их эффективности требуют значительных энергозатрат и капитальных вложений, что в конечном итоге ведет к повышению себестоимости добычи нефти. Поэтому совершенствование существующих и создание более эффек тивных и менее энергоемких методов разработки таких запасов является од ной из важнейших задач. С учетом все возрастающих объемов добычи высо ковязких нефтей актуальность этой проблемы с каждым годом возрастает.

Цель диссертационной работы заключается в развитии технологий для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов неф тяных месторождений на основе использования методов геолого технологического моделирования.

Задачи исследований 1. Создание блочно-сеточной гидродинамической модели залежи нефти и оценка результатов воздействия на пласты полимердисперсными система ми.

2. Выбор эффективной системы разработки залежи, содержащей высо ковязкую нефть, при тепловом воздействии с использованием термогидроди намического моделирования.

3. Обоснование новых промышленных технологий разработки залежей высоковязких нефтей с подстилающим водоносным горизонтом.

4. Оценка зависимости технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности вдоль ствола нагнетательной горизон тальной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

5. Оценка влияния на коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты сква жин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНК, длин стволов разветвлений, направлений разветвлений горизонтально го ствола для условий залежей турнейских отложений.

6. Обоснование на базе созданной геологической и гидродинамической моделей траекторий горизонтальных скважин и боковых стволов в пределах участков 1 блока Абдрахмановской площади.

7. Оценка влияния некондиционных значений параметров пласта на ве личину запасов нефти и технологические показатели разработки на примере модельного участка 1 блока Абдрахмановской площади Ромашкинского неф тяного месторождения.

Научная новизна 1. На основе интегральных законов сохранения массы создана блочно сеточная модель фильтрации двухфазной жидкости на неструктурированной сетке, предназначенная для расчета технологических показателей разработки и оценки выработки запасов нефтяных объектов.

2. С использованием точного решения для давления в круговом пласте радиуса rk со скважиной постоянной интенсивности получены зависимости, связывающие дебиты скважин и забойные давления. На основе интегральных законов сохранения массы получены разностные соотношения, учитываю щие переток жидкости между подобластями и оценивающие влияния напора краевых вод на динамику технологических показателей разработки нефтяных месторождений.

3. Для оценки влияния отключения скважин с использованием условия сохранения материального баланса получена зависимость между значением средней насыщенности в блоке (подобласти) и обводненностью скважин.

4. На основе анализа результатов термогидродинамического моделиро вания карбонатных отложений установлено, что бурение боковых стволов в нагнетательных скважинах в радиальном направлении длиной 0,30-0,35 д. ед.

по отношению к расстоянию между скважинами в сочетании теплового воз действия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3–0,5 д.

ед. от порового объема, приводит к наиболее экономически эффективному ре зультату при извлечении высоковязкой нефти из залежи при любой сетке скважин.

5. На основании моделирования предложен и обоснован новый метод повышения коэффициента нефтеизвлечения залежи высоковязкой нефти за качкой теплоносителя в подстилающий водоносный пласт через вертикаль ную нагнетательную с поочерёдным переводом под циклическую закачку те плоносителя вертикальных добывающих скважин.

6. На основе гидродинамических расчетов для условий залежей тур нейских отложений месторождений Татарстана получены уравнения, связы вающие коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНК, длинами стволов разветвлений, направлениями разветвлений горизонтального ствола.

7. Разработана гидродинамическая модель процесса вытеснения нефти с применением полимердисперсной системы.

Защищаемые положения 1. Блочно-сеточная модель фильтрации в пласте и оценка результатов воздействия на нефтяные пласты полимердисперсными системами.

2. Способ выбора эффективной системы разработки залежи содержа щих высоковязкую нефть при тепловом воздействии в пласт на основе мате матического моделирования;

3. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с подстилаемой во дой путем закачки теплоносителя в подстилающий водоносный пласт на ос нове математического моделирования.

4. Оценка зависимости технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности по стволу нагнетательной горизонталь ной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

Практическая ценность работы 1. Предложенная блочно-сеточная модель фильтрации применима для расчета технологических показателей разработки и оценки выработки запа сов нефти по подобластям и по объекту в целом. Эта модель апробирована для различных систем заводнения. Результаты расчетов технологических по казателей разработки на основе блочно-сеточной модели были использованы в проектных документах разработки Ново–Шешминского, Ямашинского, Та вельского, Ильмовского, Чишминской площади Ромашкинского месторож дений.

2. С использованием результатов термогидродинамического моделиро вания пластов северо-восточного бортового склона Мелекесской впадины ус тановлено, что бурение боковых стволов в нагнетательных скважинах в ради альном направлении длиной 0,30-0,35 д. ед. по отношению к расстоянию меж ду скважинами в сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3–0,5 д. ед. от порового объема к приводит к наиболее экономически эффективному результату при извлечении высоко вязкой нефти из залежи.

3. Для геолого-физических условий залегания объектов (залежей) вы соковязких нефтей Мордово - Кармальского и Ашальчинского месторожде ний рекомендована закачка теплоносителя в подстилающие водоносные пла сты, позволяющая значительно увеличить добычу нефти из залежи.

4. Зависимости, связывающие коэффициенты нефтеизвлечения и деби ты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ство ла до ВНК, длинами стволов разветвлений, направлениями разветвлений го ризонтального ствола, полученные для условий залежей турнейских отложе ний месторождений, позволяют проектировать разработку месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и многозабойных скважин (МЗС).

5. На основании анализа результатов гидродинамического моделирова ния выбраны траектории горизонтальных скважин и боковых стволов в пре делах участков 1 блока Абдрахмановской площади. Прогнозные нефтенасы щенные толщины, рассчитанные по адаптированной до 2000 г. модели I бло ка Абдрахмановской площади и полученные по фактическим пробуренным с 2000 по 2007 гг. скважинам, в целом подтвердились на 77 %.

6. Для условий опытного участка Акташской площади Ново Елховского месторождения показано, что воздействие на нефтяные пласты полимердисперсной системой обеспечивает более равномерный и полный отбор подвижных запасов нефти по сравнению с вариантом без воздействия.

Прогноз применения полимердисперсной системы может позволить увели чить охват пластов заводнением наряду с увеличением объемов отбираемой нефти на 31 тыс.т., а также к снижению темпов обводнения продукции.

7. На основе выполненных исследований автором разработано методи ческое пособие "Создание геологической и гидродинамической моделей ме сторождения".

8. Результаты исследований использованы при разработке РД 39 0147585-214-00 "Методическое руководство по проектированию, строитель ству, геофизическим и промысловым исследованиям горизонтальных сква жин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии".

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- Республиканском совещании по проблеме организации эффективного использования методов математического моделирования и ЭВМ при проек тировании и анализе и управлении разработки нефтяных месторождений Та тарии (Бугульма, май 1988 г.);

- Региональном семинаре методологии системного анализа проблем разработки нефтяных месторождений (Пермь, ноябрь 1988 г.);

- III Всесоюзном семинаре по современным проблемам теории фильт рации (Москва, май 1989 г.);

- Республиканской научно-технической конференции по математиче скому и физическому моделированию процессов разработки нефтяных ме сторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов (Казань, октябрь 1990 г.);

- Итоговой научной конференции КГУ за 1990 г. Секция: Численные методы в подземной гидромеханике (Казань, январь, 1991 г.);

- Всесоюзной научной конференции по краевым задачам теории фильтрации и их приложения (Казань, сентябрь, 1991 г.);

- Заседаниях Ученого совета ТатНИПИнефть;

- Семинаре-конференции главных геологов по вопросам моделирова ния горизонтальных скважин (Актюба, декабрь, 2001 г.);

- Конференции "Перспективы стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения" (Альметьевск, май, 2007 г);

- Региональной научно-практической конференции «Актуальные во просы геолого-гидродинамического моделирования и переоценки нефтяных ресурсов Республики Татарстан» (Казань, ноябрь, 2009 г.).

Публикации. Опубликовано 37 работ, в том числе 9 статей в журна лах, рекомендованных ВАК РФ, 1 монография, 1 учебно-методическое посо бие, 4 патента РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из вве дения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, текст изложен на 223 страницах и 3 приложениях, содержит 21 таблицу, 144 рисунка. Список использованной литературы состоит из 134 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности темы диссертации, опре делены цель и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассмотрены проблемы создания геологических и гид родинамических моделей нефтяных месторождений, в т.ч. связанные с не достатком информации о месторождении.

Большой вклад в развитие теории и практики геологического и гидро динамического моделирования разработки нефтяных объектов внесли из вестные ученые и специалисты: З.С. Алиев, В.А. Бадьянов, В.А. Байков, Г.И. Баренблатт, К.С. Басниев, Ю.Е. Батурин, В.Я. Булыгин, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахитов, И.В. Владимиров, А.А. Газизов, В.А. Данилов, Л.Ф. Дементьев, В.М. Ентов, Н.А. Еремин, Ю.П. Желтов, М.Ю. Желтов, Р.Х. Закиров, С.Н.

Закиров, Э.С. Закиров, А.Б. Золотухин, Р.Р. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, Р.Д.

Каневская, Р.М. Кац, Б.И. Леви, В.П. Майер, М.В. Мееров, В.З. Минликаев, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.М. Молокович, Р.И. Нигматулин, А.И. Никифоров, А.М. Рузин, В.М. Рыжик, Л.П. Рыбицкая, В.Б. Таранчук, Р.Т. Фазлыев, К.М.

Федоров, Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Х. Шахвердиев, А.Н. Чека лин, K.Aziz, K.H. Coats, H.B Crichlow, L.J. Durlofsky, H. Kasemi, D.W. Peace man, А. Settary и др.

Одной из отличительных особенностей мелких месторождений являет ся их многозалежное строение, где залежи разбросаны по площади на боль шие расстояния. Построение адекватной модели для таких месторождений связано с количеством информации по каждому поднятию. При этом резуль таты подсчета запасов нефти, выполненные по разным методикам, могут су щественно отличаться. В табл. 1 и 2 приведены начальные балансовые запа сы нефти Заветного поднятия Заветного и Пинячинского месторождений, числящиеся на балансе в ГКЗ, и рассчитанные по модели. По всей видимо сти, основная причина таких различий лежит как в способе определения по ложения водонефтяного контакта (ВНК), так и в способе определения пара метров залежи в его окрестности. Недоизученность месторождения приводит к значительным изменениям в подсчете геологических запасов нефти по мере разбуривания залежи, где бурение каждой новой скважины вносит значи тельную корректировку в распределение запасов нефти по объектам разра ботки. При этом может существенно поменяться положение водонефтяного контакта у каждого поднятия. На примере построения геологической и гид родинамической моделей Пинячинского месторождения выявилось следую щее: часть добывающих скважин по построенной модели оказалась около границ с ВНК и расчетная добываемая продукции получалась сильно обвод ненной. По промысловым данным эти скважины добывали безводную нефть.

Таблица Сравнительная таблица запасов нефти Заветного поднятия Начальные ба- Начальные балан- Разница в Объект лансовые запасы совые запасы запасах разработки нефти, (подсчет нефти, оцененные нефти, запасов), тыс.т. по модели, тыс.т. % Средний карбон Верейский горизонт 367,0 (С1) 301,0 (С1) -18 % Башкирский ярус 992,0 (С1) 814,0 (С1) -17,9 % Нижний карбон Тульский горизонт 42,0 (С1) 133,0 (С1) +216,7 % Бобриковский горизонт - 648, Турнейский ярус 691,0 (С1+С2) 330 (С1+С2) -52,2 % Итого по месторождению: 13658 (С1+С2) 13374,7 (С1+С2) +6,4 % Таблица Сравнительная таблица запасов нефти Пинячинского месторождения Начальные ба- Начальные ба- Разница в Объект лансовые запасы лансовые запасы запасах разработки нефти, (подсчет нефти, оцененные нефти, % запасов), тыс.т. по модели, тыс.т.

Турнейский 375,0 492,5 + Бобриковский 3646,0 1671,8 - 54, Тульский 806,0 277,6 - 65, Всего 4827,0 2441,2 - 49, По анализу результатов гидродинамического моделирования, прове денному для одного из опытных участков верхнетурнейских отложений Бав линского месторождения, можно отметить, что эффективность работы гори зонтальной скважины по фактическим данным выше, чем по расчетным. При этом на практике после бурения горизонтальной скважины отмечается рост добычи нефти в окружающих семи вертикальных скважин (ВС), чего не от мечается в расчетах. Этот факт можно объяснить в первую очередь неполно той и неточностью информации, принятой для построения геологической модели пласта.

Влияние ремасштабирования на результаты гидродинамических расче тов показано на примере расчетов трехмерной геолого-фильтрационной мо дели тульских и бобриковских продуктивных отложений нижнего карбона Бахчисарайского поднятия Бахчисарайского месторождения.

Как правило, геологическая модель блока имеет очень высокую сте пень детальности (в среднем от первых десятков до нескольких сотен геоло гических слоев), что делает практически невозможным ее использование без осреднения (ремасштабирования) в гидродинамических расчетах из-за огра ниченности ресурсов машинной памяти и неприемлемого времени расчетов.

С целью определения влияния осреднения на выработку запасов нефти и технологических показателей разработки были просмотрены различные ва рианты ремасштабирования с гидродинамическими слоями NZ=5, 9, 20 и (NZ - количество гидродинамических слоев в модели) при постоянном коли честве расчетных сеток по направлениям X и Y. Для проверки необходимо сти адаптации параметров фильтрационной модели были проведены гидро динамические расчеты:

а) с адаптацией варианта при NZ=38 и проведением следующих расче тов для NZ=20, 9 и 5;

б) без адаптации параметров модели с теми же вариантами осреднения (NZ=5, 9, 20 и 38).

На рис. 1, 2 приведены поля распределения начальной нефтенасыщен ности в разрезе для двух вариантов ремасштабирования.

По результатам исследований с использованием трехмерной геолого фильтрационной модели тульских и бобриковских продуктивных отложений нижнего карбона Бахчисарайского поднятия Бахчисарайского месторожде ния показано, что:

- расхождение между результатами расчетов без адаптации параметров модели и с адаптацией при NZ=38 по накопленной добыче нефти к концу истории составляет 350 %, а на конец разработки - 220 %;

- для случая с адаптацией параметров модели расхождение между ва риантами (NZ=38) и (NZ=5) по накопленной добыче нефти на конец разра ботки составляет 26 %.

Рисунок 1 Распределение начальной нефтенасыщенности в разрезе. (NZ=5) Рисунок 2 Распределение начальной нефтенасыщенности в разрезе. (NZ=38) Для выявления влияния разбуренности залежи на оценку запасов нефти и на технологические показатели разработки проведены численные экспери менты для двух вариантов разработки на примере верейского горизонта уча стка Курмышского месторождения: в первом варианте геологическая модель построена по информации, полученной по трем пробуренным скважинам (до 1992 г.), а прогнозные гидродинамические расчеты проведены по 27 проект ным скважинам (пробуренным после 1992 г.). Во втором варианте геологиче ская и гидродинамическая модели построены по данным 30 пробуренных скважин к 2008 г. На рис. 3, 4 показано распределение параметров пористо сти в разрезе по скважинам 8505, 673, 675 по вариантам.

Рисунок 3 Распределение пористости в разрезе по скважинам 8505, 673, 675.

На базе информации по трем скважинам Рисунок 4 Распределение пористости в разрезе по скважинам 8505, 673, 675.

На базе информации по 30 скважинам По информации, полученной после бурения 3-х скважин (первый вари ант) получено близкое к однородному распределение параметров. Балансо вые запасы нефти для этого варианта составили 1099 тыс.т. При построении геолого-технологических моделей продуктивных объектов, разбуренных по редкой сетке скважин, которые оконтурены по одной или нескольким поис ково-разведочным скважинам, допускается множество условностей при со ставлении структурного плана залежи, ее геологического строения, оконту ривания, распределения параметров залежи. Представление о геологическом строении верейского горизонта изменилось по мере разбуривания залежи.

Появилась дополнительная информация о геологическом строении пластов, их литолого-физической характеристике, свойствах насыщающих их флюи дов, данных исследований скважин.

Балансовые запасы нефти для второго варианта составляют 2394 тыс.т., то есть на 118 % больше варианта с данными по 3-м скважинам. Наличие этого фактического материала послужило основой для более детального гео логического и гидродинамического моделирования. На рис. 5 - 7 приведены результаты гидродинамических расчетов, полученные для двух вариантов разработки поднятия.

Рисунок 5 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2030 г.

На базе информации по трем скважинам Рисунок 6 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2030 г.

На базе информации по 30 скважинам Рисунок 7 Динамика годовой добычи нефти по вариантам Во втором варианте накопленная добыча нефти к 2030 г. разработки больше на 264,1 тыс.т. (или 85 %), чем в первом варианте.

Для достоверного описания энергетического состояния пластов боль шое значение имеет корректное описание влияния законтурных зон.

При отсутствии информации о влиянии напора краевых вод на процесс вытеснения нефти краевыми и подошвенными водами часто приходится об ращаться к аналогичным объектам, имеющим историю разработки. Были рассмотрены проблемы влияния пластовой водонапорной системы на техно логические показатели разработки для верейского горизонта участка Кур мышского месторождения. Геологическая и гидродинамическая модели по строены по данным 30 пробуренных скважин. Численные эксперименты про ведены для двух сценариев разработки: в первом сценарии распределение те кущей нефтенасыщенности получено на основании адаптации параметров модели по истории разработки данных отложений, во втором сценарии с це лью выявления влияния водоносных бассейнов использовались все данные результатов первого сценария, но с исключением пластовой водонапорной системы. Сравнение расчетных данных по двум сценариям (рис. 8, 9) пока зывает различие в выработке запасов нефти, движении контуров ВНК.

Рисунок 8 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2008 г. Сценарий с исключением пластовой водонапорной системы. На базе информации по скважинам Рисунок 9 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2008 г. Сценарий с пластовой водонапорной системой. На базе информации по 30 скважинам На рис. 10 приведена динамика среднего пластового давления залежи с учетом и без учета водонапорной системы.

С водонапорной системой Без водонапорной системы МПа 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Дата Рисунок 10 Влияние водонапорной системы на динамику среднего пластово го давления. На базе информации по 30 скважинам Во второй главе описывается созданная блочно-сеточная модель фильтрации жидкости, предназначенная для расчета технологических пока зателей разработки и оценки выработки запасов нефтяных объектов на не структурированной сетке.

При этом были приняты следующие допущения:

а) пласт и насыщающие его нефть и вода слабосжимаемы;

б) жидкости в пласте не смешиваются, не взаимодействуют между собой и с коллектором;

в) процесс движения нефти и воды изотермический и подчиняется линейно му закону Дарси;

г) действие капиллярных и гравитационных сил пренебрегается.

Справедлива следующая система уравнений S k fo m o o = o В P (1) t Bo oo S k fw m w w = w P (2) t Bw В ww (3) So + Sw = В приведенных выше уравнениях t – время;

m – коэффициент пористо сти;

P – пластовое давление;

коэффициенты So, Sw – нефте- и водонасыщен ности (индексы “o” и “w” соответствуют нефти и воде);

k – коэффициент аб солютной проницаемости пласта;

fo, fw – функции относительных фазовых проницаемостей;

o, w – коэффициенты динамических вязкостей нефти и воды;

o, w – коэффициенты плотностей нефти и воды;

Bo, Bw – коэффици енты объемного расширения нефтяной и водной фаз.

В зависимости от геологических условий залегания коллектора и его свойств, от системы размещения скважин область течения в плане разбивает ся на М подобластей, ограниченных ломаными линиями (рис.11). В качестве начальных условий задаются распределения давления, нефтенасыщенности (или водонасыщенности). Внешняя граница предполагается: а) либо непро ницаемой;

б) либо на внешней границе за счет напора краевых вод поддер живается постоянное давление;

в) либо на одной ее части заданы условия а) на другой – в).

Граничные условия на скважинах задаются следующим образом: на на гнетательных скважинах задаются условия отсутствия нефти в нагнетаемой жидкости, либо давление, либо скорость истечения воды в пласт через по верхность скважины. На добывающих скважинах - либо забойные давления, либо скорость притока жидкости в скважину через ее поверхность.

i Рисунок 11 Схема объекта Скважины: - добывающие;

- нагнетательные;

G0– внешняя граница;

Gi – граница между блоками;

i – i-ая подоб ласть.

Сетка может быть структурированной – составленной из треугольных или четырехугольных ячеек, или неструктурированной – составленной из ячеек диаграммы Вороного, построенной на основе триангуляции Делоне.

При разбиении объекта (месторождения, залежи) на блоки рекомендуется учитывать следующие факторы:

• Литологическое строение объекта.

• Изменчивость коллекторских свойств в выделенных подобластях мини мальная, т.е. коллекторские свойства в них характеризуются минимальной неоднородностью.

• Систему расположения скважин и заводнения нефтяных пластов, стремясь к минимальному перетоку жидкости между выделенными участками, на пример, разбиение по разрезающим рядам нагнетательных скважин.

В зависимости от способов разбиения объекта скважины можно распо лагать как в узловых точках, так и внутри подобластей. Внутри каждой по добласти может быть размещено любое количество скважин.

Предположим, что в каждой подобласти i пласт представлен одним пропластком и характеризуются однородными свойствами, т.е. постоянными значениями толщины Hi и абсолютной проницаемости ki, а распределения давления, нефте- и водонасыщенности в этих подобластях зависят только от времени.

Проинтегрируем систему уравнений (1), (2) по подобласти i. (i=1,M) По сле интегрирования получим:

k i f oi H i Pi Г S oi k i f oi H i Pi l Ni Ni доб d + + k i f oi H i Pi d N d i = d + t i mi H i Boi oi Вoi n oi Вoi n oi Вoi n =1 =1 = k f H P Г S k f H P l Ni Ni m i H i wi d i = i wi i i d + i wi i i d + t (4) Bw wi В w wi В w n n =1 l = k i f wi H i Pi k f H P N iдоб наг Ni + d + i wi i i d, wi Вw n wi Вw n =1 = где n – внешняя нормаль к границам подобласти и скважин;

Ni – число отрезков, составляющих границу i-ой подобласти;

N iГ0 – число отрезков в i, составляющих внешнюю границу области течения;

Niдоб, Niнаг – количество добывающих и нагнетательных скважин в i.

Интегралы по контурам скважин G и G в подобласти имеют вид:

N iдоб доб k i f oi H i Pi Ni В n d = ( q i, i, ) Foi, (5) =1 = oi oi k i f wi H i Pi k i f H P N iдоб наг Ni N iдоб N iнаг В n d + wiВ i ni d = (q )F (q i, ), + (6) зак.i, i, i, wi =1 =1 =1 = wi w wi w где qi,, – дебит - ой добывающей скважины;

qзак.i, – закачка воды - ой на гнетательной скважиной;

i,, i, – доли отборов добывающей и нагнетатель ной скважин, приходящиеся на подобласть i (i, = i, =1, если скважина находится внутри подобласти i).

С использованием точного решения для давления в круговом пласте радиуса rk со скважиной постоянной интенсивности получены формулы, связывающие дебиты скважин и забойные давления:

2 k i H i (Pi,k Pi,з ) q i. = (7) rci, rf +A ln +C ln rf rк +B * * f (S * ) f oi ( S ) f oi ( S ) + wi o o w Коэффициенты А, В и С учитывают, упругие свойства породы и жид кости.

Формула (7) получена при следующих предположениях (рис.12, 13):

а) течение в окрестности каждой скважины – плоскорадиальное, т.е.

оно моделируется течением в круговом пласте, ограниченном контурами скважины и питания;

б) область фильтрации состоит из зон движения нефти и воды и “чис той” нефти для добывающей скважины и зон движения нефти и воды и воды для нагнетательной скважины;

rci, rf rкi, Рисунок 12 Схема вытеснения в окрестности нагнетательной скважины:

1 - зона движения нефти и воды ;

2 - зона движения "чистой" нефти";

Sсв - коэффициент связанной водонасыщенности;

Smax - коэффициент максимальной водонасыщенности rкi, rf rci, Рисунок 13 Схема вытеснения в окрестности добывающей скважины:

1 - зона движения нефти и воды;

2 - зона движения "чистой" нефти в) фронт, разделяющий эти зоны – окружность, радиус которой rf оп ределяется из условия равенства объема воды, находящейся в зоне движения нефти и воды, и объема воды, вычисленного по средней водонасыщенности;

г) насыщенность в зоне смеси считается постоянной по радиусу зоны.

Используя разностный аналог для членов, учитывающих перетоки жидкости между подобластями в (8), (9), получены:

k i f oi H i Pi l P Pl Ni Ni kf H В n d = oi,l ( o ) imid i d i,l, o Вo,l Ri,l l =1 l =1 Г oi oi 1 Ni k i f wi H i Pi l P Pl kf H Ni wi,l ( w ) imid i d i,l, В n d = Вw l =1 w,l Ri,l l =1 Г wi wi где di,l - длина отрезка, отделяющего i и l;

Ri, Rl - характерные раз меры i и l ;

среднее (...)imid вычисляется по правилу:

,l 2 Ai Al.

Aimid =,l Ai + Al oi,l, wi,l – поправочные коэффициенты перетоков жидкости между i и l (oi,l 0, wi,l0).

Характерный размер Ri,l определяется как расстояние между центрами смежных подобластей i и l.

Используя разностный аналог для членов, учитывающих напор крае вых вод, в (4) имеем:

N iГ 0 Г kf o Н mid Pi P Ni k i f oi H i P В n d = oi, ( d i,, ) i, oi, Вoi, Ri + R =1 =1 oi oi Pi P N iГ 0 N iГ k i f H P kf w Н wiВ i n d = В, ) imid ( Ri + R wi,, wi, =1 = wi w в где Р0 - давление напора краевых вод;

Ri, – удвоенное расстояние от центра подобласти до внешней границы.

Выражение для определения значения нефтенасыщенности Soi, (или значения водонасыщенности Swi), выберем в виде:

c ( K t )d (8), S wi = a + be где k, t - значение абсолютной проницаемости и время работы – -ой до бывающей скважины.

Параметры а, b, и с в формуле (8) определяются из следующих усло вий:

a) Swi = Scв при t = б) Swi = Smax при t в) условие сохранения материального баланса, в котором учтено влия ние на величину средней нефтенасыщенности участка нагнетательных сква жин, выбывших и невведенных в разработку добывающих скважин.

Заменим производные по времени в (4) их разностными аналогами и учтем, что в каждой подобласти i, вязкости, пористость, коэффициенты объемного расширения зависят только от давления, а распределения насы щенности и давления – от времени. Значения абсолютной проницаемости и толщины пласта для каждого рассматриваемого участка i считаются посто янными. Тогда mi k i H i ( Soi S oi1 ) N i Г k i, f oi, H i, Pi, 1 P = oi, d i, + Вoi oi, Вoi, Ri, =1 k f H N i, доб P, 1 P Ni d i,l + (qi, i, )Fнi, 1.

+ oi,l i,l oi,l i,l i (9) = oi,l Вoi,l Ri,l l =1 k f H mi k i H i ( S wi S wi1 ) N i Г P, 1 P = wi, i, wi, i, i d i, + В w wi, Вw Ri, =1 k f H Ni доб наг P, 1 Pl, d i,l + (qi,,1 i, ) wi1 + (qзак.1i, i, ), Ni Ni + wi,l i,l wi,l i,l i,, (10) = wi,l Вw Ri,l l =1 = Soi + Swi = 1 (11) К системе уравнений (15 –17) добавим следующие соотношения:

mi = m0 + m1 (Pнач Pi ), нi = н 0 + н1 ( Pi Pнас ) wi = w 0 + w1 Pi (12) Вoi = Вo 0 + Вo1 ( Pi Pнас ) В w = В w 0 = const Система уравнений (9 –12) относительно искомых переменных Soi, Swi, Р и параметров mi, µoi, µwi, Вoi, Вw является замкнутой.

Предложенная блочно-сеточная модель фильтрации использована при определении технологических параметров разработки в проектных докумен тах Ново–Шешминского, Ямашинского, Тавельского, Чишминской площади Ромашкинского месторождений.

Третья глава посвящена выбору системы разработки для залежей вы соковязких нефтей при тепловом воздействии на пласты, обоснованию тех нологии разработки залежи с подстилающим водоносным горизонтом, со вершенствованию технологии разработки залежей нефти в карбонатных кол лекторах месторождений Татарстана с применением горизонтальных сква жин, оценке зависимости технологических показателей разработки от рас пределения нефтенасыщенности вдоль ствола нагнетательной горизонталь ной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

Выбор эффективной системы разработки залежи при тепловом воз действии с использованием термогидродинамического моделирования В качестве исходной информации для проведения расчетов использова лись следующие характерные величины параметров для карбонатных отложе ний (табл.3).

Таблица Основные исходные данные Элементы воздействия Наименование параметров Пяти- Семи- Девяти точечный точечный точечный Соотношение добывающих скважин к на 1 2 гнетательным, д. ед.

Нефтенасыщенная толщина, м Коэффициент проницаемости, мкм 0, Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа.с Значение начального пластового давления, МПа Расстояние между скважинами, м 150;

200;

Отношение длины радиальных стволов к 0,1;

0,3;

0,35;

0, расстоянию между скважинами, д. ед.

Количество гидродинамических слоев (про дуктивных пластов), ед.

Задача выбора эффективной системы разработки решалась последова тельно. На начальном этапе осуществлялся выбор эффективного варианта из влечения высоковязкой нефти из залежи для отдельного пяти-, семи- и девяти точечного обращенного элемента разработки, включающих закачку теплоно сителя. В целях совершенствования методов теплового воздействия в нагнета тельной скважине для увеличения эффективного радиуса воздействия допол нительно по пласту разместили равноудаленно от двух соседних добываю щих скважин боковые стволы.

Анализ результатов, полученных с использованием термогидродина мических расчетов, показал следующее:

1. Максимальный темп отбора от геологических запасов высоковязкой нефти и высокие значения коэффициентов нефтеизвлечения достигаются при закачке пара с дополнительным бурением в нагнетательных скважинах боко вых стволов в пятом (нижнем) гидродинамическом слое. При этом соотно шение длины бокового ствола к расстоянию между соседними скважинами равно 0,30–0,35 д. ед. Такая тенденция наблюдается для всех проведенных расчетов с различными расстояниями между скважинами (150, 200, 300 м).

Максимальные значения темпа достигаются при расстояниях между скважи нами 150 и 200 м.

2. С увеличением расстояния между скважинами в 1,5 раза максимальный темп отбора снижается в 2 раза, что ведет к увеличению срока разработки в раза.

Далее термогидродинамические расчеты проводились на укрупненных элементах с расстояниями между скважинами 150, 200 и 300 м. При этом учитывались ранее полученные результаты расчетов для элементов, где было применено бурение боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамиче скому слою длиной соответственно 45-53, 60-70 и 90-105 м.

Были проведены численные эксперименты по закачке ненагретой воды и пара отдельно и в комбинации друг с другом, а также с учетом и без учета до полнительного бурения в нагнетательных скважинах боковых стволов. С целью обоснования и изучения методов комбинированного воздействия на пласт вы полнены термогидродинамические расчеты для разных объемов закачки (0,1, 0,3, 0,5 д. ед. от порового объема) оторочек пара с последующей закачкой воды и циклической паротепловой обработкой призабойной зоны добывающих скважин до достижения тепловым фронтом от закачки теплоносителя нагнета тельной скважины. На рис. 14 приведена динамика темпа отбора от начальных балансовых запасов нефти по годам для укрупненного обращенный элемент воздействия с расстоянием между скважинами 200 м.

Распределение текущей нефтенасыщенности в зависимости от времени для укрупненных обращенных элементов (системы) с расстоянием между скважинами 200 м и бурением в радиальном направлении боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамическому слою длиной 60 м представлены на рис. 15, 16.

В работе на основе результатов моделирования установлено:

1. Бурение в нагнетательных скважинах боковых стволов в радиальном направлении длиной равной 0,30-0,35 д. ед. по отношению к расстоянию меж ду скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добы вающих скважин, ведет к повышению темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины.

Темп от НБЗ,% Варианты закачки агентов воды в вертикальную скважину (ВС) вода без БС воды в скважинуБС вода с с боковыми стволами (С БС) пара в ВС без БС пар пара в СБС с БС пар пара в СБС + с БС +хол. вода(Vпар=0,1 Vпор) пар холодной воды с оторочкой пара (Vпар=0,1 Vпор) пара в СБС + с БС +хол. вода(Vпар=0,3 Vпор) пар холодной воды с оторочкой пара (Vпар=0,3 Vпор) 3 пара в СБС + с БС +хол. вода(Vпар=0,5 Vпор) пар холодной воды с оторочкой пара (Vпар=0,5 Vпор) 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Годы Рисунок 14 Изменение темпа отбора от начальных балансовых запасов нефти по годам (укрупненный обращенный элемент воздействия с расстоянием ме жду скважинами 200 м) Рисунок 15 Распределение текущей нефтенасыщенности к 4 году разработки Рисунок 16 Распределение текущей нефтенасыщенности к 18 году разработки 2. Увеличение расстояния между скважинами более 200 м заметно ска зывается на падении темпа отбора, на снижении коэффициента нефтеизвле чения и на увеличении срока разработки пласта.

3. При закачке оторочек пара в объеме 0,3–0,5 д.ед. от порового объема ре зультаты основных технологических показателей разработки близки между собой.

При любой сетке скважин наиболее экономически эффективным является способ извлечения высоковязкой нефти из залежи при сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3 – 0,5 д.ед. от порового объема.

Моделирование разработки залежей высоковязких нефтей с подстилаю щим водоносным горизонтом Для моделирования разработки был выбран элемент вертикальных скважин, пробуренных на Северном куполе Мордово - Кармальского место рождения высоковязких нефтей с подстилающим пласт водоносным горизон том.

Вертикальная скважина 97 (рис. 17), пробуренная в центре этого элемен та, является нагнетательной и в эту скважину запланирована закачка горячей воды. Остальные скважины рассматриваемого элемента (102G, 105, 117, 129, 118, 119, 98, 88, 87, 86, 57, 174) являются добывающими.

Температура закачиваемой воды принята равной 80 °C. Использование для условий этого месторождения горячей воды с более высокой температу рой или пара недопустимо, так как это может привести к разрушению це ментного камня крепления скважин, обсаженных по проекту нетермостойким Рисунок 17 Модель элемента с подстилающим водоносным горизонтом.

Распределение нефтенасыщенности цементным камнем. Первоначально был просчитан вариант разработки, предполагающий работу лишь одной центральной нагнетательной скважины и постоянную работу остальных добывающих скважин в режиме отбора про дукции. Однако этот вариант разработки оказался не эффективным в силу от ставания фронта прогрева, инициированного закачкой теплоносителя в цен тральную нагнетательную скважину, от продвижения фильтрационного по тока закачиваемого вытесняющего агента от нагнетательной скважины к стволам добывающих. С целью выравнивания скорости продвижения фронта прогрева и скорости продвижения фильтрационного потока был предложен вариант, предусматривающий на начальной стадии разработки залежи пере вод добывающих скважин под циклическую закачку теплоносителя в водо носный пласт. Период времени, в течение которого добывающая скважина переводится под закачку теплоносителя, равен двум неделям. Цикл органи зован так, что в начале каждого месяца под закачку переводятся две добы вающие скважины, затем, по истечении 14 дней, закачка прекращается, и скважина вновь переводится под добычу продукции. В начале следующего месяца переводу под нагнетание подвергаются следующие две скважины. И, с течением времени эксплуатации объекта, такой процедуре перевода под на гнетание подвергаются все работающие добывающие скважины.

Смоделированы варианты, при которых перевод добывающих скважин под циклическую закачку теплоносителя в подстилающий водоносный пласт, был осуществлён в течение 1, 3, 5 первых лет разработки залежи.

Применение перевода добывающих скважин под циклическое нагнета ние теплоносителя в подстилающий водоносный пласт позволяет существен но повысить добычу высоковязкой нефти уже в начальной стадии разработки залежи (рис. 18).

1. 1. 1. 1. 0. Дебит нефти, м^3/сутки 0. 0. 0. 0. Декабрь 2007 Фев раль 2008 Май 2008 И юль 2008 Октябрь 2008 Декабрь Текущая дата а) без организации циклической закачки теплоносителя Дебит нефти, м^3/сутки Декабрь 2007 Январь 2009 Февраль 2010 Март 2011 Апрель 2012 Май Текущая дата б) при организации циклической закачки теплоносителя в пятый год Рисунок 18 Динамика суточных дебитов нефти Дебит нефти на конец первого года разработки по предлагаемому вари анту, связанному с переводом вертикальных добывающих скважин под цик лическое нагнетание теплоносителя в пласт, больше дебита нефти, получен ного при расчёте варианта разработки, не предусматривающего применение циклического перевода скважин под нагнетание, в 10 раз (рис. 18).

Результаты промысловых исследований Закачка горячей воды в нагнетательную скважину согласно технологической схемы разработки (ТСР) должна производится при устьевой температуре не менее 80 С, режим закачки стационарный, объём закачиваемого теплоноси теля рассчитывался с помощью гидродинамической модели пласта CMG STARS, адаптированной к конкретным геолого-физическим и теплофизиче ским свойствам пласта.

На основании опытных промысловых испытаний закачек теплоносите ля (пар, горячая вода), термогидродинамических и физико-химических ис следований, сделан следующий вывод: начальная приёмистость продуктив ного пласта, насыщенного сверхвязкой нефтью, очень низкая и не позволяет без предварительной обработки и циклического дренажа закачать достаточ ные объёмы теплоносителя (пар, горячая вода) в пласт без его разрыва.

Термогидродинамические расчеты показали эффективность цикличе ской обработки не только нагнетательной, но и добывающих скважин. Ана лиз результатов показал, что без предварительной обработки и циклического дренажа закачать достаточные объёмы теплоносителя (пар, горячая вода) в пласт невозможно.

По результатам рекомендаций, полученных на основе моделирования, была установлена эффективность циклической обработки пар скважин – на гнетательной и добывающей. Проведенные обработки ускорили образование гидродинамической связи между добывающими и нагнетательной скважи ной. Это позволило продолжить работы по закачке горячей воды в этот эле мент разработки и получить объем добычи битума в количестве 181 т. на 01.01.2010.

Совершенствование технологии разработки залежей нефти в карбонат ных коллекторах с применением горизонтальных скважин Одной из успешных технологий разработки запасов карбонатных от ложений следует считать использование горизонтальных скважин.

Возможно дальнейшее усовершенствование горизонтальной техноло гии путем использования многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин. С целью оптимизации использования данной технологии для усло вий залежей малоэффективных запасов в турнейских отложениях была ис следована эффективность различных вариантов размещения многозабойной скважины с использованием геологической и гидродинамической модели ре ального участка турнейской залежи Ново-Елховского месторождения.

Была поставлена задача определения оптимального расстояния по вер тикали от водонефтяного контакта до горизонтального ствола скважины, оп ределения длины и более благоприятного направления разветвлений гори зонтальной скважины. Расчеты проводились для следующих трех вариантов:

с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола от ВНК – 5, 10 и 15 м. При этом рассматривались подварианты с направлением раз ветвлений в сторону кровли пласта, в сторону ВНК и параллельно ВНК (рис.19-21).

l l l hВНК Рисунок 19 Профиль разветвленной скважины с основным условно горизонтальным участком ствола (разветвления направлены вверх). Вид сбоку hВНК l l l Рисунок 20 Профиль разветвленной скважины с основным условно горизонтальным участком ствола (разветвления направлены вниз). Вид сбоку На рис. 22 приведена зависимость коэффициента нефтеизвлечения от доли отборов жидкости к величине балансовых запасов по вариантам. Самое большое влияние на эффективность процесса вытеснения оказывает расстоя ние от ВНК до основного горизонтального ствола (hВНК). По вариантам с рас стоянием hВНК=15 м при относительном отборе жидкости 200 % достигается Вид сбоку l l l hВНК Вид сверху l l l Рисунок 21 Профиль разветвленной скважины с основным условно горизонтальным участком ствола (разветвления в горизонтальной плоскости) 0, Нисход: l=50м hвнк=5м Коэффициент нефтеизвлечения, д.е.

Нисход: l=50м hвнк=10м Нисход: l=50м hвнк=15м 0,20 Нисход:l=150м hвнк=5м Нисход: l=150м hвнк=10м Нисход: l=150м hвнк=15м Паралл: l=50м hвнк=5м Паралл: l=50м hвнк=10м 0, Паралл: l=50м hвнк=15м Паралл: l=150м hвнк=5м Паралл: l=150м hвнк=10м Паралл: l=150м hвнк= 0,10 Восход: l=50м hвнк=5м Восход: l=50м hвнк=10м Восход: l=50м hвнк=15м Восход: l=150м hвнк=5м 0,05 Восход:l=150м hвнк= Восход: l=150м hвнк=15м Верт.скваж. hвнк=10м 0, 1,8 Qжидкости/Qбаланс.

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1, Рисунок 22 Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от доли отборов жидкости к величине балансовых запасов по вариантам нефтеизвлечение от 19,5 до 24,5 %, тогда как по всем вариантам с hВНК =5 м нефтеизвлечение не выше 10,5 %, т.е. практически нефтеизвлечение в два раза ниже. Влияние других факторов в вариантах с hВНК=5 м становится не существенным из-за высокой весовой значимости последнего параметра.

Такие факторы, как длина стволов в разветвлениях и направления этих стволов, оказывают значимое влияние только в тех вариантах, когда (hВНК) больше критического значения (10 м).

Так, в вариантах, отличающихся между собой направлением разветвле ний (направление разветвлений к кровле - 1 вариант, параллельно ВНК - вариант и направление разветвлений к ВНК - 3 вариант), нефтеизвлечение при относительном отборе жидкости 200 % (отношение накопленного отбора жидкости к балансовым запасам нефти) изменяется от 19,5 до 24,5 % (соот ветственно 1, 2 и 3 варианты: 24,5 %;

22,5 и 19,5 %).

Длины стволов разветвлений (l) также оказывают существенное влия ние на нефтеизвлечение, по вариантам с длиной (l), равной 50 и 150 м, неф теизвлечение соответственно 20,5 и 24,5 %. На дебит нефти самое большое влияние оказывает также параметр (hВНК ). Влияние рассмотренных парамет ров (длина разветвлений горизонтального ствола (l), расстояние от горизон тального ствола до ВНК (hВНК), направление разветвлений горизонтального ствола (Кнап ) на коэффициент нефтеизвлечения ко времени достижения % отбора жидкости от балансовых запасов нефти изучены методом много факторного корреляционного анализа. В качестве исходных данных для ана лиза использованы результаты расчетов моделирования.

Анализировалось также и влияние вышеназванных факторов на на чальный дебит скважин. Необходимо отметить, что полученные выводы и количественные характеристики справедливы в большей степени для усло вий залежей турнейских отложений месторождений Татарстана, поскольку моделировался процесс на примере этих залежей.

В результате анализа получены следующие уравнения регрессии:

Кин=0,021+0,00012. l +0,00953. hВНК +0,02.Кнап с коэффициентом корреляции r=0,978, qо=5,5+0,023. l +1,1.hВНК +2,27.Кнап с коэффициентом корреляции r=0,978, где Кин – коэффициент нефтеизвлечения, д. ед;

l – длина разветвлений, м;

hВНК – расстояние от горизонтального ствола до ВНК, м;

Кнап –коэффициент, учитывающий направление разветвлений: 0,5 – параллельно, 1 – вверх, 0 – вниз;

qо – начальный дебит скважины, т/сут.

Формулы справедливы для 0 l 500м и 5 м h ВНК 15 м.

Зависимость показателей разработки от распределения нефтенасы щенности вдоль ствола нагнетательной горизонтальной скважины при па ротепловом воздействии на залежи высоковязкой нефти Для моделирования разработки был выбран участок залежи высоковяз ких нефтей Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения - объ ект с подстилающим водоносным горизонтом (рис. 23). Горизонтальная скважина Horiz-2 inject, пробуренная в центре этого элемента, является на гнетательной, и в эту скважину запланирована закачка пара. Основные геоло го-физические характеристики моделируемого эксплуатационного объекта приведены в табл.4.

Таблица Геолого-физические характеристики Параметр Значение Средняя глубина залегания, м 81, Средняя общая толщина, м 26, Значение средней проницаемости по керну, мкм 1, Значение начальной пластовой температуры, °C 8, Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых ус ловиях, мПа.сек 14000, Рисунок 23 Трёхмерное изображение геологической модели Было просчитано 2 варианта разработки. Отличия вариантов заключа лись в интервалах перфорации нагнетательной горизонтальной скважины. В первом варианте перфорация была на участке скважины непосредственно в зоне нефтенасыщенности 0,80 д. ед. и более, во втором варианте - непосред ственно в зоне нефтенасыщенности 0,20-0,80 д. ед. Второй вариант преду сматривает те же параметры работы скважин, что и в первом варианте, отли чие заключается лишь в интервале перфорации ствола нагнетательной сква жины - перфорация осуществлена в преимущественно водонасыщенных зо нах пласта. Динамика дебита нефти приведена на рис. 24. Сопоставительный анализ позволяет сделать вывод, что при реализации второго варианта разра ботки рост добычи нефти наблюдается уже через полгода после начала рабо ты скважин, в то время как в случае закачки теплоносителя в пласт с мень шей водонасыщенностью прирост в добыче нефти происходит лишь через лет после начала разработки.

Дебит нефти м^3/сут 01.01.2008 23.06.2013 14.12.2018 05.06.2024 26.11.2029 19.05.2035 08.11. Текущая дата Вариант 1. Перфорация на нагнетательной скважине открыта в нефтенасыщенной области Вариант 2. Перфорация на нагнетательной скважине открыта в водонасыщенной области Рисунок 24 Изменение среднегодового дебита нефти Четвертая глава посвящена обоснованию траекторий горизонтальных скважин и боковых стволов в пределах участков I блока Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения и оценке влияния кондиционных значений параметров на показатели разработки. Абдрахмановская площадь является одной из центральных и крупных площадей месторождения. Рас сматриваемый в данной работе I блок является частью Абдрахмановской площади. Основным эксплуатационным объектом являются терригенные от ложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (Д1), пред ставленные в пределах I блока Абдрахмановской площади 8 пластами коллекторами: “а”, “б 1”, “б2”, “б3”, “в”, “г1”, “г2”, “г3д”.

Целью создания модели I блока и гидродинамических расчетов являет ся обоснование мероприятий по вовлечению в разработку остаточных извле каемых запасов нефти путем восстановления малодебитного, отработанного фонда скважин. Сделать это можно за счет бурения боковых горизонтальных стволов (БГС). Обоснование выбора перечня скважин для бурения БГС и оп ределение мест бурения горизонтальных скважин предложено на основе ре зультатов гидродинамических расчетов.

По данным истории разработки была проведена адаптация геолого гидродинамической модели.

После адаптации параметров модели по истории разработки были осу ществлены прогнозные расчеты для определения эффективности рекомен дуемых мероприятий по доразработке I блока Абдрахмановской площади.

Все варианты рассматривались до достижения предельной обводненности продукции 99 %. На основании моделирования предложены следующие ва рианты доразработки блока, их характеристика и ожидаемые уровни добычи нефти по каждому из них:

- разработка блока без бурения БГС;

- бурение БГС в 98 скважинах старого фонда в соответствии с реко мендациями проектного документа;

- бурение БГС в 98 скважинах старого фонда. Направление проводки БГС уточнено на основании анализа результатов гидродинамических расче тов;

- бурение первоочередных 19 БГС в соответствии с рекомендациями проектного документа;

- бурение первоочередных 19 БГС. Направление проводки БГС принято на основании анализа результатов гидродинамических расчетов.

В группу первоочередных включены скважины, в разрезе которых име ется хотя бы один незаводненный пласт с нефтенасыщенной толщиной не ме нее 3 м, извлекаемыми запасами не менее 15 тыс.т. и толщинами глинистых перемычек между проектным пластом и выше- и нижележащими не менее 3 м.

Принятая в качестве критерия выделения объектов зарезки БГС толщина гли нистой перемычки обусловлена тем, что в условиях горизонта Д1 Ромашкин ского месторождения именно такая толщина является надежным разделом для изоляции пластов при их совместной разработке. В остальную группу входят скважины, в которых бурение БГС по одному пласту недопустимо из-за не значительности запасов или толщин, но в этих скважинах возможно объеди нение нескольких пластов в единую пачку с суммарными извлекаемыми запа сами не менее 15 тыс.т.

При выборе направления стволов учитывались следующие факторы:

- охват менее выработанных участков блока;

- поворот ствола скважин в область, не охваченную фронтом заводне ния;

- значения запасов и заводнение в окрестности скважин.

Сравнение прогнозных показателей разработки, рассчитанных по мо дели с фактическим состоянием На I блоке Абдрахмановской площади за период с 2000 по 2007 гг.

пробурено 20 вертикальных скважин. В табл. 5 приведены суммарные мо дельные и фактические нефтенасыщенные толщины.

Таблица Модельные и фактические нефтенасыщенные толщины Год ввода скв. Эффективная Дебит нефти, Отбор Скважины в эксплуата- толщина, м т/сут нефти, цию тыс.т факт модель факт модель 00740Д 2002 12,3 6,9 4,3 2,4 3, 08825Д 2003 13,0 7,9 3,5 2,1 1, 14023 1977 0,0 12,3 1,0 3,6 3, 14151 2002 3,0 3,9 3,6 4,7 0, 23581 2002 4,8 3,9 4,2 3,4 1, 23640 2002 4,5 6,1 4,1 5,6 0, 23715 2005 13,0 11,5 5,2 4,6 6, 23807 2002 9,8 0,0 1,1 0,0 0, 23823 2002 11,8 4,6 4,0 1,6 3, 23824 2002 21,9 6,5 4,1 1,2 2, 23825 2002 11,7 5,7 4,0 2,0 0, 23826 2006 14,6 12,6 4,6 4,0 0, 24021 2001 2,7 18,7 4,8 33,2 2, 24024 2001 4,1 10,6 4,8 12,4 5, 24025 2001 0,8 12,8 5,4 2, 24028 2002 9,7 8,1 4,0 3,3 0, 24253 2001 8,3 9,9 5,4 6,4 6, 23804 2002 8,1 8,4 1,6 1, среднее 8,56 8, Нефтенасыщенная толщина принята как сумма толщин нефтенасыщен ных пластов по данным ГИС. Различия в значениях суммарной мощности между принятыми в модели и фактическими объясняются тем, что часть но вых скважин пробурена на краю блока, и из-за этого возможны краевые ошибки при построении геолого-фильтрационной модели. Прогнозные неф тенасыщенные толщины, рассчитанные по адаптированной до 2000 г. модели и полученные по фактическим пробуренным с 2000 по 2007 г.г. скважинам, определенным по ГИС, в целом отличаются на 2,34 %. Расчеты по методу парной корреляции показали, что коэффициент корреляции между фактиче скими и модельными прогнозными эффективными толщинами в скважинах составляет 0,77.

Оценка влияния некондиционных значений параметров пласта на вели чину запасов нефти и показатели разработки на примере модельного участ ка I блока Абдрахмановской площади На основании моделирования участка проведена оценка влияния не кондиционных значений параметров пласта на показатели разработки. При этом некондиционными приняты следующие значения: пористость 12,0 %, проницаемость 30 мкм2 и толщина пласта 0,8 м. Разрезы участка I блока Абдрахмановской площади с учетом и без учета некондиционных значений параметров пластов приведены на рис. 25, 26.

Рисунок 25 Профиль без учета некондиционных значений параметров пласта Гидродинамические расчеты на моделируемом участке показали, что геологические запасы (без учета некондиционных значений параметров пла стов) составили 4764,8 тыс.т., балансовые (с учетом некондиционных значе ний параметров пластов) – 4295,7 тыс.т. Накопленная прогнозная добыча нефти на при достижении обводненности продукции 98 % без учета некон диционных значений составляет 1397,5 тыс.т., с учетом некондиционных значений – 1074,4 тыс.т. Разница в накопленной добыче нефти составила 323,1 тыс.т. (30 %). Динамика накопленной добычи нефти с учетом и без уче та некондиционных значений параметров пластов при достижении обвод ненности продукции 98 % представлена на рис. 27.

Рисунок 26 Профиль с учетом некондиционных значений параметров пласта Рисунок 27 Динамика накопленной добычи нефти с учетом и без учета не кондиционных значений параметров В пятой главе приводится оценка результатов воздействия на нефтя ные пласты полимердисперсными системами на основе гидродинамического моделирования.

Принято, что фильтрация изотермическая, жидкости слабосжимаемы, примеси (полимер и дисперсные частицы горных пород) переносятся только водой и их концентрация мала.

Кроме того, скорость движения дисперсных частиц совпадает со ско ростью переносящей их фазы. В крупномасштабном приближении, в котором не учитывается действие капиллярных и гравитационных сил, когда концен трация примесей в потоке мала, справедлива следующая система уравнений уравнения неразрывности для нефти, воды и активных примесей:

m S i + (U i ) = qi, (i=o,w), (16) t Bi m S w ( Rl + al ) + (Rl U w ) = q R l, (l=1,2), (17) t Bw уравнения движения для нефти и воды в виде обобщенного закона Дарси:

K U i = i P, (i=o,w). (18) i Bi В приведенных выше уравнениях q Rl – интенсивность отбора примеси через скважины: q Rl = Rl q w ;

al – количество сорбированной примеси, рассчи тываемое по изотерме сорбции Генри: al = Rl l ;

l – коэффициент Генри;

индекс l=1 означает полимер, а l=2 – частицы горных пород.

Будем считать, что примеси могут изменять вязкость вытесняющей фа зы и проницаемость пласта и что фазовая проницаемость Ki определяется за висимостью K i = k k f i, где k – абсолютная проницаемость пласта, k – фак тор остаточного сопротивления, fi – относительная фазовая проницаемость.

Вязкость воды зависит только от концентрации полимера в водном растворе.

w = w (1 + R1 ), где w – вязкость воды без полимера, – коэффициент, 0 величина которого определяется предельным содержанием полимера в рас творе.

В настоящей работе k возьмем в виде функции, зависящей от количе ства осевших агрегатов и от концентрации примесей в подвижной воде.

На нагнетательных скважинах дополнительно задается концентрация примесей в воде.

В качестве метода решения сформулированной задачи выбран метод контрольных объемов. Слои могут совпадать с реальными пластами, пред ставлять отдельные пласты в виде набора слоев или объединять схожие по строению пласты в один слой (рис. 27).

Искомые поля давления, водонасыщенности и концентрации примесей связываются с узлами триангуляции Делоне в плане и с серединой высоты ячейки, а сама ячейка служит контрольным объемом.

Осреднение достигается интегрированием системы уравнений по кон трольным объемам i с поверхностью Gi (i=1,…,MN) с последующим при ближенным вычислением всех интегралов в предположении постоянства значений характеристик пласта по блоку.

Опытный участок Акташской площади Ново-Елховского месторож дения Оценка промышленного эксперимента по воздействию полимердис персной системой на нефтяные пласты проводилась на примерах Акташского участка Ново-Елховского месторождения в Татарстане. Временной интервал оценки результатов воздействия закачки ПДС составил 7 лет (1995-2002 гг.).

Объекты разработки - пласты пашийского горизонта: Д1а, Д1б1, Д1б2-3.

Анализ разработки опытного участка в представленной работе выпол нен по пяти добывающим скважинам – 1706, 2357, 1666, 2436, 2383 и нагне тательной скважине 1667. В целом по участку отобрано 1063,6 тыс.т. нефти и 3894,6 тыс.т. жидкости. Текущая обводненность продукции на 2002 г. соста вила 95,6 %.

Нагнетание воды началось в 1982 г. В общей сложности закачано 1464,3 тыс.т.

Закачка ПДС началась в 1995 г. В общей сложности закачано 296, тыс.м растворов полимердисперсных веществ.

Для проведения технико-экономических расчетов эффективности при менения ПДС предварительно была воспроизведена начальная геологическая характеристика участка, с подсчетом начальных балансовых запасов.

В пределах пашийского горизонта выделено три объекта: пласты Д1а, Д1б1, Д1б2+3. Модель резервуара для гидродинамических расчетов была представлена тремя слоями, совпадающими с тремя выделенными объекта ми.

По опытному участку были просчитаны два варианта разработки. Пер вый вариант, базовый, рассчитывался до обводненности продукции 98 % без применения ПДС. Второй вариант рассчитывался также до обводненности продукции 98 %, но с учетом выравнивания профиля приемистости нагнета тельной скважины за счет закачки ПДС.

Настройка фильтрационной модели проводилась по фактическим дан ным обводненности продукции (истории разработки) за период времени 1973-2002 гг. На рис. 28 приведены карты выработки подвижных запасов по состоянию на 2016 г. по пласту Д1а.

1709 1707 1591 1667 2436 3258 1706 1666 1628 1964 2357 2383 Рисунок 28 Плотность распределения подвижных запасов по пласту Д1а: слева – без воздействия ПДС;

справа – после воздействия ПДС B[%] Q[тыс.т] 800 600 Q - вариант Q - вариант 400 B - вариант B - вариант 200 0 1970 1980 1990 2000 2010 Рисунок 29. Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продук ции скважин по годам Видно, что применение ПДС обеспечивает более равномерный и пол ный отбор подвижных запасов по сравнению с вариантом без применения ПДС. На рис. 29 приведены сопоставления накопленных отборов нефти и об водненности продукции по вариантам разработки. Из рисунков следует, что в результате применения ПДС в качестве метода выравнивания профиля прие мистости и, как следствие, увеличения охвата пластов заводнением, увеличи вается объемы отбираемой нефти. Прирост добычи нефти составил по моде ли на 01.01.2003 г. 7,5 тыс.т. Всего же за проектный период (1995-2016 г.г.) по варианту 2 прирост составит 31 тыс.т. нефти. Коэффициент нефтеизвлече ния по варианту 2 составит 0,495, что на 2,1 % больше, чем по варианту 1.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ На основе широкого использования методов геологического и гидро динамического моделирования для трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений были получены следующие результаты:

1. На основе интегральных законов сохранения массы создана блочно сеточная модель фильтрации двухфазной жидкости. С использованием точ ного решения для давления в круговом пласте получены формулы, связы вающие дебиты скважин и забойные давления. Получены разностные соот ношения, учитывающие переток жидкости между подобластями и оцени вающие влияния напора краевых вод на динамику технологических показа телей разработки нефтяных месторождений. Предложенная блочно-сеточная модель фильтрации использована в проектных документах Ново– Шешминского, Ямашинского, Тавельского, Чишминской площади Ромаш кинского месторождений.

2. На примере опытного участка Акташской площади Ново-Елховского месторождения показано, что воздействие на нефтяные пласты полимердис персной системой обеспечивает более равномерный и полный отбор подвиж ных запасов нефти по сравнению с вариантом без воздействия. Прогнозные показатели по накопленной добыче нефти на конец разработки по сравнению с базовым вариантом больше на 31 тыс.т.

3. Для турнейских отложений месторождений получены зависимости, связывающие коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты скважин с расстоя нием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНК, длинами стволов разветвлений, направлениями разветвлений горизонтального ствола.

4. С использованием результатов термогидродинамического моделиро вания пластов Мелекесской впадины установлено, что бурение боковых ство лов в нагнетательных скважинах в радиальном направлении длиной 0,30-0, д. ед. по отношению к расстоянию между скважинами в сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3– 0,5 д. ед. от порового объема, приводит к наиболее экономически эффектив ному результату при извлечении высоковязкой нефти при любой сетке сква жин.

5. Для СВН предложен и обоснован метод повышения коэффициента нефтеизвлечения залежи закачкой теплоносителя в подстилающий водонос ный пласт через вертикальную нагнетательную с поочерёдным переводом под циклическую закачку теплоносителя вертикальных добывающих сква жин.

6. Проведенные расчеты технологических показателей разработки СВН при закачке теплоносителя в пласт через горизонтальную скважину с различ ной водонасыщенностью вдоль ее ствола показали, что с целью интенсифи кации добычи нефти эффективнее перфорировать скважины в преимущест венно водонасыщенных зонах пласта.

7. На примере модельного участка I блока Абдрахмановской площади показано, что при достижении обводненности 98 % продукции накопленная добыча нефти для варианта без учета некондиционных значений параметров пласта превысит добычу с учетом некондиционных значений параметров на 321,1 тыс.т. (на 30 %). Учет некондиционных значений параметров пласта представляет потенциальные добывные возможности извлечения нефти из пласта, а также позволяет оценить прирост добычи нефти за счет МУН.

8. По результатам проведенных исследований получено 4 патента РФ на новые технологии разработки.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

а) монография 1. Ибатуллин, Р.Р., Никифоров, А.И., Низаев, Р.Х. Теория и практика моделирования разработки нефтяных месторождений в различных геолого физических условиях / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.И. Никифоров, А.Ф.

Иванов, Р.Х. Низаев.– Казань: Изд-во "ФЭН" Академии наук РТ. - 2009. 239с.

б) статьи в изданиях 2. Низаев, Р.Х., Никифоров, А. И. Осредненная модель двухфазной фильтрации / А.И. Никифоров, Р.Х. Низаев // Татар. н.-и. и проект. ин-т нефт.

пром-сти. – Бугульма. Деп. во ВНИИОЭНГ 17.06., №1575-НГ88-1988. - 19с.

3. Низаев, Р.Х., Никифоров, А.И. К расчету технологические пока зателей разработки с применением блочно-осредненной модели двухфазной фильтрации / А.И. Никифоров, Р.Х. Низаев // Семинар "Методология сис темного анализа проблем разработки нефтяных и газовых месторождений" (пятое издание). Тез. докладов, 15-16 ноября. - Пермь. - 1988. - С.40-41.

4. Низаев, Р.Х. К расчету технологических показателей разработки нефтяных месторождений с учетом влияния напора краевых вод/ Р.Х.Низаев.// - Казань: Тр.ТатНИИ. -вып.70. - 1989. - С.28-29.

5. Никифоров, А.И. Блочно-осредненная модель двухфазной фильт рации с учетом упругих свойств жидкости и породы / А.И. Никифоров, Р.Х.

Низаев, Р.Т. Фазлыев // Всесоюзный семинар "Современные проблемы тео рии фильтрации". - М. -1989. - С.24-25.

6. Низаев, Р.Х. Расчет технологических показателей разработки и остаточных запасов нефти на участках тульского горизонта Ямашинского месторождения с применением блочно-осредненной модели двухфазной фильтрации / Р.Х. Низаев, А.И. Никифоров, Р.Г. Рамазанов, Р.Г. Абдулмази тов, А.В. Абзяппаров // Математическое и физическое моделирование про цессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеот дачи пластов. Тез. докл. научно-практич. конф. 16-18 октября 1990. - Казань.

Альметьевск. - 1990. - С.92-93.

7. Низаев, Р.Х. Использование блочно-осредненной модели при проектировании разработки Ново-Шешминского месторождения / Ю.А. Вол ков, Р.Х. Низаев, А.И. Никифоров // Итоговая научная конференция КГУ за 1990 г. Секция: Численные методы в подземной гидродинамике. – Казань. 1991. - 53с.

8. Низаев, Р.Х. Блочное осреднение в моделях двухфазной фильтра ции / Р.Х. Низаев, А.И. Никифоров // Краевые задачи теории фильтрации и их приложения. Тез. докл. Всесоюзн. науч. конф., Казань, 23-27 сентября 1991. - Казань. - 1991. - C.36-37.

9. R.H.Nizaev Hydrodynamic calculations of technological indices of the well development based on block-averaged model of two-phase filtration. Rus sian Academy of Science Institute for Problems in Mechanics / R.H.Nizaev, R.T.Fazlyeyev (TatNIPIneft, Bugulma), A.I.Nikiforov (Institute of Mechanics & Machinery, Russia Academy of sciences, Kazan) // Proceedings of the Interna tional Conference Moscow, 21-26 September. -1992. - С.58-65.

10. Никифоров, А.И. Блочное осреднение модели двухфазной фильт рации в трещиновато-пористом пласте / А.И. Никифоров, Р.Х. Низаев, П.А.

Солянов // Моделирование процессов фильтрации и разработки нефтяных месторождений: Сб. статей / Под ред. А. И. Никифорова;

Ин-т механики и машиностроения КазНЦ РАН. - Казань. -1992. - С.52-57.

11. Низаев, Р.Х. Обоснование применения горизонтальных скважин на Биклянском месторождении с использованием гидродинамического моде лирования. / Р.Х. Низаев, И.Н. Хакимзянов, Л.Н. Шарапова, Р.Т. Фазлыев, М.М. Ахметшакиров // Материалы семинара-конференции главных геологов по вопросам моделирования горизонтальных скважин. - Актюба. - 1999г.

- С.25-27.

12. Низаев, Р.Х. Проблемы создания трехмерной гидродинамической модели на базе пакета программ фирмы "Landmark" / Р.Х Низаев, И.Н. Ха кимзянов, А.С. Лисин, А.Л. Кульмамиров // Труды научно-практической конференции VII международной выставки "Нефть, газ - 2000", (Казань, 5- сентября 2000г) - в 2 томах. - т.II. – Казань. Экоцентр. - 2000. - С.225-233.

13. Низаев, Р.Х. Изучение возможности извлечения остаточных за пасов нефти путем забуривания вторых горизонтальных стволов на 1 блоке Абдрахмановской площади с использованием трехмерного пакета программ фирмы "Landmark" / М.З. Тазиев, И.Н. Файзуллин, Р.Г. Рамазанов, Р.Б. Хиса мов, Р.Х. Низаев, А.Н. Хамидуллина, А.С. Лисин, А.Л. Кульмамиров, С.В.

Насыбуллина // Сборник научных трудов. Вып. 3. - Уфа. - 2000г. - С.35-38.

14. Фазлыев, Р.Т. РД 39-0147585-214-00 Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследо ваниям горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии / Р.Т. Фазлыев, Р.Р. Ибатуллин, А.Г. Корженевский, Р.Х. Низаев и др. // ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 2000. 147с.

15. Низаев, Р.Х. Совершенствование системы разработки 1 блока Абдрахмановской площади с использованием трехмерного пакета программ фирмы "Landmark" / И.Н. Файзуллин, Р.Х. Низаев, Р.Г. Рамазанов, Р.Б. Хиса мов, А.Л. Кульмамиров // Сборник научных трудов. Вып. 3. -Уфа. - 2000.

16. Низаев, Р.Х. Использование моделирования для решения задач по повышению эффективности доразработки месторождений нефти, находя щихся на поздней стадии разработки. Георесурсы / И.Н. Файзуллин, Р.Х.

Низаев,Р.Г. Рамазанов, Р.Т. Фазлыев, А.С. Лисин, А.Л. Кульмамиров, И.Н.

Хакимзянов, С.В. Насыбуллина, И.Р. Хабибуллин // Материалы семинара конференции главных геологов по вопросам моделирования горизонтальных скважин. - Актюба. - 2001. - №4. - С.12-14.

17. Низаев, Р.Х. Использование трехмерной математической модели для оценки эффективности систем разработки с горизонтальными скважина ми / Н.С. Нуреева, Р.Г. Рамазанов, Р.Х. Низаев, В.Н.Петров // Нефть Татар стана, №1, Производственный, Теоретический, Научно-популярный и Ин формационный журнал. - Бугульма. - 2002. - С.44-47.

18. Низаев, Р.Х. Оценка возможного влияния некондиционных пара метров многопластовых объектов на величину запасов нефти и показатели разработки / Ю.А. Волков, Р.Х. Низаев, И.Н. Файзуллин // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения. Труды научно-практической конференции VIII Международной выставки "Нефть, газ. Нефтехимия 2001" (Казань, 5-8 сентября 2001 года) в 2-х томах. - Том II.

– Казань. - 2002. - С.385-386.

19. Низаев, Р.Х. Проблемы и принципы построения трехмерных гео логических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений / Р.Х.

Низаев, И.М. Салихов, А.М. Шавалиев, С.В. Сидоров, А.Л. Кульмамиров, А.С. Лисин // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №7. - С.23-26.

20. Низаев, Р.Х., Абдулмазитов, Р.Г. Планирование методов увели чения нефтеотдачи и стимуляция скважин по технологическим показателям разработки / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Рамазанов, Р.Х. Низаев, И.Н. Файзул лин, Р.Г. Галеева // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №7. - С.65-66.

21. Низаев, Р.Х., Бакиров, А.И. Формирование исходных данных для расчета технологических показателей разработки на гидродинамической мо дели / А.И. Бакиров, И.М. Бакиров, Р.Г. Рамазанов, Р.Х. Низаев // Нефтяное хозяйство. - 2005. -№10. - С.49-50.

22. Низаев, Р.Х. Влияние геологической неоднородности на техноло гические показатели разработки нефтяных месторождений / Р.Х. Низаев, С.В.

Сидоров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №3. - С.42-45.

23. Низаев, Р.Х. Совершенствование технологии разработки залежей в карбонатных коллекторах с применением горизонтальных скважин / Р.Г.

Абдулмазитов, Р.Г. Рамазанов, Р.Х. Низаев // Нефтяное хозяйство. - 2006. №3. - С.34-36.

24. Абдулмазитов, Р.Г. Использование информационных технологий в ТатНИПИнефть для проектирования разработки нефтяных месторождений / Р.Г. Абдулмазитов, А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин, Р.Х. Низаев // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО "Татнефть", 25-26 апреля 2006г. - Бугульма. - 2006. С.159-162.

25. Низаев, Р.Х. Внедрение новых промышленных технологий разра ботки залежей высоковязких нефтей с подстилающим водоносным горизон том на основе результатов расчётов в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Х. Низаев, Г.В.

Александров, А.М. Хуррямов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ. - 2008. - С.70-78.

26. Низаев, Р.Х., Абзяппаров, А.В. Выбор оптимальной системы раз работки залежи содержащую высоковязкую нефть при тепловом воздействии с использованием термогидродинамического моделирования / А.В. Абзяппа ров, Р.Х. Низаев, Г.В. Александров // Сборник научных трудов ТатНИПИ нефть. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ. - 2008. - С.102-111.

27. Низаев, Р.Х. Методическое пособие по " Созданию геологиче ской и гидродинамической моделей месторождения" / Р.Х. Низаев, И.М. Ба киров, Е.В.Орехов // - Альметьевск. - 2008. - 42с.

28. Низаев, Р.Х. Состояние, особенности и проблемы построения геологических и гидродинамических моделей мелких месторождений / Р.Х.

Низаев, Р.Г. Рамазанов, С.В. Сидоров, Л.Р. Оснос //Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ. - 2008. - С.111-126.

29. Низаев, Р.Х. Использование моделирования для анализа вариан тов совершенствования системы разработки Абдрахмановской площади / Р.Х. Низаев, Р.Г. Рамазанов, А.Н. Хамидуллина, И.Н. Файзуллин, А.Я. Су лейманов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №7. - С.90-91.

30. Низаев, Р.Х. Оценка воздействия на нефтяные пласты полимер дисперсными системами / Р.Х. Низаев, А.И. Никифоров, А. Ш. Газизов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №8. - С.50-53.

31. Низаев, Р.Х. Зависимость показателей разработки от распределе ния нефтенасыщенности вдоль ствола нагнетательной горизонтальной сква жины при паротепловом воздействии / Р.С. Хисамов, И.М. Бакиров, Р.Х. Ни заев, Г.В. Александров, А.И. Арзамасцев // Нефтяное хозяйство. – 2009. №10. - С.52-53.