During the development of oil and gas fields, the permeability of the reservoirs decreases due to a decrease in reservoir pressure and an increase in effective pressure, as a result of which significant reserves of oil and gas remain in the reservoir. To predict the rate of decrease in oil production rates during field development and to respond quickly, it is necessary to know the law of permeability decrease with an increase in effective pressure. Existing methods for describing the change in the permeability of rocks were analyzed in the paper. Numerical analysis of the results of core studies from previously published papers and the results of field well testing on the examples of the north Perm region oil fields showed that in both cases, regardless of the type of rock and the type of reservoir, the change in permeability can be described by the same equations (exponential and power-law). Obtained equations can be used to predict changes in the permeability of terrigenous reservoirs of the north Perm region oil fields. At the same time, according to the results of well testing, an intensive decrease in permeability is observed with an increase in effective pressure. Analysis of the nature of permeability changes using the Two-Part Hooke’s Model showed that significant irreversible deformations are currently taking place in the formations of the oil fields under consideration. Predicting the change in permeability from effective pressure can allow to optimize the development of oil deposits.

No abstract

Актуальность. При стационарной закачке воды для поддержания пластового давления наблюдается опережающее обводнение добывающих скважин. Преждевременное обводнение связано с высокой послойной и зональной неоднородностью коллекторов, высокой вязкостью нефти, подошвенной водой, интенсивной закачкой воды. Использование циклического заводнения позволяет увеличить охват пласта воздействием и текущий коэффициент извлечения нефти. Прирост в добыче нефти от использования метода достигает 4 %, снижается отбор воды из залежи. Цель: исследовать эффективность использования циклического заводнения на залежи с высоковязкой нефтью, оценить наиболее эффективную длительность периодов работы и остановки нагнетательных и добывающих скважин для достижения наибольших приростов в добыче нефти. Объект: участок турнейской карбонатной залежи с высоковязкой нефтью. Средняя обводненность продукции скважин на залежи составляет 77,1 %, при отборе от начальных извлекаемых запасов – 49 %. Участок эксплуатируется одной нагнетательной скважиной, расположенной в центре, и девятью добывающими скважинами по периметру водонефтяного контакта. В рассматриваемых условиях необходимо внедрять методы увеличения охвата паста воздействием и снижения обводненности. Методы: определение оптимальных технологий циклической закачки воды и комплексного нестационарного воздействия, гидродинамическое моделирование циклического воздействия на участке нефтяного месторождения. Результаты. Рассмотрены различные варианты работы нагнетательной скважины при реализации циклического заводнения. Получено, что соотношение продолжительности работы и остановки скважины, при условии 100 % компенсации, практически не влияет на результат моделирования. При циклической работе нагнетательной скважины увеличение добычи нефти происходит на 3,6 % по сравнению с базовым вариантом. Больший технологический эффект возможен при комплексном воздействии – периодической остановке как нагнетательных, так и добывающих скважин. В случае комплексного воздействия накопленная добыча нефти на участке залежи увеличивается на 10,6 % по сравнению с базовым вариантом.

Актуальность работы заключается в необходимости комплексного анализа нефтяного актива как в текущем состоянии, так и на прогнозном горизонте. Это позволит наиболее эффективно производить эксплуатацию фонда скважин на месторождении с учетом изменения технологических параметров пласта. Цель: определить сроки окончания фонтанирования скважин и по возможности предложить мероприятия для продления их работы на естественном режиме эксплуатации; подобрать необходимое глубинно-насосное оборудование для дальнейшей механизированной эксплуатации скважин добывающего фонда; произвести анализ чувствительности для подобранного оборудования.Объекты: нефтяное месторождение, находящееся на первой стадии разработки; цифровые модели системы сбора, системы поддержания пластового давления, добывающих и нагнетательных скважин, пласта, построенного методом материального баланса. Объединяя данные модели, авторы получили интегрированную модель месторождения, которая используется для операционных и стратегических расчетов. Методы: инструменты интегрированного моделирования, позволяющие комплексно оценить проводимые расчеты. Данная методика расчетов позволяет учесть ограничения как со стороны наземной инфраструктуры месторождения, так и со стороны пласта. Также проводятся оптимизационные расчеты, позволяющие продлить срок эксплуатации скважин на естественном режиме. Разработан подход подбора глубинно-насосного оборудования, учитывающий динамику изменения технологических показателей. Описана методика проведения анализа чувствительности для подобранного глубинно-насосного оборудования. Результаты. Выполнен прогнозный расчет, выявлены скважины, которые в ближайшей перспективе прекратят работу на естественном режиме эксплуатации. С помощью многовариантных оптимизационных расчетов предложены мероприятия, позволяющие продлить срок фонтанирования скважин. Также подобрано глубинно-насосное оборудование для таких скважин. Для предложенных мероприятий выполнен технико-экономический анализ.

No abstract