CC BY
46
À
of the subcommittee on amphiboles of the International Mineralogical Association commission on new minerals and mineral names. Canadian Mineralogist, 1997, vol. 35, pp. 219-246.
11. Perchuk L.L., Ryabchikov I.D. Fazovoe sootvetst-vie v mineralnykh sistemakh [Phase accordance in mineral systems]. Moscow, Nedra, 1976. 287 p. (In Russian).
12. Ballhaus C., Berry R., Green D. High pressure experimental calibration of the olivine-orthopyrox-ene-spinel oxygen geobarometer: Implication for the oxydation state of the upper mantle. Contribution to Mineralogy and Petrology, 1991, vol. 107, pp. 27-40.
13. Fabries J. Spinel-olivine geothermometry in peri-dotites from ultramafic complexes. Contribution to Mineralogy and Petrology, 1979, vol. 69, pp. 329-336.
14. Roeder R.L., Campbell I.H., Jamieson H.E. A reevaluation of the olivine-spinel geothermometer. Contribution to Mineralogy and Petrology, 1979, vol. 68, pp. 325-334.
15. Ahmed A.H., Moghazi A.K.M., Moufti M.R., Da-wood Y.H., Ali K.A. Nature of the lithospheric mantle beneath the Arabian Shield and genesis of Al-spinel micropods: Evidence from the mantle xenoliths of Harrat Kishb, Western Saudi Arabia. Lithos, 2016, vol. 240-243, pp. 119-139. http:// dx.doi.org/10.1016/j.lithos.2015.11.016
16. Arai S., Ishimaru S. Insights into petrological characteristics of the lithosphere of mantle wedge beneath arcs through peridotite xenoliths: A re-
view. Journal of Petrology, 2008, vol. 49, pp. 665-695.
17. Parkinson I.J., Pearce J.A. Peridotites from the Izu-Bonin-Mariana forearc (ODP Leg 125): Evidence for mantle melting and melt-mantle interaction in a supra-subduction zone setting. Journal of Petrology, 1998, vol. 39, pp. 1577-1618.
18. Green D.H., Falloon T.J. Pyrolite: A Ringwood concept and its current expression. In: Jackson, I. (ed.), The Earth's mantle composition, structure and evolution 7. Cambridge University Press, Cambridge, 1998, pp. 311-378.
19. Wells P.R.A. Pyroxene thermometry in simple and complex systems. Contribution to Mineralogy and Petrology, 1977, vol. 62, pp. 129-139.
20. Brey G.P., Köhler T. Geothermobarometry in four-phase lherzolites: 2. New thermobarom-eters, and practical assessment of existing ther-mobarometers. Journal of Petrology, 1990, vol. 31, pp. 1353-1378.
21. Wang J., Xiong X., Chen Y., Huang F. Redox processes in subduction zones: Progress and prospect. Science China: Earth Sciences, 2020, vol. 63. doi.org/10.1007/s11430-019-9662-2
22. Coleman R.G. Ophiolites: Ancient oceanic lithosphere? Russian edition. Moscow, Mir, 1979. 272 p.
23. Varlakov A.S. Petrologiya protsessov serpentini-zatsii [Petrology of the processes of serpentiniza-tion]. Sverdlovsk, IGG USC AN USSR, 1986. 224 p. (In Russian).
УДК 622.276.57 DOI: 10.24412/1728-5283-2021-3-25-34
ОБОСНОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ
© В.Н. Федоров,
доктор технических наук, профессор,
Уфимский государственный нефтяной технический университет, ул. Космонавтов, 1, 450064, г. Уфа, Российская Федерация эл. почта: fed_vyach@mail.ru
© О.Р. Гончарова,
инженер 1-й категории,
филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» в г. Перми,
Установление оптимального режима работы добывающих скважин, обусловленного предельными безводными и безгазовыми дебитами или предельными депрессиями, в значительной степени определяет эффективность разработки нефтяной залежи с газовой шапкой.
Для качественной оценки работы скважин газонефтяных залежей использован параметр газового фактора. Анализ динамики газового фактора выполнен по скважинам 26 подгазо-вых залежей нефти Пермского края.
По результатам анализа промысловых замеров газового фактора, забойного и пластового давления, дебита скважин
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
' 2021, том 40, №3(103) lllllllllllllllllllllllllllllllllEEj
выделено четыре группы, каждая из которых характеризуется схожей динамикой газового фактора. Выделены группы скважин с потенциальным подключением в работу газовой шапки. Выявлено, что перспективным для регулирования и оптимизации системы разработки газонефтяных залежей с газовой шапкой являются группы скважин с газовым фактором, превышающим начальное газосодержание, связанное со снижением забойного давления ниже давления насыщения или низкой эффективностью системы поддержания пластового давления.
Для оценки эффективности режима работы нефтяных скважин определена зависимость газосодержания в функции давления, выполнен анализ инструментальных замеров ПНГ одной из ДНС и поскважинные замеры газового фактора передвижными установками АСМА, а также сопоставлены результаты фактических замеров забойного давления и депрессий с расчетными, определяющими предельные дебиты безгазового и безводного режимов эксплуатации скважин.
Определены параметры продуктивного пласта и условий его вскрытия, вносящие существенный вклад в значения безводных и безгазовых дебитов. По результатам оценки адресно обозначены скважины, работу которых необходимо оптимизировать в первую очередь.
Ключевые слова: нефтегазовая залежь, газовая шапка, нефтяная оторочка, анизотропия проницаемости, газовый фактор, безводный дебит нефти, безгазовый дебит нефти, предельная депрессия, конусообразование
© V.N. Fedorov1, O.R. Goncharova2
SUBSTANTIATION OF THE OPERATING MODES OF OIL WELLS OF GAS AND OIL FIELDS OF THE PERM REGION
ул. Пермская, 3а,
614000, г. Пермь, Российская
Федерация
эл. почта:
Olga.R.Goncharova@pnn.lukoil.com
2
Ufa State Petroleum Technical University,
1, ulitsa Kosmonavtov, 450064, Ufa, Russian Federation e-mail: fed_vyach@mail.ru
Branch of LLC LUKOIL-Engineering
PermNIPIneft in Perm,
3a, Permskaya ulitsa,
614000, Perm, Russian Federation
e-mail:
Olga.R.Goncharova@pnn.lukoil.com
The establishment of the optimal operating mode of productive wells, due to the maximum water-free and gas-free debits or marginal depressions, largely determines the efficiency of the development of an oil deposit with a gas cap.
To qualitatively assess the operation of wells located in gas and oil deposits, the gas factor parameter was used. The analysis of the dynamics of the gas factor was performed on the wells of 26 sub-gas oil deposits of the Perm Region.
According to the results of the analysis of field measurements of the gas factor, bottom-hole and reservoir pressure and well flow rate, four groups were identified, each of which is characterized by a similar dynamics of the gas factor. Groups of wells are identified with potential connection to the operation of the gas cap. It is revealed that groups of wells with a gas factor exceeding the initial gas
1
А
content associated with a decrease in bottom-hole pressure below the saturation pressure or a low efficiency of the reservoir pressure maintenance system are promising for regulating and optimizing the development system of gas-oil deposits with a gas cap.
To assess the efficiency of the oil well operation mode, the dependence of the gas content in the pressure function was determined, the analysis of instrumental APG measurements of one of the DNC and downhole measurements of the gas factor by mobile ASMA installations was performed, and the results of actual measurements of bottom-hole pressure and depressions were compared with the calculated ones determining the maximum flow rates of gas-free and water-free well operation modes.
The parameters of the productive reservoir and the conditions for its exposing, which make a significant contribution to the values of water-free and gas-free flow rates, are determined. According to the results of the assessment, the wells whose operation needs to be optimized in the first place are targeted.
Key words: oil and gas deposit, gas cap, oil rim, anisotropy of permeability, gas factor, water-free oil flow rate, gas-free oil flow rate, marginal depression, cone formation
Определение оптимального режима работы добывающих скважин, обеспечивающего максимально длительный безводный и безгазовый период их эксплуатации, обуславливает эффективность разработки газонефтяной залежи с газовой шапкой в целом.
Согласно промышленным испытаниям, для газонефтяных залежей одной из ключевых причин обводнения и загазовывания скважин, пробуренных в однородных лито-логических пластах, является конусообразо-вание [1]. Сущность конусообразования заключается в искривлении поверхности раздела фаз (газ-нефть, нефть-вода) в результате нарушения равновесия системы, обусловленного процессом разработки залежи. При некоторых установившихся условиях отбора соответствующие деформированные поверхности раздела находятся в равновесии и не оказывают значительного влияния на приток добываемого флюида к скважине.
При дренировании нефтяной оторочки с превышением предельных значений депрес-
сии при отборе нефти вода или газ прорывается к забою добывающей скважины, что впоследствии приводит к прогрессирующему обводнению или загазовыванию скважины соответственно.
Организация регулярных промысловых замеров газового фактора является действенным и информативным инструментом для контроля режима эксплуатации залежи, регулирования процесса разработки, а также прогноза добычи попутного нефтяного газа (ПНГ). Кроме того, для газонефтяных залежей газовый фактор выступает в качестве индикатора превышения предельных значений безгазовых дебитов и подключения в работу газовой шапки.
Анализ динамики газового фактора выполнен по скважинам 26 подгазовых залежей нефти. Залежи расположены в разных частях Пермского края, и нередко одновозрастные отложения характеризуются широким диапазоном изменения геолого-физических характеристик (ГФХ). На некоторых газонефтя-
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
' 2021, том 40, № 3(103) |||||||||||||||||||||||||ИИИИЕЭ
В.Н. Федоров, О.Р. Гончарова ут^ш^ттттттттттшттштт^
1600 а) ' 1400 1200 го 1000 а. о £ 800 (б -е- ,5 600 л о 400 П! "" 200 0 2( б) 900 800 —-^
М 700 § £ 600
-' Х?^ А,/» х 500 га 400 !Е Щ £ зоо о и.
10 2011 2012 2014 2015 2016 2018 2019 2020 -Газосодержание, мЗ/т 100 0 20 Ю 2011 2012 2014 2015 2016 2018 2019 2020 -Газосодержание, мЗ/т
. 1 1000 |_В)] 900 800 1 1 1Ь00 I 1400 < 1200 го 1000 о. О £ 800 (б -е- 600 л ю О 400 га 200 0 2( -♦-
а 600 о £ 500 га
| 400 ш 300 ^ га 200 V
100 0 20 10 2012 2015 2018 2020 -Газосодержание, мЗ/т )10 2012 2015 2018 2020 -Газосодержание, мЗ/т
Рис. 1. Динамика газового фактора по скважинам
ных объектах реализована совместная добыча нефти и газа [2].
В результате анализа промысловых данных за последние 10 лет по действующему фонду выделено четыре группы (рис. 1), каждая из которых характеризуется схожей динамикой газового фактора:
1-я группа. Значения газового фактора близки к начальному газосодержанию и характерны для залежей со стабильным энергетическим состоянием, находящихся на начальной стадии разработки. Влияние газовой шапки не проявляется в работе нефтяных скважин (рис. 1 а).
2-я группа. В течение последних 10 лет газовый фактор по большинству скважин превысил начальное газосодержание. Такая ситуация характерна для объектов, находящихся в интенсивной разработке с высоким темпом снижения пластовой энергии, связанной с интенсификацией разработки и введением дополнительных точек отбора, с низкой эффективностью или отсутствием системы поддержания пластового давления (рис. 1 б).
3-я группа. Значения газового фактора превышают начальное газосодержание в течение всего анализируемого периода, характерны для объектов с процессом разгазиро-
вания нефти в результате снижения забойного и пластового давления ниже давления насыщения, а также объектов, по которым в работу подключен газ газовой шапки (рис. 1 в).
4-я группа. Единичные «всплески» значительного превышения газового фактора по скважинам, расположенным в зоне распространения газовой шапки и в зоне действующих газовых скважин, характеризующие «прорыв» газа газовой шапки при сохранении общей тенденции по залежи, присущей для первой группы скважин (рис. 1 г).
Наиболее интересными с точки зрения регулирования и оптимизации системы разработки газонефтяных залежей являются вторая и третья группы.
На основании динамики газового фактора и ежемесячных отчетных данных предприятия по ряду объектов установлена взаимосвязь добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) и добычи нефти. В результате анализа установлено, что добыча ПНГ изменяется прямо пропорционально добыче нефти по скважинам, принимая во внимание, что объем добытого газа производится системно на дожимной насосной станции (ДНС) и эпизодически передвижными установками «АСМА» (рис. 2). При этом по ряду скважин
А
Рис. 2. Поскважинная добыча нефти, ПНГ, газовый фактор
рассчитанное значение газового фактора по результатам интегральных значений, полученных на ДНС, часто отличается от разовых инструментальных замеров установкой «АСМА».
Величина предельного безводного и безгазового дебита зависят от физических свойств пласта, пластовых жидкостей и относительного вскрытия продуктивной части пласта [1].
Определяющим фактором режима пласта при условии полного замещения нефти водой является динамическое равновесие между отбором нефти и притоком подошвенной воды при неподвижном ГНК.
Для оценки эффективности режима работы нефтяных скважин выполнен экспресс-анализ на основании инструментальных замеров ПНГ одной из ДНС. На выбранную ДНС поступает продукция 45 добывающих
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
' 2021, том 40, № 3(103) |||||||||||||||||||||||||||||||||Е9
скважин, работающих на башкирский (Бш), тульско-бобриковский (Тл-Бб) и малеевский (Мл) объекты. При этом 26 скважин расположены в зоне локализации газовых шапок объектов Бш и Тл-Бб. Согласно анализу динамики газового фактора объекты Бш и Тл-Бб относятся к третьей группе и характеризуются превышением газосодержания в течение всего рассматриваемого периода.
Для определения количества ПНГ, находящегося в растворенном виде в текущих условиях, по всем объектам, добыча с которых идет на ДНС, выполнена обработка кривых разгазирования, построенных по лабо-
раторным данным. По результатам обработки для рассматриваемых объектов получены зависимости и уравнения изменения газосодержания в зависимости от давления Гф=ДР), представленные на рисунке 3.
На основании полученных уравнений по каждой скважине в соответствии с месячной добычей нефти получен объем ПНГ при начальном газосодержании. С учетом технологического режима работы скважин по каждому объекту рассчитано количество ПНГ, которое должно остаться в жидкости и объем ПНГ, выделившийся при текущем давлении в линии сбора (табл. 1).
Давление, МПа
Рис. 3. Изменение газосодержания в зависимости от давления
ТАБЛИЦА 1 . Расчетные значения ПНГ при линейном давлении в системе сбора газонефтеводяной смеси
Объект Начальное газосодержание, м3/т Добыча нефти за месяц, т Давление в линии, МПа Текущее газосодержание, м3/т Объем ПНГ при начальном газосодержании, тыс. м3 Расчетный объем ПНГ оставшегося в нефти, тыс. м3 я с3 е3 ^ в а и в 3 ^ В н эй ыП в
Бб 112,9 356,9 0,4-0,5 28,2-28,8 10,229 40,294 30,065
Бш 109,8 526,5 0,3-1,6 37,4-45,5 20,572 57,810 37,238
Бш+Тл 109,8 89,4 0,40 38,0 3,399 9,816 6,417
Мл 106,6 0,4 0,50 25,4 42,6 10,2 32,5
Тл 108,1 343,6 0,40 20,14 7,170 37,143 29,973
Тл+Бб 112,9 130,5 0,30 27,60 14,734 3,597 11,136
Итог 1 447,3 159,839 44,977 114,862
Добыча ПНГ, зафиксированная согласно промысловым данным по инструментальным замерам на ДНС (табл. 2), превышает не только расчетную, полученную на основании кривых разгазирования (табл. 1), но и значительно расходится с суммарным начальным объемом ПНГ.
ТАБЛИЦА 2.
ДНС Показатели за месяц
Добыча нефти, т 1 447,3
Добыча ПНГ, тыс. м3 1 155,1
Расхождение более чем в 10 раз расчетных и фактических значений добычи ПНГ свидетельствует о подключении в работу газа газовых шапок башкирских, а также тульско-бобриковских отложений.
Для оценки возможности вовлечения в работу газа газовых шапок проведен анализ текущего состояния скважин, продукция которых поступает на ДНС. В первую очередь для исключения перетоков газа за счет негерметичности был выполнен анализ технического состояния скважин. Согласно результатам анализа, все 45 скважин находятся в удовлетворительном состоянии, перетоков газа по эксплуатационной колонне не выявлено.
Далее для скважин, работающих в зоне распространения газовых шапок
\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\
(26 скважин), в соответствии с уточненной методикой А.П. Телкова и Ю.И. Стклянина, по формулам 1-5 выполнен расчет максимальных безводных и безгазовых дебитов, а также предельной депрессии [1].
На рисунке 4 представлена схема притока нефти к скважине, вскрывшей нефтяную оторочку, и показана картина линий тока при двухстороннем устойчивом конусо-образовании.
В соответствии с формулой для удельного расхода по верхней и нижней частям пласта (рис. 4):
при
Чо =
<? 5
(1)
/рей.Ар!. л _ <72 (РО2, ^ЦАр; .
Чо 1 - 7 > %2 - 7 >
/1] ¡ь
(2)
где
- Е*-а - в-£*
А, =——; Ао =--; А] -й; А2 =А-с1;Арх =рн-рг.
\-Г;* Ро
Ро Ро » с1 2лКг8 , {* 1-е* а
а = -; р=®.
А ' А
(14.22)
(3)
предельный расход нефти через скважину выражается как:
Q = Яо(Ь—а) = Яо(Р-а)Ь (4)
где: ^0 = т1п Н^ ^02}
Также на основании методики расчета, обеспечивающей безводный и безгазовый дебит по формуле 5, рассчитана предельная депрессия, обусловленная частичным вскрытием [1].
(5)
Схема определения параметров а, Ь, И на Рис. 4. Схема одновременного существования примере скважины объекта Бш представлена
конусов газа и воды
на рисунке 5.
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
7 2021, том 40, № 3(103) 111111111111111111111111111111111ЕО
е в I 3 Ь
Г1
[1
¡( 0.6 »д
1312
1316
['1
-1092
-1096
-1100
-1104
Рис. 5. Результаты ИННК. Объект Бш
Аналогично рассмотренной скважине определены параметры для нахождения максимальных безводных и безгазовых дебитов, а также предельной депрессии по остальным скважинам, находящимся в зоне распространения газовой шапки.
По результатам расчета (табл. 3) уста-
новлено, что 11 скважин (42%), находящихся в зоне локализации газовых шапок, работают с превышением предельного безгазового дебита, что, скорее всего, свидетельствует о подключении в работу газа газовой шапки. Особое внимание необходимо уделить скв. №№ 1080, 665, по которым текущий дебит превышает предельное значение в 5-8 раз.
По залежам со значительной водонефтя-ной зоной (ВНЗ) и низкой проницаемостью пластов по вертикали даже начальные безводные дебиты могут быть нерентабельными. Для достижения проектных значений коэффициента нефтеотдачи и повышения эффективности разработки по ряду объектов интенсификация разработки может осуществляться за счет форсированного отбора жидкости в ВНЗ [3]. На башкирской залежи по скважинам №№ 1131, 1781, расположенным в ВНЗ, текущий дебит превышает предельный безводный, но находится ниже дебита прорыва газа.
По ряду скважин объекта Бш текущие дебиты существенно ниже предельных расчетных значений (скв. №№ 1196, 1368, 1404, 1775). Возможность проведения интенсификации добычи по ним необходимо рассмотреть в первую очередь.
Тульско-Бобриковские пласты рассматриваемого месторождения отличаются низкой проницаемостью вдоль напластования. Кроме того, на основании результатов моделирования процесса разработки скважины объекта Тл-Бб, сбор добычи которых идет в пределах рассматриваемой ДНС, расположены в зонах пониженной плотности запасов. Реализация предельных дебитов в тульско-бобриковских пластах, ввиду их малости, экономически не выгодна. Поэтому практически по всем скважинам, работающим на объект Тл-Бб, наблюдается превышение предельных дебитов.
Важным параметром при установлении режима работы скважин и прогнозирования технологических показателей разработки
ТАБЛИЦА 3. Анализ значений депрессии добывающих скважин
Пласт № скв. Q расч. безгаз., т/сут Q расч. безводн., т/сут Q пред. расчет., т/сут Q тек., т/сут Расчетная депрессия, МПа Текущая депрессия, МПа Обводн. тек., %
1040 107,6 3,1 3,1 0,8 0,022 8,5 43,8
1064 4,1 33,4 4,1 0,2 0,025 11,4 99
1080 3,1 5,3 3,1 24,8 0,016 2,9 82,3
1088 7,7 11,5 7,7 5,2 0,028 2,4 93,2
1091 81,0 4,3 4,3 0,2 0,022 1,2 98,3
1131 18,0 10,9 10,9 13,1 0,027 5,1 90,4
1136 2,9 1,8 1,8 3,2 0,015 5,3 94,3
1162 17,5 3,1 3,1 1,0 0,012 2,6 7,7
1196 20,0 12,1 12,1 0,2 0,043 3,3 27,6
Бш 1368 93,4 8,3 8,3 3,5 0,082 3,0 98,1
1375 3,4 4,9 3,4 1,7 0,018 4,0 96,7
1404 67,0 20,0 20,0 0,4 0,075 0,9 67,5
1775 107,7 4,6 4,6 0,4 0,100 1,6 59,0
1781 8,2 2,1 2,1 4,0 0,008 5,5 82,7
2127 7,8 45,8 7,8 6,8 0,033 5,8 81,5
3051 7,5 4,5 4,5 1,2 0,015 6,7 83,6
3082 13,6 8,3 8,3 13,7 0,037 1,6 98,8
3083 34,6 7,5 7,5 6,0 0,035 4,2 47,5
665 20,8 5,5 5,5 30,0 0,019 5,3 93,5
914 10,6 15,6 10,6 13,7 0,033 8,8 92,3
Бш+Тл 84 4,5 6,1 4,5 5,2 0,020 1,4 74,5
2063 0,4 4,6 0,4 0,5 0,013 4,0 2,4
Тл 2064 0,5 5,3 0,5 1,2 0,007 6,2 2,8
2173 0,7 0,1 0,1 2,1 0,003 5,1 40,0
2216 1,0 0,6 0,6 3,8 0,006 9,4 1,0
Тл+Бб 2554 2,5 1,6 1,6 2,7 0,016 5,7 5,9
является коэффициент анизотропии. Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раздела вода-нефть [3].
Коэффициент анизотропии принят на основании нескольких лабораторных исследований, проведенных по пластам. При незначительном изменении коэффициента анизотропии в расчете наблюдаются существенные изменения значений безводного и безгазового дебитов по скважинам.
Следовательно, уточнение коэффициента анизотропии проницаемости позволит увеличить достоверность расчетных параметров [4].
Выводы. В результате обработки промысловых данных по скважинам 26 газонефтяных объектов Пермского края выделено четыре группы, каждая из которых характеризуется схожей динамикой изменения газового фактора за последние 10 лет.
На примере газонефтяного объекта, значения газового фактора по которому превышают начальное газосодержание в течение всего анализируемого периода, выполнен экспресс-анализ эффективности режима работы нефтяных скважин. По результатам оценки адресно обозначен круг скважин, проведение оптимизации работы по которым необходимо рассмотреть в первую очередь.
Для обеспечения оптимальных значений депрессий и дебита нефти газонефтяных залежей с газовой шапкой необходима организация системного поскважинного контроля газового фактора. Интегральные замеры добытого газа на узлах учета ДНС недостаточ-
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Телков А.П., Грачев С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. В 2 ч. Ч. II. Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. 352 с.
2. Гончарова О.Р., Козлов С.В. Повышение эффективности разработки газонефтяных (нефтегазовых) залежей на основе подбора оптимальных проектных решений для месторождений Пермского края // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2020. Т. 20. № 1. С. 88-100.
3. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. М.: Недра, 1980. 225 с.
4. Изучение анизотропии пласта на образцах азимутально-ориентированного керна месторождений Пермского края / Гурбатова И.П., Рехачев П.Н., Плотников В.В., Попов Н.А., Сысоев И.В. // Нефтяное хозяйство. 2014. № 3. С 64-67.
R E F E R E N C E S
1. Telkov A.P., Grachev S.I. Gidromekhanika plasta primenitelno k prikladnym zadacham razrabotki neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Reservoir hydromechanics in relation to applied prob-
ны для контроля режима работы залежи.
Предложенный метод может быть использован в качестве экспресс-анализа эффективности режима работы нефтяных скважин нефтегазовых залежей.
lems of oil and gas field development]. Training manual. In 2 parts. Part 2. Tyumen, TGNGU, 2009. 352 p. (In Russian).
2. Goncharova O.R., Kozlov S.V. Povyshenie ef-fektivnosti razrabotki gazoneftyanykh (neft-egazovykh) zalezhey na osnove podbora opti-malnykh proektnykh resheniy dlya mestorozhdeniy Permskogo kraya [Improving the efficiency of the development of gas and oil (oil and gas) deposits based on the selection of optimal design solutions for the fields of the Perm Region]. Vest-nik PNIPU. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo - Bulletin of the National Research Polytechnic University. Geology. Oil and Gas and Mining, 2020, vol. 20, no. 1, pp. 88-100. (In Russian).
3. Afanasyeva A.V., Zinovyeva L.A. Analiz razrabotki
neftegazovykh zalezhey [Analysis of the development of oil and gas deposits]. Moscow, Nedra, 1980. 225 p. (In Russian).
4. Gurbatova I.P., Rekhachev P.N., Plotnikov V.V.,
Popov N.A., Sysoev I.V. Izuchenie anizotropii plasta na obraztsakh azimutalno-orientirovannogo kerna mestorozhdeniy Permskogo kraya [Study of formation anisotropy based on the samples of azimuthally oriented core of Perm Krai deposits]. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2014, no. 3, pp. 64-67. (In Russian).
УДК 550.8.028 DOI: 10.24412/1728-5283-2021-3-34-43
КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖНЫХ УСЛОВИЙ ТЕЧЕНИЯ СОЛЕЙ В КУНГУРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НА ЮГЕ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ
© А.А. Деркач, Практика строительства поисковых и разведочных сква-
заместитель генерального директора, жин на юге Оренбургской области показала, что в большин-
научн°-пр°мышленная геофизическая Стве скважин имеются участки интервалов хемогенных отло-компания «Росгео»,
ул. Михалевича, 51, жений, в которых не удается предсказывать и предотвращать
140108, г. раменское, Российская течение соли как во время строительства скважин, так и после
Федерация крепления ствола в виде смятия обсадных колонн.
эл. почта: rosgeo201 i@yan<dex.ru в работе собран и проанализирован геофизический ма-
