CC BY
64
I.A. Dyachuk Estimation of accumulation rate of residual oil in highly watered idle wells
gr%
УДК 622.276.58 И.А. Дъячук
Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа
e-mail: [email protected]
Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин
В заводнённой части пласта после прохождения фронта вытеснения остаются скважины в технически исправном состоянии, но остановленные по причине высокой обводнённости добываемой продукции. Часть из этих скважин можно ввести в эксплуатацию, но для этого необходимо выбрать те, в которых имеются условия для консолидации остаточной нефти, и определить скорость накопления этой нефти в стволе скважины. Эта информация позволит дать рекомендации по режиму дальнейшей эксплуатации скважин при условии их безводной эксплуатации. Поставленная задача решалась на основе анализа специальных промысловых исследований и ранжировки скважин в зависимости от абсолютной отметки кровли продуктивного пласта. Специальные промысловые исследования, проведённые на 28 нефтяных месторождениях Башкортостана, позволили ориентировочно оценить скорость накопления остаточной нефти в стволах остановленных высокообводнённых скважин. Полученные результаты полностью согласуются и подтверждают выдвигаемую гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи на заключительной стадии разработки месторождения. Скорость накопления оказалась различной на разных месторождениях, что связано как с различными методами оценки положения статического уровня и водонефтяного раздела, так и отсутствием предварительной очистки призабойных зон. Подавляющее число скважин, на которых зафиксирован столб нефти в стволе или замерена скорость накопления нефти, принадлежит к микрокупольным поднятиям кровли или находится в непосредственной близости от них. В единичных скважинах, местоположение которых характеризуется как впадины кровли, также зафиксирована скорость накопления нефти. Вероятно, это связано с неточностью структурных построений.
Ключевые слова: структурная карта кровли продуктивного пласта, завершающая стадия разработки месторождения, гравитационный градиент давления, остаточная нефть, переформирование нефтяной залежи.
На подвижность остаточной нефти влияют два градиента давления:
• гидродинамический, обусловлен разностью давлений в зоне отбора нефти и в зоне закачки вытесняющего агента, направление действия которого соответствует линиям тока жидкости и преимущественно параллельно кровле, подошве пласта;
• гравитационный, обусловлен разностью удельного веса нефти и вытесняющего агента (воды), направление действия которого строго вертикальное и действует в любой точке пласта. Под действием гравитационного градиента давления вся остаточная нефть начинает мигрировать в кровельную часть пласта и там собираться. В нижней части пласта с уходом остаточной нефти происходит увеличение сечения между зёрнами породы, что в свою очередь увеличивает фазовую проницаемость по воде. Потому происзодит снижение сопротивления среды для движения воды, а значит, влияние гидродинамического градиента давления на движение остаточной нефти будет снижаться.
У кровли пласта будет происходить накопление остаточной нефти, которая с увеличением нефтенасыщенности прикровельного участка пласта начнёт частично переходить в «свободный объём» и менять свои гидродинамические свойства (исчезают структурные свойства, что приводит к увеличению подвижности нефти, снижению её вязкости). Под действием гравитационного градиента давления эта нефть начнёт мигрировать в направлении естественного падения пласта к купольным частям пласта и за счёт условия неразрывности потока образует новую «компактную залежь».
Этот процесс будет рельефно проявлять себя по мере продвижения фронта вытеснения, за которым остаются остановленные скважины (по причине высокой обводнённости), в которых проявляется эффект накопления нефти
под действием гравитационного градиента давления. Поэтому можно предложить периодический способ эксплуатации таких скважин с целью отбора нефти без воды. Подтверждением описанному выше способу доразработки истощенных продуктивных пластов могут служить факты из нефтепромысловой практики и лабораторные эксперименты, позволяющие дать объяснение происходящим процессам в пластовых условиях, которые приводят к регенерации нефтяного месторождения (Дьячук, 1997а; 1997в; 1997б; Дьячук и др., 1998а; 1998б). Таким образом, на основании изложенных выше выкладок можно сформулировать гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения.
На завершающей стадии разработки остаточная нефть в объемах пласта с предельным значением водонасыщенности будет мигрировать преимущественно в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления, который возникает на границе раздела фаз «остаточная нефть - вытесняющий агент» и обусловлен разностью в удельном весе между ними. Скапливаясь в прикровельной части коллектора, остаточная нефть начнёт частично переходить в «свободный объем» и менять свои гидродинамические свойства (исчезают структурные свойства, что приводит к увеличению подвижности нефти, снижению её вязкости). Скопившаяся нефть начнёт перемещаться вдоль кровли в направлении естественного наклона пласта, заполняя все микрокупольные поднятия кровли продуктивного пласта, и за счёт условия неразрывности потока образует новую «компактную залежь».
Весной 1997 г., а именно 14.04.97 г., по АНК «Башнефть» был издан приказ за подписью заместителя генерального директора Викторова П.Ф. «Об исследовании длительно простаивающих скважин», адресованный начальникам НГДУ и заместителю директора ООО «БашНИПИнефть»
7
iGEDRESURS Y 1(60) 2015
И.А. Дьячук Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин
Лозину Е.В. В письме предписывалось проведение промысловых исследований в высокообводнённых длительно простаивающих скважинах с целью изучения темпов замещения воды нефтью в стволе скважин, а также оценки состава скважинной жидкости в пьезометрических, контрольных, законсервированных скважинах.
В июле-августе 1997 г. проведена первая серия промысловых исследований, результаты которых представлены в табл. 1. Исследования скважин с целью оценки количества накопленной остаточной нефти в разных НГДУ проводились разными способами (плотномер, замер давления по стволу скважины, поинтервальный отбор проб жидкости пробоотборником или желонкой). Ко времени анализа сопоставить точность каждого метода исследования не представляется возможным, поскольку была проведена только первая серия исследований без сопоставления результатов разными методами. Для повышения точности исследований в скважине рекомендуется к использованию устройства, позволяющие повысить плавность хода и обеспечивающие непрерывный характер изменения скорости каротажного кабеля в каротажном подъёмнике (Атнабаев и др., 2002а; 2002б; 2002в).
При анализе проведённых исследований каждая исследуемая скважина отнесена нами к одному из трех возможных видов (по окружающим её скважинам на кровле продуктивного пласта):
I - скважины перфорированы в одном из куполов продуктивного пласта (микро антиклиналь);
II - скважины перфорированы на «крыльях» купола (склон);
III - скважины перфорированы в точках, которые имеют минимальную абсолютную величину Z по отношению к ближайшим скважинам, и их местоположение на кровле продуктивного пласта можно охарактеризовать как впадина (микро синклиналь).
В результате ранжирования скважин установлено, что,
как правило, факт накопления нефти имеет место в скважинах, расположенных на купольном поднятии или на склоне купола. Исключением являются скважины № 382, 404, 463, 875, 1077 Серафимовского (все скважины на склоне), № 354 Белебеевского (склон), № 1493 Николо-Берёзов-ской площади (склон), № 831 Арланского (купол), № 103 Манчаровского (склон), № 32, 51, 725 Игровского (склон) месторождений. Наиболее вероятным объяснением этого можно считать не совсем адекватные структурные карты продуктивных пластов. Для остальных случаев возможны два варианта объяснения: остаточная нефть, обладая низкой подвижностью, еще не аккумулировалась в районе данных скважин, или структура склона такова, что он не выдержан по своей поверхности, и нефть обтекает забои данных скважин и аккумулируется выше.
Скважины, которые отнесены к впадинам, не накапливают остаточную нефть. Исключением являются скважины: № 360 Серафимовского, № 2634 Саузбашевского и № 950 Арланского месторождений, в которых зафиксировано накопление остаточной нефти. Наиболее вероятным объяснением можно считать неточность структурных карт (Дьячук и др., 1997б). Кроме перечисленных выше вероятных причин расхождения между выдвигаемой гипотезой по механизму миграции остаточной нефти и результатами промысловых исследований можно с уверенностью говорить об одной безусловной причине: призабойная зона исследуемых скважин не была подготовлена для исследований. Не проведена очистка окрестности скважины и самой скважины от загрязняющих осадков (механические частицы, асфальтосмолистые отложения, соли, множественные эмульсии, глина и т.д.). Вторым фактором, затрудняющим процесс проникновения остаточной нефти в свободный ствол скважины, возможно, является «столб» воды в скважине (нефть должна преодолеть капиллярное давление на границе раздела фаз 0,136 -1,36 МПа в зависимости от диаметра поровых каналов).
№№ п/п m 0 01 Z Месторождение Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования Нет, м ВНР, м Состав скваж. жид-ти Объём скопивш. Нефти Положенте скв-ны. на структуре кровли пласта отност. окр. скв-н Скорость накопления нефти, м3/мес
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 220 Туймазинское Д1 1469,0 1652.0-1655.0 1981 26.08.1997 8 570 н+в 7,69 склон (почти купол)
2 557 Д1 1467,0 1598.0- 1600.0 1603.0- 1608.6 1992 25.08.1997 181 635 н+в 6,21 склон
3 644 Д1 1458,4 1575.0-1579.0 1581.4-1585.0 12,88 30.08.1997 188 275 н+в 1,19 склон
4 1060 с.,ьь 942,6 1059.0-1063.0 1992 30.08.1997 184 195 н+в 0,15 склон
5 1170 Д1 1469,8 1625.0-1628.0 1995 30.08.1997 237 320 н+в 1,14 купол
6 1184 Д1 1473,4 1597.0-1601.0 8,92 18.08.1997 45 240 н+в 2,67 склон
7 1312 Д1 1496,9 1737.0- 1738.0 1741.0- 1744.5 1755.6-1758.0 7,83 26.08.1997 137 420 н+в 3,87 склон
8 1327 Д1 1474,8 1627.0-1630.0 1989 22.08.1997 0 12 н+в 0,16 склон
9 1549 Д1 1448,4 1659.4-1662.0 3,85 22.08.1997 76 79 н+в 0,04 склон (близко к куполу)
10 1814 ДМ 1474,1 1725.2-1728.0 1730.4-1735.6 2,88 19.08.1997 6 7 н+в 0,01 склон (возможно купол)
11 2015 ДМ 1475,7 1744.0- 1746.0 1751.0- 1753.0 8,90 30.08.1997 80 350 н+в 3,69 склон
Табл. 1. Результаты промысловых исследований на высокообводнённых длительно простаивающих скважинах. НГДУ «Туймазанефтъ»
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
1(60) 2015 ГЕОРЕСУРСЫ
I.A. Dyachuk Estimation of accumulation rate of residual oil in highly watered idle wells
На Туймазинском нефтяном месторождении исследовано 11 скважин. Все скважины I и II видов. Остаточная нефть зафиксирована во всех стволах исследованных скважинах, однако ни в одной скважине не проведено повторных исследований, поэтому скорость накопления нефти не определена. Всего в стволах исследованных скважин скопилось 26,82 м3 нефти (от 0,01 до 7,69 м3).
На Серафимовском нефтяном месторождении исследовано также 11 скважин. В семи исследуемых скважинах выявлена нефть в стволе скважины. В шести скважинах №№ 360, 382, 387, 463, 600, 809 установлена скорость накопления нефти, которая изменяется от 0,138 до 2,063 м3/мес. и в среднем составляет 0,79 м3/мес. В скважине № 360, находящейся во впадине по структуре кровли коллектора, зафиксирован факт накопления нефти (0,138 м3/мес.), что противоречит выдвигаемой гипотезе. Вероятно, что в этом случае мы имеем дело либо с неточностью структурных
построений, либо в разрезе продуктивного пласта имеет место продуктивный пропласток, который имеет отличную форму от структуры кровли. Всего в стволах семи скважин скопилось 28,16 м3 нефти (0,41 + 16,78 м3).
На Белебеевском, Шкаповском и Наратовском нефтяных месторождениях исследовано по две скважины. Только в скважине № 43 Наратовского нефтяного месторождения проведено повторное исследование, по которому скорость накопления нефти составила 0,06 м3/мес. Всего в стволах пяти скважин скопилось 27,14 м3 нефти (0,16 э- 15,63 м3).
На Ново-Хазинской площади Арланского нефтяного месторождения исследовано 10 скважин, в стволах восьми скважин имеется нефть. В скважине № 3249 проведено повторное исследование, по которому скорость накопления нефти составила 0,06 м3/мес. Всего в стволах восьми скважин скопилось 35,21 м3 нефти (0,59 + 14,01 м3).
На Николо-Березовской площади Арланского нефтя-
№№ п/п m 0 01 Z Месторождение Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования Нет, м ВНР, м Состав скваж. жид-ти Объём скопивш. Нефти Положенте скв-ны. на структуре кровли пласта отност. окр. скв-н Скорость накопления нефти, м3/мес
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 76 Серафимовское fli 1510,0 1510.2-1525.2 склон
76 Д, 1510,0 1510.2-1525.2 29.09.1997 282 550 н+в 3,67 склон
76 Д, 1510,0 1510.2-1525.2 09.10.1997 282 550 н+в 3,67 склон
2 264 Д| 1520,4 1520.1-1521.6 20.06.1997 235 - вода - впадина
264 Д, 1520,4 1520.1-1521.6 15.08.1997 16 - вода - впадина
264 Д| 1520,4 1520.1-1521.6 14.10.1997 18 - вода - впадина
3 360 Д, 1523,7 1523.9-1527.4 02.07.1997 158 - вода - впадина
360 Д, 1523,7 1523.9-1527.4 17.07.1997 136 - вода - впадина
360 Д| 1523,7 1523.9-1527.4 14.10.1997 120 150 н+в 0,41 впадина 0,138
4 382 Д, 1518,1 1518.0-1522.0 17.06.1997 210 - вода - склон
382 Д| 1518,1 1518.0-1522.0 10.10.1997 208 310 н+в 1,40 склон 0,364
5 387 Д, 1513,4 1513.4-1518.0 07.07.1997 96 217 н+в 1,66 купол (возможно склон)
387 Д| 1513,4 1513.4-1518.0 07.10.1997 96 360 н+в 3,61 купол (возможно склон) 1,178
6 404 Д, 1521,9 1521.1-1523.1 17.06.1997 220 - вода - склон
404 Д| 1521,9 1521.1-1523.1 15.08.1997 230 - вода - склон
404 Д, 1521,9 1521.1-1523.1 10.10.1997 225 - вода - склон
7 463 Д, 1514,4 1521.9-1525.4 02.07.1997 58 - вода - склон
463 А 1514,4 1521.9-1525.4 14.10.1997 50 100 н+в 0,68 склон 0,197
8 600 с,ьь 1049,9 1050.1-1055.0 20.08.1997 300 312 н+в 0,16 склон
600 с,ьь 1049,9 1050.1-1055.0 22.09.1997 355 475 н+в 1,64 склон 1,493
600 с,ьь 1049,9 1050.1-1055.0 01.10.1997 355 475 н+в 1,64 склон 0,00
600 с,ьь 1049,9 1050.1-1055.0 11.12.1997 354 472 н+в 1,61 склон 0,00
9 809 А 1513,7 1513.7-1526.3 09.06.1997 141 800 н+в 9,02 -
809 Д, 1513,7 1513.7-1526.3 30.09.1997 138 1365 н+в 16,79 - 4,457
10 875 А 1522,5 1521.9-1524.9 01.07.1997 540 - вода - купол (возможно склон)
875 Д, 1522,5 1521.9-1524.9 21.08.1997 475 - вода - купол (возможно склон)
875 Д, 1522,5 1521.9-1524.9 10.10.1997 515 - вода - купол (возможно склон)
11 1077 с,ьь 1047,0 1047.0-1048.6 1051.4-1054.2 09.06.1997 236 - вода - склон
1077 С,ЬЬ 1047,0 1047.0-1048.6 1051.4-1054.2 09.10.1997 723 - вода - склон
Продолжение таблицы 1. НГДУ «Октябръскнефтъ»
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
1(60) 2015
И.А. Дьячук Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин
ного месторождения исследовано семь скважин, в стволах пяти скважин зафиксирована нефть. Всего объём скопившейся нефти составляет 32,55 м3 (1,67 -+ 16,36 м3).
На Арланской площади исследовано 20 скважин. В 19 скважинах исследования выявили нефть в стволе скважины. В 11 скважинах (№№ 29, 246, 310, 500, 641а, 950, 1039, 1723, 1901,2388, 7502) установлена скорость накопления нефти, которая изменяется от 0,02 до 10,11 м3/мес. и в среднем составляет 1,75 м3/мес. В скважине № 950, находящей-
ся во впадине по структуре кровли коллектора, зафиксирован факт накопления нефти (0,02 м3/мес.), что противоречит выдвигаемой гипотезе. Вероятно, что, как и по скважине № 360 Серафимского нефтяного месторождения, имеет место либо неточность структурных построений, либо в разрезе продуктивного пласта имеется продуктивный пропласток, который имеет отличную форму от структуры кровли. Всего в стволах 19 скважин скопилось 134,93 м3 нефти (0,31 -+ 15,98 м3).
а)
б)
№№ п/п m 0 01 Z Месторождение Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования Нет, м ВНР, м Состав скваж. жид-ти Объём скопивш. Нефти Положенте скв-ны. на структуре кровли пласта отност. окр. скв-н Скорость накопления нефти, м3/мес
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 354 Белебеевское Д| 1664 2106.4-2110.0 5,90 12.08.1997 0 - вода - СКЛОН
2 414 д, 1668 2299.0-2102.4 3,91 12.08.1997 490 820 н+в 4,52 склон (почти впадина)
3 168 Шкаповское Д| 1684 1961.0-1965.0 9,81 13.08.1997 40 450 н+в 5,61 СКЛОН
4 201 д, 1692 2017.0-2022.0 10,84 13.08.1997 178 190 н+в 0,16 склон
№№ п/п m 0 01 Z Месторождение Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования Нет, м ВНР, м Состав скваж. жид-ти Объём скопивш. Нефти Положенте скв-ны. на структуре кровли пласта отност. окр. скв-н Скорость накопления нефти, м3/мес
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 23 Наратово ~2h Ч 1288.4-1289.6 1290.8-1292.8 08.08.1997 152 1295 н+в 15,64
2 42 n2h Ч 1377.2-1380.0 07.08.1997 188 259 н+в 0,97 купол
42 n2h Ч 1377.2-1380.0 08.12.1997 316 405 н+в 1,22 купол 0,297
3 3082 Ново-Хазинское г* 2h Ч 1237.6-1244.4 27.08.1997 497 618 н+в 1,66
4 3200 n2h Ч 1231.2-1234.2 1238.0-1240.0 11.12.1997 210 1234 н+в 14,01
5 3239 n2h Ч 1200.0-1207.0 1193.6-1195.6 27.06.1997 507 826 н+в 4,36 купол
3239 n2h Ч 1200.0-1207.0 1193.6-1195.6 09.12.1997 242 553 н+в 4,26
6 3249 02h Ч 1205.6-1212.0 14.08.1997 323 351 н+в 0,38
3249 n2h Ч 1205.6-1212.0 25.12.1997 358 401 н+в 0,59 купол 0,133
7 3426 fs 2h Ч 1335.6-1337.6 23.05.1997 423 762 н+в 4,64 купол
3426 ~2h Ч 1335.6-1337.6 10.11.1997 444 783 н+в 4,64
8 3669 n2h Ч 1215.2- 1216.4 1217.2- 1218.4 1230.0-1232.0 1233.8- 1234.8 1238.8- 1240.0
9 4023 n2h Ч 1214.8- 1216.4 1226.8- 1228.4 1236.8- 1241.6 02.09.1997 340 -
10 4134 r>2h ч 1305.6-1310.0 18.06.1997 324 - вода впадина
4134 rs 2h ч 1305.6-1310.0 25.11.1997 329 - вода
11 4884 ~2h Ч 1532.0-1533.0 17.06.1997 567 722 н+в 2,12 склон
4884 02h Ч 1532.0-1533.0 24.11.1997 657 812 н+в 2,12 склон
12 5176 n2h Ч 1341.2-1343.6
13 5335 л 2h Ч 1256.2-1257.4 1262.0- 1264.4 1284.0- 1286.4
14 5602 ~2h Ч 1282.8-1286.8 1300.0-1302.0
15 5619 n2h Ч 1324.4-1326.4 06.09.1997 232 692 н+в 6,29
16 5805 n2h Ч 1253.2-1258.8 14.08.1997 352 473 н+в 1,66
Продолжение таблицы 1. а) НГДУ «Аксаковнефтъ», б) НГДУ «Южарланнефть»
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
1(60) 2015 ГЕОРЕСУРС Ъ\ЕЖ
I.A. Dyachuk Estimation of accumulation rate of residual oil in highly watered idle wells
gr%
На Саузбашевском нефтяном месторождении исследовано семь скважин. В шести скважинах исследования выявили нефть в стволе скважины. В трех скважинах (№№ 2634, 2655, 7028) установлена скорость накопления нефти, которая изменяется от 0,66 до 1,53 м3/мес. и в среднем составляет 0,97 м3/мес. В скважине № 2634, находящейся во впадине по структуре кровли коллектора, зафиксирован факт накопления нефти (0,717 м3/мес.), что также противоречит выдвигаемой гипотезе. Вероятно, что, как и по скважине № 360 Серафимского нефтяного месторождения и по скважине № 950 Арланской площади неточны структурные карты или в разрезе продуктивного пласта имеется продуктивный пропласток, который имеет отличную форму от структуры кровли. Всего в стволах шести скважин скопилось 56,9 м3 нефти (3,06 г 17,08 м3).
На Бураевском нефтяном месторождении исследовано шесть скважин. В пяти скважинах исследования выявили нефть в стволе скважины. В одной скважине № 192 установлена скорость накопления нефти, которая составляет 0,12 м3/мес. В скважине № 184 весь ствол скважины заполнен нефтью. Всего в стволах пяти скважин скопи-
лось 23,09 м3 нефти (0,37 г 16,49 м3).
На Игровском нефтяном месторождении исследовано шесть скважин, в стволах трёх скважин зафиксирована нефть. Скорость накопления не определена, однако в скважине № 349 проведённое исследование 07.1997 г. выявило 13,2 м3 нефти в стволе скважины, а замер буферного давления 12.1997 г. показал, что оно увеличилось до 15 атм, что косвенно указывает на приток нефти в скважину. Всего объём скопившейся нефти в стволах трёх скважин составляет 20,65 м3 (3,21 г 13,2 м3).
На Кузбаевском нефтяном месторождении исследовано четыре скважины, в стволах всех скважин зафиксирована нефть. Однако в скважине № 6327 повторное исследование показало уменьшение столба нефти, причём столб нефти находился вблизи устья скважины. В данном случае, исследования проведены не корректно. Всего объём скопившейся нефти в стволах четырех скважин составляет 5,07 м3 (0,14 г 3,34 м3).
На Надеждинском нефтяном месторождении исследовано две скважины, в стволах которых зафиксирована нефть. В скважине № 5004 скорость накопления нефти со-
№№ п/п s 0 01 Z Месторождение Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования Нет, м ВНР, м Состав скваж. жид-ти Объём скопивш. Нефти Положенте скв-ны. на структуре кровли пласта отност. окр. скв-н Скорость накопления нефти, м3/мес
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и 12 13 14
1 1493 Н.-Берёзовское ттнк 1167 2,97 13.06.1997 123 - вода - склон
2 1565 ттнк 1174 1982 28.07.1997 92 214 н+в 1,67 купол
3 1701 ттнк 1170 3,95 09.07.1997 187 1383 н+в 16,37 склон
4 1939 ттнк 1157 10,92 27.02.1997 679 1274,4 н+в 8,15 купол
5 6119 ттнк 1146 8,96 19.06.1997 25 300 н+в 3,76 купол
6 6478 ттнк 1152 4,94 21.05.1997 117 - вода - впадина
7 6602 ттнк 1166 4,94 14.07.1997 69 260 н+в 2,61 склон
8 29 Арланское ттнк 1125 1,97 13.02.1997 104 1213 н+в 15,17 склон 10,587
9 246 ттнк 1141 1,96 28.03.1997 232 835 н+в 8,25 склон 0,549
10 310 ттнк 1156 1,96 27.05.1997 417 1224 н+в 11,04 купол 0,648
11 347 ттнк 1152 2,94 04.02.1997 575 932 н+в 4,88 склон
12 500 ттнк 1149 1,96 06.06.1997 370 728 н+в 4,90 склон 0,282
13 641а ттнк 1156 3,97 26.05.1997 230 929 н+в 9,56 склон (плато) 5,217
14 753 ттнк 1160 6,94 26.03.1997 372 880 н+в 6,95 склон
15 831 ттнк 1134 4,94 17.02.1997 362 - вода - купол
16 950 ттнк 1162 1,96 19.03.1997 723 748 н+в 0,34 впадина 0,023
17 1039 ттнк 1150 10,96 26.03.1997 27 155 н+в 1,75 склон 0,330
18 1060 ттнк 1150 7,95 25.03.1997 322 1318 н+в 13,63 склон
19 1723 ттнк 1142 1,96 25.03.1997 373 860 н+в 6,66 купол 0,446
20 1901 ттнк 1183 7,97 10.07.1997 124 147 н+в 0,31 склон (почти купол) 1,049
21 2388 ттнк 1151 1,96 30.01.1997 514 821 н+в 4,20 склон 0,320
22 2803 ттнк 1185 5,92 21.07.1997 470 1017 н+в 7,48 склон
23 6008 ттнк 1135 3,95 15.01.1997 134 1302 н+в 15,98 купол
24 6332 ттнк 1140 10,91 21.05.1997 201 285 н+в 1,15 склон
25 7502 ттнк 1139 7,96 10.06.1997 384 920 н+в 7,33 склон (почти купол) 0,638
26 7744 ттнк 1140 12,95 10.01.1997 244 1222 н+в 13,38 купол
27 7745 ттнк 1147 7,95 13.01.1997 481 626 н+в 1,98 склон
28 2634 Саузбашевское ттнк 1198 1,95 13.03.1997 367 1041 н+в 9,22 впадина 0,352
29 2634 ттнк 1198 1,95 20.06.1997 299 1146 н+в 11,59 впадина 0,732
30 2643 ттнк 1182 5,95 20.06.1997 27 1276 н+в 17,09 склон
31 2655 ттнк 1180 1,95 14.03.1997 516 1213 н+в 9,54 склон 0,364
32 2655 ттнк 1180 1,95 04.06.1997 507 1222 н+в 9,78 склон 0,091
33 2708 ттнк 1187 3,94 29.01.1997 225 988 н+в 10,44 склон
34 7013 ттнк 1190 5,95 09.06.1997 65 - вода - впадина
35 7028 ттнк 1183 1,97 03.07.1997 109 333 н+в 3,07 склон (почти купол) 0,544
36 7922 ттнк 1177 2,95 25.06.1997 96 458 н+в 4,95 склон
Продолжение таблицы 1. НГДУ «Арланнефтъ»
GEDRESURSY 1(60) 2015
74
И.А. Дьячук Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин
№№ № скв. Месторо ждение Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования Нет м ВНР м Состав скваж. жид-ти Объём скопивш. Нефти Положенте скв-ны. на структуре кровли пласта отност. окр. скв-н Скорость накопления нефти, м3/мес
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 184 Бураеве кое с2 1201,5 01.05.1981 7,97 нефть нефть нефть в объёме скв. купол
2 192 c2h 01.07.1997 10,97 258 285 н+в 0,37 0,119
192 С,2" 01.07.1997 2,98 78 82 вода 0,05
3 2984 с,2" 01.10.1991 11,97 0 - вода -
4 3031 С,2” 01.10.1992 1,98 180 310 н+в 1,78
5 3052 С,2" 01.08.1995 7,97 109 360 н+в 3,43 склон (почти купол)
3052 С,2" 01.10.1995 2,98 42 250 н+в 2,85
б 3193 С,2" 01.02.1995 11,97 95 170 н+в 1,03
7 32 Игровское С,2" 1241,6 01.05.1982 8,97 108 - вода - склон
8 51 с,2" 1241,0 01.04.1986 8,97 0 - вода - склон
9 349 С,2" 1231,3 01.08.1995 7,97 5 970 н+в 13,20 склон
349 с,2" 1231,3 01.06.1997 12,97 Рб - 15атм
10 725 С,2” 1209,1 01.05.1982 8,97 0 - вода - склон
11 2206 с2 01.11.1992 8,97 0 38 н+в 0,52 склон
12 6639 с,2" 01.05.1994 7,97 160 470 н+в 4,24 склон
6639 С,2" 01.07.1996 9,97 306 350 н+в 0,60 склон
6639 С,2" 01.07.1996 11,97 315 550 н+в 3,22 склон
13 3602 Кузбаевское с,2" 01.09.1994 7,97 6 250 н+в 3,34 склон
3632 С,2" 01.08.1994 2,98 372 402 н+в 0,41
14 6327 С,2" 01.12.1995 11,97 40 50 н+в 0,14
6327 С,2” 01.12.1995 2,98 6 10 н+в 0,05
15 6331 С,2" 01.09.1995 11,97 13 100 н+в 1,19
16 3803 к | " i х ч с,2" 1168,2 01.08.1988 7,97 500 550 н+в 0,68 склон
3803 с,2" 1168,2 01.06.1989 11,97 80 - вода - склон
17 5004 с,2" 1168,1 01.02.1997 7,97 690 740 н+в 0,68 склон (возможно впадина) 0,137
18 105 Орьебашевское С,2" 01.05.1994 2,98 132 182 н+в 0,68
19 175 с,2" 01.02.1995 1,98 18 34 н+в 0,22
20 239 С,2" 01.01.1996 1,98 18 650 н+в 8,65 0,355
21 276 С,2" 912,4 01.02.1995 7,97 804 850 н+в 0,63 склон
22 2341 С,2" 01.06.1995 11,97 24 39 н+в 0,21
23 3659 с,2" 01.09.1996 1,98 114 134 н+в 0,27
3659 С,2" 01.09.1996 2,98 114 134 н+в 0,27
24 5312 с,2" 01.10.1997 12,97 108 132 н+в 0,33 0,162
25 6 Татышлинское С,2” 1203,0 01.10.1992 7,97 300 800 н+в 6,84 склон
26 55 С,2" 1207,0 01.10.1992 8,97 120 1045 н+в 12,66 склон
27 1505 D3 01.01.1994 9,97 120 1240 н+в 15,33
28 1538 с,2" 1204,0 01.10.1992 7,97 18 1200 н+в 16,17 склон
29 1201 С,2" 01.07.1995 2,98 200 700 н+в 6,84
30 1202 С,2" 01.07.1995 2,98 120 450 н+в 4,52
31 1211 С,2” 01.01.1994 2,98 6 240 н+в 3,20
32 1258 Четы рминс кое С,2" 1221,3 01.08.1996 7,97 60 210 н+в 2,05 склон 0,187
1258 С,2" 1221,3 01.08.1996 9,97 120 175 н+в 0,75 склон
1258 С,2" 1221,3 01.08.1996 11,97 150 275 н+в 1,71 склон
33 1267 с,2" 1250,5 01.05.1994 7,97 650 - вода - впадина
34 1286 С,2" 01.06.1994 2,98 0 750 н+в 10,26
35 2135 С2 803,3 01.11.1991 8,97 120 - вода - впадина
36 2143 С2 01.01.1990 9,97 98 104 н+в 0,08
37 1398 Ю-Максимовск. С,2" 1173,1 01.03.1995 7,97 30 730 н+в 9,58 склон
1398 С,2” 1173,1 01.06.1995 10,97 35 685 н+в 8,89 склон
1398 С,2" 1173,1 01.06.1995 2,98 12 692 н+в 9,30
38 1477 с2 01.07.1996 12,97 0 - вода -
1477 с2 01.07.1996 2,98 0 - вода - перепев.
39 2514 с2 1038,0 01.07.1996 8,97 238 522 н+в 3,89 склон 0,294
2514 с2 1038,0 01.07.1996 10,97 42 392 н+в 4,79 склон 0,602
40 2591 с,2" 1212,6 01.01.1997 7,97 238 358 н+в 1,64 склон 0,250
2591 С,2” 1212,6 01.01.1997 12,97 368 608 н+в 3,28 склон 0,328
2591 С,2" 1212,6 01.10.1996 1,98 364 709 н+в 4,72 склон 1,437
41 2675 с2 1033,4 01.04.1996 7,97 50 450 н+в 5,47 склон 0,400
2675 с2 1033,4 01.07.1996 12,97 162 220 н+в 0,79 склон
42 2731 с,2" 1184,9 01.08.1993 8,97 318 346 н+в 0,38 склон (на впадине) 0,766
2731 с,2" 1184,9 01.08.1993 12,97 264 300 н+в 0,49 склон (на впадине) 0,123
42 2736 С,2" 1175,0 01.03.1995 7,97 78 328 н+в 3,42 склон
2736 с,2" 1175,0 01.06.1996 10,97 112 362 н+в 3,42 склон
2736 С,2" 1175,0 01.06.1996 1,98 124 388 н+в 3,61 склон 1,191
44 4768 С2 01.06.1994 8,97 0 44 н+в 0,60 склон
45 1701 и i и X S ч о со С,2" 01.07.1997 12,97 160 550 н+в 5,34 1,067
46 1787 с,2" 01.04.1993 11,97 120 570 н+в 6,16
47 1871 С2 01.09.1991 9,97 80 130 н+в 0,68
48 3527 С,2" 01.02.1995 11,97 300 530 н+в 3,15
49 3538 С,2” 01.08.1989 9,97 260 280 н+в 0,27
50 3548 С,2" 01.07.1993 9,97 12 45 н+в 0,45
51 250 Старц. с,2" 01.06.1996 12,97 156 187 н+в 0,42
52 201 Байса- ровское С,2" 01.01.1996 12,97 250 320 н+в 0,96
Продолжение таблицы 1. НГДУ "Краснохолмскнефть”.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
1(60) 2015 ГЕОРЕСУРС Ъ\ШШ
I.A. Dyachuk Estimation of accumulation rate of residual oil in highly watered idle wells
gr%
ставила 0,14 м3/мес. В скважине № 3803, также как по скважине № 6327 Кузбаевского месторождения, повторное исследование не выявило столба нефти. Очевидно, что исследования проведены не корректно.
На Орьебашевском нефтяном месторождении исследовано семь скважин, в стволах всех исследованных скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в двух скважинах (№№ 239, 5312), которая изменяется от 0,16 до 0,36 м3/мес. и в среднем составляет 0,26 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 10,98 м3 (0,21 г 8,64 м3).
На Татышлинском нефтяном месторождении исследовано семь скважин, в стволах всех исследованных скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления не определена. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 65,53 м3 (3,2 г 16,17 м3).
На Четырминском нефтяном месторождении исследовано пять скважин, в стволах трёх скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 1258, которая составила 0,48 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах трёх скважин составляет 12,39 м3 (0,08 -г- 10,26 м3).
На Югомаш-Максимовском нефтяном месторождении исследовано восемь скважин, в стволах семи исследованных скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в пяти скважинах (№№ 2514, 2591,2675, 2731,2736), которая изменяется от 0,03 до 1,44 м3/мес. и в среднем составляет 0,57 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах семи скважин составляет 34,59 м3 (0,49 г 9,57 м3).
На Воядинском нефтяном месторождении исследовано семь скважин, в стволах всех скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 1701, которая составила 1,07 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 16,47 м3 (0,27 г 6,16 м3).
На Старцевском и Байсаровском месторождениях ис-
Месторождение Кол-во исслед. скв-н Средняя скорость накопления, м3/мес. Мин. скорость накопления, м3/мес. Макс. скорость накопления, м3/мес.
Серафимовское 6 0,79 0,14 2,06
Наратовское 1 0,06 0,06 0,06
Ново-Хазинская площадь 1 0,06 0,06 0,06
Арланская площадь 11 1,75 0,02 10,11
Саузбашевское 3 0,97 0,66 1,53
Вураевское 1 0,12 0,12 0,12
Надеждинское 1 0,14 0,14 0,14
Орьебашевское 2 0,26 0,16 0,36
Четерминское 1 0,48 0,48 0,48
Югомаш- Максимовское 5 0,57 0,03 1,44
Воядинское 1 1,07 1,07 1,09
Манчаровское 1 0,06 0,06 0,06
Саитовское 1 1,48 1,48 1,48
В целом 35 0,60 0,02 10,11
Табл. 2. Скорости накопления нефти в скважинах.
следования проведены в двух скважинах. В результате исследований в стволах скважин зафиксирован столб нефти.
На Манчаровском нефтяном месторождении исследовано три скважины, в стволах всех скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 103, которая составила 0,055 м3/мес. Всего объём скопившейся нефти в стволах скважин составляет 6,53 м3 (0,27 г 3,49 м3).
На Саитовском нефтяном месторождении исследовано три скважины, в стволах двух скважин зафиксирован столб нефти. Скорость накопления определена в скважине № 3605, которая составила 1,48 м3/мес. В скважине № 3523 исследования проведены не корректно. Объем скопившейся нефти в скважине № 3605 составил 8,18 м3.
Промысловые исследования также проводились в единичных скважинах на Яркеевском, Андреевском, Таймур-зинском, Крещбулякском и Абдуповском месторождениях. Исследовано 6 скважин, в чётырех случаях зафиксирован столб нефти. Скорость накопления нефти не замерялась. Объем скопившейся нефти варьирует от 0,26 до 11,37 м3.
№№ п/п 00 0 01 Z Месторождение Объект разработки Абсолют. Отметка кровли пласта Интервал перфорации Дата остановки Дата исследования Нет, м ВНР, м Состав скваж. жид-ти Объём скопивш. Нефти Положенте скв-ны. на структуре кровли пласта отност. окр. скв-н Скорость накопления нефти, м3/мес
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 71 Манчаровское СфЬ 01.12.1997 40 295 н+в 3,23
2 103 СфЬ 1161,4 1315.5-1316.0 02.07.1997 389 - вода - СКЛОН
103 СфЬ 1161,4 1315.5-1316.0 01.12.1997 230 250 н+в 0,27 0,054
3 163 СфЬ 01.12.1997 210 412,5 н+в 2,77
4 3523 Саитовское СфЬ - - 09.06.1997 825 900 н+в 1,03 склон
3523 СфЬ - - 01.12.1997 556 - вода -
5 3605 СфЬ 1228,3 1505.0-1506.4 09.06.1997 335 850 н+в 7,05 склон
3605 СфЬ 1228,3 1505.0-1506.4 ? 37 635 н+в 8,18 склон
6 6185 СфЬ 01.10.1997 274 - вода -
7 2109 Яркеевское СфЬ 1165 1386.0-1388.0 03.07.1997 401 - вода - впадина
8 1892 Андреевская 01.10.1997 169 1000 н+в 11,37
9 840 Таймурзино 01.12.1997 126 145 н+в 0,26
10 15796с Таймурзино 01.12.1997 55 - вода -
11 163 Крещ-Буляк 235 390 н+в 2,12
12 268 Абдул. 365 492,5 н+в 1,74
Продолжение таблицы 1.НГДУ «Чекмагушнефтъ»
GEDRESURSY 1(60) 2015
76
И.А. Дьячук Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин
Таким образом, специальными промысловыми исследованиями охвачено 28 нефтяных месторождений. Исследовано 138 высокообводнённых, длительно простаивающих скважин, из которых в 117 зафиксирован столб скопившейся нефти.
Анализ результатов исследований (Табл. 2) позволяет приблизительно определить скорость замещения воды нефтью в стволе скважины. На различных месторождениях эта скорость меняется, что впрочем, очевидно и без результатов исследований.
Наиболее достоверными результатами из имеющихся можно считать цифры, полученные для Арланской площади (1,75 м3/мес.), Серафимовского (0,79 м3/мес.) и Юго-маш-Максимовского (0,57 м3/мес.) месторождений. По другим месторождениям скорости получены по одному, максимум по трём замерам.
Выводы
1. Специальные промысловые исследования, проведённые на 28 нефтяных месторождениях Башкортостана, позволили ориентировочно оценить скорость накопления остаточной нефти в стволах остановленных высокообводнённых скважин. Полученные результаты полностью согласуются и подтверждают выдвигаемую гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи на заключительной стадии разработки месторождения.
2. Скорость накопления оказалась различной на разных месторождениях, что связано как с различными методами оценки положения статического уровня и ВНР, так и отсутствием предварительной очистки призабойных зон.
3. Подавляющее число скважин, на которых зафиксирован столб нефти в стволе или замерена скорость накопления нефти, принадлежат к микрокупольным поднятиям кровли или находятся в непосредственной близости от них.
4. В единичных скважинах, местоположение которых
характеризуется как впадины кровли, также зафиксирована скорость накопления нефти. Вероятно, это связано с неточностью структурных построений.
Литература
Атнабаев З.М., Ваграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин Н.Н., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С. Каротажный подъемник. Пат. 2179636. РФ: МПК E 21 B 47/01. № 2001102219/03. 2002.
Атнабаев З.М., Ваграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин Н.Н., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С. Укладчик каротажного кабеля. Пат. 2179634. РФ: МПК E 21 B 47/01. № 2001102217/03. 2002.
Атнабаев З.М., Ваграмов К.А., Дьячук И.А., Репин Д.Н., Репин Н.Н., Хасанов М.М., Шаньгин Е.С. Устройство для спуска и подъема скважинных приборов. Пат. 2179635. РФ: МПК E 21 B 47/01. № 2001102218/03. 2002.
Дьячук И.А. Влияние гравитационного поля на процесс эксплуатации нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии разработки. Тез. XX школы-семинара по проблемам механики сплошных сред е системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа. Уфа: Транстэк. 1997а. С. 25-26.
Дьячук И.А. Изучение процессов, происходящих при переформировании нефтяной залежи на заключительной стадии разработки. Дис...канд.техн.наук. Уфа. 1997б. 160 с.
Дьячук И.А. К проблеме повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на заключительной стадии разработки. Уфимский нефтяной институт. Уфа. 1997в. 23 с. Деп. ВИНИТИ. № 1993-В97.
Дьячук И.А., Кардаш Д.Е., Маланченко А.А. Особенности заключительной стадии разработки при применении жёстко-водонапорного режима. Нефтепромыслоеое дело. 1998. № 4-5. С. 17-23.
Дьячук И.А., Кардаш Д.Е., Маланченко А.А. Повышение рентабельности добычи нефти на заключительной стадии разработки месторождений. Мат. школы-семинара «Соеременные методы проектироеания процессое разработки нефтяных месторождений.». Уфа. ВНИИЦ «Нефтегазтехнология». 1998. С. 51.
Сведения об авторе
Иван Алексеевич Дьячук - к. техн. н, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений», Уфимский государственный нефтяной технический университет
450062 Уфа, ул. Космонавтов 1. Тел: +7(917)75-13-429
Estimation of accumulation rate of residual oil in highly watered idle wells
I.A. Dyachuk
Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia, e-mail: [email protected]
Abstract. In water-flooded part of formation, after passage of displacement front, there are wells in good technical conditions, but shut downed due to highly watered extracted product. Some of these wells can be put into operation, but it is necessary to select those in which there are conditions for consolidation of residual oil, and to determine accumulation rate of such oil in well bores. This information will provide recommendations for future mode of well operation on condition of waterless operation. The problem was solved based on the analysis of special field research and wells ranking, depending on the absolute level of the top of producing formation. Special field research conducted on 28 oil fields of Bashkortostan, allowed to approximately estimate the accumulation rate of residual oil in bores of highly watered idle wells. The obtained results are in complete agreement and confirmation of proposed hypothesis about the mechanism of reforming oil deposit in the final stage of field development. The accumulation rate was different in different fields, which is connected with different methods of estimating the static level position and oil-water interface, as well as the lack of pre-treatment of bottom-hole zones. The vast number of wells in which oil column was recorded or oil accumulation rate was measured, belongs to micro-domical elevations of formation top or in the immediate vicinity of such elevations. In few wells,
location of which is characterized as a depression of formation top, oil accumulation rate is also recorded. This is probably due to inaccurate structural imaging.
Keywords: structural map of the top part of producing formation, final stage of the oil field development, gravitational pressure gradient, residual oil, reformation of oil deposits.
References
Atnabayev Z.M., Bagramov K.A., Dyachuk I.A., Repin D.N., Repin N.N., Khasanov M.M., Shangin Ye.S. Karotazhny podyemnik [Ligging lift]. Patent 2179636. Rus. Federation: MPK E 21 B 47/01; № 2001102219/03. 2002.
Atnabayev Z.M., Bagramov K.A., Dyachuk I.A., Repin D.N., Repin N.N., Khasanov M.M., Shangin Ye.S. Ukladchik karotazhnogo kabelya [Stacker wireline]. Patent 2179634. Rus. Federation: MPK E 21 B 47/01/. № 2001102217/03. 2002.
Atnabayev Z.M., Bagramov K.A., Dyachuk I.A., Repin D.N., Repin N.N., Khasanov M.M., Shangin Ye.S. Ustroystvo dlya spuska i podyema skvazhinnykh priborov [Device for lowering and lifting the downhole tools]. Patent 2179635. Rus. Federation: MPK E 21 B 47/ 01/; № 2001102218/03. 2002.
Dyachuk, I.A. Influence of gravity field on the process of oil filed exploitation on the late stage. Tezisy XX shkoly-seminara po
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
1(60) 2015 ГЕОРЕСУРС ЫШШ
I.A. Dyachuk Estimation of accumulation rate of residual oil in highly watered idle wells
gr%
Окончание статьи И.А. Дьячука «Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводнённых скважин»
problemam mekhaniki sploshnykh sred v sistemakh dobychi, transporta i pererabotki nefti i gaza [Problems of continuum mechanics in systems of production, transportation and processing of oil and gas. Seminar abstracts]. Ufa: Transtek. 1997. Pp. 25-26. (In Russian)
Dyachuk, I.A. K probleme povysheniya nefteotdachi plastov, nakhodyashchikhsya na zaklyuchitelnoy stadii razrabotki [On the problem of enhanced oil recovery of near-depleted deposits]. Ufa: Ufa State Intitute. 1997. 23 p. Dep. VINITI. № 1993-V97.
Dyachuk, I.A. Izucheniye protsessov, proiskhodyashchikh pri pereformirovanii neftyanoy zalezhi na zaklyuchitelnoy stadii razrabotki [The study of the processes occurring during the reformation of oil deposits in the final development stage]. Diss. kand. tech. nauk. [Cand. tech. sci. diss.]. 1998. 160 p.
Dyachuk I.A., Kardash D.E., Malanchenko A.A. Osobennosti zaklyuchitelnoy stadii razrabotki pri primenenii zhyostko-vodonapornogo rezhima [Features of the final stages of development
using hard-mode water drive]. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 1998. № 4-5. Pp. 17-23.
Dyachuk I.A., Kardash D.E., Malanchenko A.A. Rise in profitability of oil production on the late stage of oil field development. Materialy shkoly-seminara «Sovremennye metody proyektirovaniya protsessov razrabotki neftyanykh mestorozhdeny» [Proc. Seminar «Modern methods of design processes of oil field development»] Ufa: «Neftegaztekhnologiya». 1998. (In Russian)
Information about author
Ivan A. Dyachuk - Cand. Sci. (Engin.), Associate Professor of the Chair «Oil&Gas Field Exploration», Ufa State Petroleum Technological University
450062 Russia, Ufa, 1 Kosmonavtov St.
Tel: +7(917)75-13-429
iGEDRESURS Y 1(60) 2015
