2 Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов ( по своему пласту).

Начинают анализ процесса разработки с решений проектных документов, которые в различное время были намечены по данному месторождению (пласту, объекту), с целью их сравнения с выполненными. Вид и содержание проектного документа зависят от стадии разработки месторождения. Первым проектным документом всегда является проект пробной эксплуатации (ППЭ), так как на первой стадии разработки получают важнейшие данные о пласте и скважинах, необходимых для составления технологической схемы разработки. Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения.

В техсхеме устанавливается система и технология разработки. В процессе ее реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения и указывается система разработки с применением заводнения или без нее.

Проект разработки составляется на стадии, когда месторождение разбурено на 70%, но в систему разработки и технологию еще можно внести существенные изменения.

Если в процессе эксплуатационного разбуривания выявляется невозможность дальнейшей эксплуатации по данной техсхеме (например, сокращение фонда скважин, из-за отсутствия пласта), то выполняется дополнение или уточнение к техсхеме, также может быть выполнено и к проекту разработки. Если на месторождении внедрялись какие-либо отдельные проектные решения, изменяющие или дополняющие проектные документы, то указываются причины выполнения таких документов (например, уплотнение сетки скважин, в связи с высокой вязкостью, применение какого-либо метода повышения нефтеотдачи).

Каждый новый проектный документ дополняет и опирается на предыдущий. Последним приводится проектный документ, по которому на анализируемую дату ведется разработка месторождения.

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Анализируемый пласт вводится в разработку чаще всего на упруговодонапорном режиме.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

2-ая стадия называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

3-ая стадия – падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

4-ая завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности. Разработка месторождения ведется до предела рентабельности, что соответствует обводненности 98-99%.

График разработки имеет вид:

Рассмотрим пример выделения стадий разработки по фактическим показателям разработки (таблица 2.1)

Фактические показатели разработки пласта В1 Таблица 2.1

Год	Число добывающих скважин	Нефть, тыс т	Жидкость, тыс т	Средний дебит нефти, т/сутки	Накопленная добыча нефти, тыс т	Накопленная добыча жидкости, тыс т	Обводненность весовая, %	Темп отбора от НИЗ, % расч	Степень выработки НИЗ, % расч
1	1	42,9	42,9	123,6	42,9	42,9	0,0	0,264	0,264
2	1	39,5	40,3	108,4	82,4	83,2	2,0	0,243	0,507
3	1	23,4	25,3	64,5	105,8	108,5	7,5	0,144	0,651
4	1	17,7	19,8	48,9	123,5	128,3	10,5	0,109	0,760
5	1	18,6	21,0	51,5	142,1	149,3	11,4	0,114	0,874
6	1	17,2	21,2	47,8	159,3	170,4	18,7	0,106	0,980
7	1	13,5	19,3	37,0	172,8	189,7	30,0	0,083	1,063
8	1	9,4	13,3	30,9	182,2	203,0	28,9	0,058	1,121
9	1	5,0	6,3	33,7	187,2	209,3	20,9	0,031	1,152
10	1	14,5	18,6	39,8	201,7	227,9	22,0	0,089	1,241
11	1	8,0	11,3	53,5	209,8	239,2	28,9	0,050	1,291
12	17	161,9	174,3	34,0	371,7	413,5	7,1	0,996	2,287
13	37	362,9	379,7	33,5	734,6	793,2	4,4	2,233	4,521
14	38	544,5	614,9	47,3	1279,1	1408,1	11,4	3,351	7,872
15	38	582,6	713,2	46,7	1861,7	2121,3	18,3	3,585	11,457
16	35	539,7	673,7	45,7	2401,5	2795,0	19,9	3,322	14,778
17	30	678,8	857,6	64,0	3080,2	3652,6	20,9	4,177	18,955
18	29	655,6	858,3	65,5	3735,8	4510,9	23,6	4,035	22,990
19	32	705,4	1108,9	63,8	4441,2	5619,8	36,4	4,341	27,331
20	32	631,6	1087,5	56,2	5072,9	6707,3	41,9	3,887	31,218
21	31	580,5	1048,7	52,6	5653,4	7756,0	44,6	3,573	34,790
22	29	559,8	1154,6	54,2	6213,3	8910,7	51,5	3,445	38,235
22	35	591,3	1199,6	49,0	6804,5	10110,3	50,7	3,639	41,874
24	40	569,3	1350,0	40,1	7373,9	11460,2	57,8	3,504	45,378
25	41	446,1	1501,3	30,8	7820,0	12961,5	70,3	2,745	48,123
26	42	381,3	1692,9	25,7	8201,3	14654,4	77,5	2,347	50,470
27	41	296,1	1843,2	20,7	8497,5	16497,6	83,9	1,822	52,292
28	41	227,2	1776,0	15,7	8724,7	18273,6	87,2	1,398	53,690
29	41	200,2	1900,6	13,9	8924,8	20174,2	89,5	1,232	54,922
30	40	161,4	1841,8	11,6	9086,2	22016,0	91,2	0,993	55,915
31	39	152,8	1711,8	10,9	9239,0	23727,8	91,1	0,940	56,855
32	39	130,5	1476,6	9,5	9369,5	25204,4	91,2	0,803	57,658
33	39	93,4	1297,7	6,6	9462,9	26502,1	92,8	0,575	58,234
34	40	74,6	1062,7	5,2	9537,5	27564,8	93,0	0,459	58,692

Разбивка на стадии разработки проводится только по 2 показателям: - годовой добыче нефти или темпу отбора (), который показывает процентное отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам.

Первоначально выделяем вторую стадию разработки, которая характеризуется максимальной добычей нефти и отклонением от нее на 10%.

В результате определяются границы между первой и второй стадией и началом третьей.

Таким образом, максимальная добыча достигнута в 19 году – 705.4т. тонн нефти, 10% от нее составляет 70.5т. тонн и вторая стадия определяется в интервале 634,9-705,4т. тонн. Значит первая стадия 1-16 год, вторая стадия 17-19 год. Начало третьей стадии 20 год. Четвертая стадия характеризуется выполаживанием кривой добычи нефти относительно оси абсцисс. Обычно этому соответствует темп отбора нефти ниже 1% и увеличение обводненности выше 90%. Этим показателям соответствует 30 год, начало четвертой стадии разработки, где темп отбора – 0,993, обводненность 91,2%. Таким образом, определилась третья стадия разработки 20- 29 год.

Для некоторых месторождений характерно, что сразу за первой стадией начинается падение добычи нефти.

Такое явление характерно для месторождений с высоковязкими нефтями или когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы отбора 12-20% и более.

В случае присутствия воды в первой стадии необходимо выявить ее причину и провести анализ в подпункте 2.2.1.

Также может наблюдаться на какой-то стадии, чаще на третьей или четвертой, вновь увеличение добычи нефти, что связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр (ГТМ)- подпункте 2.2.2. .

2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки ( до закачки воды)

Изначально считается, что на первой стадии разработки обводненность отсутствует. Опыт разработки показал, что это не всегда так. Основные причины обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), делятся на две большие группы:

техническая и геолого-физическая и технологическая.

К техническим причинам обводнения в основном относятся:

-нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии

-заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов

-нарушение технологии при разбуривании цементных мостов

К геолого-физическим и технологическим относятся геологическое строение, неоднородность пластов, изменение проницаемости по площади залежи, а именно наличие:

- трещиновато- порового коллектора;

- водонасыщенного пласта с нефтесодержанием 0,5;

- водо-нефтяных зон (ВНЗ);

- высокой вязкости нефти;

- высокий темп отбора нефти с начала эксплуатации и т.д.

Одним из главных факторов, определяющим обводнение, является неоднородность пластов по толщине (послойное обводнение) и по простиранию (прерывистость пластов, линзовидность), обводнение по площади залежи. Обводнение усиливается при высоком соотношении вязкостей нефти и воды, в результате возникновения явления конусообразования или вязкостной неустойчивости, наличия обширных водонефтяных зон (ВНЗ) и т.д.

Необходимо выяснить причину обводнения залежи, кратко описать теорию внедрения воды в залежь и ее обводнения.

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

В третьей и четвертой стадии падающей и завершающей добычи нефти анализируются ГТМ (геолого-технические мероприятия), которые применялись для замедления падения добычи нефти. В таблице 2.2 приводится пример выполнения ГТМ за последние три года.

Геолого-технические мероприятия Таблица 2.2

Мероприятия	200…год		200….год		200….год
	Кол-во скв. штук	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв. штук	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв. штук	Эффект т.тонн нефти
ГРП	3	11,62	2	8,1	1	5,2
ОПЗ	3	1,82	1	2,3	2	6,3
СКО	7	7,0	4	3,7	1	0,9
РИР	-
ВСЕГО	16	22,6	7	14,1	4	12,4

Кратко описывается теория, применяемых мероприятий и почему именно эти мероприятия использовались для достижения проектного КИН.

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное.

Анализ проводить по картам текущих отборов на дату анализа.

Пример построения карты текущих отборов, в случае необходимости, представлено в приложении 3.

В данной главе необходимо осветить следующие вопросы:

- Какая система заводнения используется, согласно проекту, на месторождении, кратко описать теорию. Почему именно эта система принята для ППД ( влияние геологических и физико – химических свойств месторождения на выбор принятой системы заводнения: , вязкости или К проницаемости, неоднородности пласта и т. д ).

Провести анализ закачки воды в пласт и ее влияние на компенсацию отбора закачкой текущую и накопленную, на изменение пластового давления. Рассмотреть фонд нагнетательных скважин, (- интенсивность).

Если по пласту применялись методы регулирования, т.е. увеличения давления нагнетания, внедрение очагового, циклического заводнения, ИНФП (изменение направления фильтрационных потоков), увеличение фонда нагнетательных скважин, то необходимо написать с какой целью это внедрялось, и какие были получены результаты.

При блоковой системе заводнения, чаще всего, анализ разработки проводится по блокам. В этом случае, суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин определяется как сумма количества закачиваемой воды по отдельным скважинам.

Распределение закачки между соседними блоками производится пропорционально отборам жидкости по блокам. Закачка в очаговые скважины, относится к тем блокам, в которых они расположены.

Закачку воды можно разделить с начала разработки и за анализируемый период. Если закачка производится в два пласта, то распределение закачки по ним происходит также пропорционально накопленной добыче жидкости пластов.

В конце главы сделать выводы по разработке пласта с системой ППД, в случае необходимости выработать мероприятия по усилению системы заводнения.

2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи.

В это понятие входит режимы залежей, запасы и расход пластовых вод, динамика и текущее состояние пластовых и забойных давлений.

При разработке залежей нефти различают следующие режимы: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, режим растворенного газа, гравитационный и смешанные. Большинство залежей разрабатываются при вытеснении нефти водой, путем внедрения различных видов заводнения.

Для подтверждения правильности выбранного режима работы нужно рассматривать динамику изменения пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового давления.

1. Если Рпл снизилось ниже давления насыщения (Рнас) и забойное давление добывающих скважин снизилось ниже Рнас на 25%, то это развивается режим растворенного газа, который характеризуется повышением газового фактора.

2. а) Если разработка месторождения ведется без поддержания пластового давления (ППД), т.е. за счет энергии расширения самой жидкости, то можно подсчитать запас упругой энергии или объем нефти, который можно добыть за счет упругой энергии жидкости и пласта, не применяя заводнение по формуле:

- запас упругой энергии. Упругий запас – это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное предельное (чаще всего это давление насыщения).

- коэффициент упругоемкости пласта, ,- пористость

- коэффициент сжимаемости жидкости (нефти)

- коэффициент сжимаемости среды (породы),- объем пласта

- снижение давления

, - начальное среднее пластовое давление

В данном случае - давление насыщения нефти газом. Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с упругим запасом, можно определиться о наличии еще в залежи упругой энергии или о сроках внедрения системы поддержания давления.

б) Для проектирования разработки залежи и контроля за процессом разработки важно знать изменение давления во времени на условном контуре нефтеносности залежи. Также важно знать, в течении какого времени допустимо разрабатывать залежь без воздействия на разрабатываемые пласты путем заводнения, которое обычно по ряду причин «запаздывает».

Для расчета давления на контуре р_кон (t) круговой залежи будем считать законтурную область неограниченной с радиусом R, r- радиус залежи (R ≤ r ≤ ∞). Радиальная фильтрация воды (жидкости) в этой области описывается дифференциальным уравнением упругого режима. В общем виде решение этого уравнения по Ван Эвердингу и Херсту имеет следующий вид:

(1 )

где безразмерное время y = _* t / R², безразмерное расстояние ρ = r / R, суммарный дебит залежи Q_зв = Q_ж = ∑q_ж,  - коэффициент пьезопроводности.

При ρ = r / R = 1 зависимость f (ρ, y) имеет вид:

. (2 )

Скорость передачи давления в пласте определяется пьезопроводностью, которая зависит от физических свойств жидкости и пласта и характеризуется коэффициентом пьезопроводности:

. ( 3 )

Таким образом, для Q_ж = const давление на контуре р_кон (t) можно рассчитать по формуле (4), вытекающей из вышеприведенных выражений (1) – (3):

. ( 4 )

2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.

Данная глава начинается с приведения всех накопленных показателей на анализируемую дату: добычи нефти, жидкости, закачки воды, степени выработки месторождения, обводненности, достигнутого КИН.

Далее анализируем показатели разработки за последний год, с целью выработки решений для дальнейшей разработки пласта.

2.4.1. Характеристика фонда скважин

В данной главе анализ начинают с характеристики фонда скважин на анализируемую дату.

Указывается начало и окончание разбуривания месторождения. Если скважины не пробурены на дату анализа полностью, определяется степень выполнения объема бурения, сколько скважин осталось пробурить, причины отклонения от проекта. Фонд скважин приводится в таблице

Состояние фонда скважин (на дату анализа). Таблица 2.3

Категория скважин	Номера скважин	Количество скважин Всего Б2 + В1
Эксплутационный фонд Добывающие Действующие	ЭЦН:196,202,211*,213,215,217*,221,222, 244,245*,262,264,403,408,409,412*, 419,642*,645*,671*,700*,705,706, 717*,718*,719,722,723,728,735*, 742*,745,746,747,749,750,751,752, 754,755*,759*,768*,771*,775,787, 789,795. ШГН:121,214,218,219,220,261, 415,670,703,704,709,710,720,724, 727,740*,757,767,773	96 66
Бездействующие	120,249,721,206,208, 176,207,209,216,225,228,406,711, 712,725,730,737,743,766,732,411,428 223,741,760,228,739,744,758,259	30
Нагнетательные действующие	201,212,224,227,301,303,304,305,306,307,308,309,310,311,312,314,315,318,319,323,325,326,328,329,404,432,648,644,654,713,733,756,769,772,788	35
Бездействующие	300,313,316,320,322,324,729.	7
В освоении	210.	1
Ликвидированные	410,317,198,205,321.	5
Пьезометрические	125,707,748,792.	4
В консервации	186,204,414,708,736,738.	6
Всего		154

Проводится анализ фонда. Определяется количество действующих, бездействующих добывающих скважин. Рассматривается бездействующий фонд по причинам, с целью возможного ввода их в эксплуатацию (после проведения каких-либо работ). При анализе нужно использовать различные наглядные графики (рис 2.1).

рис 2.1

Неработающий фонд приводит к разбалансированию системы разработки, выборочной разработке запасов нефти. Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и в консервацию это низкий дебит и высокая обводненность.

На поздней стадии разработки нельзя выводить скважины в бездействие, по причине отрицательного воздействия на разработку залежи. Уменьшается добыча нефти, а главное разрушается созданная система разработки, т.к. величина остаточных запасов приходящих на действующую скважину становится очень большой и их извлечение становится не реальным, что приводит к снижению выработки запасов и уменьшению КИН.

В конце анализа фонда скважин наметить мероприятия по пуску скважин из бездействия, после проведения геолого-технических работ, как по скважинам, так и по пласту.

2. Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости

Данная глава выполняется по технологическому режиму на 01.01.11г.

Анализ проводится как целиком по пласту, так, если есть необходимость, более подробно по отдельным площадям, блокам, участкам. Если пласты работают объектом, то анализ лучше проводить по каждому пласту. Это дает более качественную картину и позволяет выявить особенности разработки и выявить пласты, участки, нуждающиеся в улучшении процесса разработки. Добыча нефти накопленная, текущая (годовая) по блокам и участкам распределяется как накопленная и текущая добыча (нефти, жидкости) отдельных скважин входящих в участки, блоки, площади и т.д.

Для анализа фонда скважин по дебитам нефти построить гистограммы - и описать их (рис 2.2).

рис 2.2

Если наблюдается значительный фонд малодебитных скважин, то возможно также проанализировать их, построив гистограмму (рис 2.3).

(рис 2.3)

Провести анализ и сделать выводы, наметить мероприятия по увеличению дебитов нефти.

2.4.3 Анализ фонда скважин по обводненности залежи.

Данная глава выполняется по технологическому режиму на 01.01.11г.

Обводнение скважин при водонапорном режиме явление естественное и неизбежное. Характер обводнения нефтяных пластов различен и зависит от свойств продуктивных пластов, нефти и воды, условий залегания нефти в пласте и т.д. При изучении характера обводнения залежи анализируются показатели, поясняющие степень обводнения залежи и скважин:

1. Определяется обводненность залежи на текущую дату, а также желательно по участкам разработки, блокам, отдельно по пластам.

2. Количество действующих обводненных скважин, их распределение по степени обводнения ( рис 2.4).

(рис 2.4)

3.Количество обводненных и отключенных из-за полного обводнения скважин.

4.По каким причинам обводняются скважины, т.е. какой водой от закачки, законтурной водой, опресненной, по техническим причинам.

5. ВНФ (водонефтяной фактор)

Обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. Приведенный график "Зависимость числа работающих скважин, среднего дебита нефти и обводненности продукции от текущей нефтеотдачи (КИН)" позволяет наглядно видеть их изменения по залежи.

ЖЕЛАТЕЛЬНО СДЕЛАТЬ ТАКОЙ ГРАФИК

рис 2.5

Вместо гистограмм ( рис 2.2; 2.4) можно использовать таблицу 2.4 для анализа обводненности и дебита нефти.

Таблица 2.4

дебит	Обводненность,%								Всего скважин
нефти т\сут	<1	1-5	5-10	10-30	30-50	50-90	90-98	>98
Пласт В1
100-120						1			1
80-100									0
60-80						3	1		4
40-60					2	7	1	3	13
20-40			1	1	4	3	2	1	12
3-20				9	8	8			25
<3				1	3	3			7
Всего	0	0	1	11	17	27	6	4	66

2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.

При сравнении проектных и фактических показателей мы можем частично определиться с эффективностью разработки данного пласта, отметить недостатки и наметить мероприятия по регулированию, то есть приведению в соответствие фактических показателей к проектным.

Сопоставление проектных и фактических показателей проводится за последние 5 лет разработки по таблице 2.5.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Таблица 2.5

Показатели

200

200

200

200

200

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

Добыча нефти всего, тыс.т/год

Накопленная добыча нефти, тыс.т

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов,%

Обводненность среднегодовая по (массе),%

Добыча жидкости всего, тыс.т.год

Накопленная добыча жидкости, тыс.т

Фонд добывающих скважин на конец года, шт.

Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.

Среднесуточный дебит одной добыв. скв.

по нефти, т/сут

по жидкости, т/сут

Закачка рабочего агента накопленная, тыс.м3

годовая, тыс.м3/год

Компенсация отборов жидкости в пл.условиях:

текущая,%

накопленная,%

Кроме таблицы можно привести еще наглядные графики.

Анализ начинают с сравнения проектных и фактических показателей добычи нефти.

При ее снижении над проектными показателями или повышении определяют причины. Это может быть:

- уменьшение, увеличение фактического добывающего фонда скважин;

- увеличение, снижение обводненности больше проектного значения;

- снижение, увеличение дебитов нефти;

- уменьшение, увеличение закачки воды;

- снижение или повышение пластового давления;

- уменьшение, увеличение фонда нагнетательных скважин;

Особое внимание нужно уделить сравнению проектных и фактических показателей накопленной добычи нефти. Так как может быть фактические показатели за последние 5 лет выше проектных, а накопленная добыча нефти ниже, что говорит о недостаточной эффективности разработки пласта.

На основе проведенного сравнения определяются направления по улучшению системы разработки.

2.6 Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами

Для определения или подтверждения эффективности разработки по залежи проводят соответствующие расчеты, которые выполняются по согласованию с преподавателем, в зависимости от стадии разработки.

1. Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин (П5).

2. Определение проницаемости по карте изобар (П6)

3. Определение запасов упругой энергии пласта при разработке ее без заводнения (Глава 2.3.1-2а)

4. Расчет давления на условном контуре нефтеносности (Гл 2.3.1-2б)

2.7. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки.

В данной главе окончательно определяем эффективность разработки залежи и вырабатываем мероприятия для дальнейшей эффективной разработки.

КРАТКИЙ ПРИМЕР( студент описывает подробно, приводя полученные цифры. Мероприятия не переписываются, а приводятся конкретные мероприятия по своему пласту, скважинам):

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется эффективно или неэффективно.

- близкие значения показателей степени выработки 87,1% и обводненности 85,6% косвенно определяют эффективность разработки;

- сравнение проектных и фактических показателей показало, что фактические показатели выше, чем проектные. Кроме того, и накопленная добыча нефти выше проектной;

- проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки;

С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:

1. Составление нового проектного документа для приведения в соответствие проектных и фактических показателей.

2. Ввод бездействующих скважин (обводненных, малодебитных), после проведения по ним соответствующих геолого-технических мероприятий

3. Усиление системы заводнения очаговыми скважинами, в зонах с остаточными запасами или толщинами. Применение ПАВ, различных видов заводнений - полимерного, щелочного, мицелярного и т.д. Применение циклического заводнения и ИНФП.

4. Мероприятия, направленные на уменьшение обводненности – потокоотклоняющие технологии, вязкоупругие системы, химические реагенты и т.д.

5. Мероприятия, направленные на увеличение проницаемости в призабойной зоне – ГРП, различные виды перфораций, новые модификации кислотных обработок и т.д.

6. Мероприятия, направленные на уменьшение вязкости нефти – боковые стволы, уплотнение сетки скважин, горизонтальные скважины, тепловые методы, полимерное заводнение и т.д.

2.8.Описание рекомендуемых к внедрению мероприятий

В данной главе подробно описываются те мероприятия, которые рекомендуются в предыдущей главе.

ВЫВОДЫ

В выводах коротко рассматривается проведенный анализ разработки, из каждой главы. Отмечаются особенности процесса разработки, тенденции, которые наметились в последние годы, оценивается существующая система разработки, и рекомендуются мероприятия для дальнейшей разработки.

Федеральное агентство по образованию

Самарский Государственный Технический Университет.

Нефтетехнологический факультет