Важливим напрямком комплексної селективної дії на багатошарові пласти є створення водообмежувальних екранів значних розмірів у випадках утворення конусів обводнення або відсутності надійного гідродинамічного розмежування обводнених та нафтонасичених шарів. Дослідження існуючих технологій та промислових умов їх використання дозволило нам розробити технологію створення водообмежувального екрану та методику проектування процесу у обводненому шарі на принципі його різної міцності в залежності від розподілу градієнту тиску в зоні дренування свердловини. Промислові випробування процесу створення водообмежувального екрану проведені на свердловині №198 Глинсько-Розбишівського родовища НГВУ "Полтаванафтогаз". Під час проведення роботи свердловина експлуатувалася газліфтним способом з дебітом нафти 5,1 т/добу, рідини 90,6 т/добу, з обводненістю продукції 94,3%. У свердловину послідовно закачали чотири об'єми різних водообмежувальних композицій з структурно-механічними властивостями відповідно до градієнтів тиску в зонах їх закачки. Перший водообмежувальний об'єм, закачаний в обсязі 75 мі 0,5% поліакриламіду, наступні об'єми - 7,0 мі 15% поліакриламіду далі- 10 мі 1,5% ПАА з 500 кг асфальтосмолистого гранульованого пом'якшувача і останній об'єм - 1,8 мі цементного розчину. Після освоєння і запуску свердловини в роботу її дебіт склав по нафті - 11 т/добу, по рідині - 29,3 т/добу, обводненість продукції становила 62,2%. Промислові випробування підтвердили, що для одержання високої технологічної ефективності за визначених умов, міцнісні властивості водообмежувальних екранів повинні бути вищими від градієнтів тиску в зоні дренування свердловин.

Заслуговують на увагу, як селективні методи з високим рівнем селективності, віброхвильові методи дії на ПЗП. Слід віднести до основних пріоритетів віброхвильової дії на ПЗП, можливість дії на закальматовані розкриті перфорацією шари продуктивного розрізу. Інші відомі методи дії на ПЗП можуть бути реалізовані лише щодо шарів, які при максимальних тисках мають необхідну мінімальну приймальність. Механізми явищ віброхвильової дії на паст, привибійну зону пласта, стовбур свердловини, флюїди, що насичують пласт, процеси фільтрації в поровому середовищі непружними і пружними коливаннями висвітлено в працях І.М. Ахметова, Е.А. Гадієва, В.П. Дибленка, А.Х. Мірзаджанзаде, А.В. Михайлюка, В.Н. Ніколаєвського, Е.М. Сімкіна, М.Л. Сургучова, Р.С. Яремійчука та інших вчених. Оскільки теоретичні та експериментальні дослідження віброхвильової дії на сьогодні достатньо глибоко опрацьовані, основні дослідження вчених та виробничників направлені на розробку та вдосконалення генеруючих пристроїв та технологій їх використання.

Нами розроблено гирловий генератор, який дозволяє генерувати хвилі з регулюванням частоти коливань. Даний генератор проходить промислові випробування на родовищах ВАТ "Укрнафта". На 01.12.2002р. проведено 7 свердловинооперацій по Долинському та Чечвинському родовищах НГВУ "Долинанафтогаз" та на 2 свердловинах Ново-Григорівського родовища НГВУ "Полтаванафтогаз". По всіх свердловинах отримано збільшення в 1,5 і більше разів коефіцієнта приймальності. По свердловинах 1 Чечва та 751 Долина по результатах термометрії встановлено збільшення профілю продуктивності на 30% і 25% відповідно.

Нами також поглиблено представлення хвильової дії на молекулярному рівні. Вперше розроблено методику проектування та використання гирлових та свердловинних молекулярно-хвильових генераторів, в тому числі генераторів синергезуючої та постійної дії, які проходять стендові та промислові випробування. Теоретичні дослідження механізмів розглянутих направлених методів дії на ПЗП дозволили поглибити їх розуміння та розробити ряд процесів спрямованої та селективної дії, промислові впровадження яких підтверджують їх значний вплив на зменшення неоднорідності продуктивного розрізу багатошарового пласта і їх широке використання в процесах розробки родовищ вуглеводнів може стати потужним інструментом збільшення кінцевого коефіцієнта вуглеводневилучення.

В четвертому розділі на основі проведених досліджень в попередніх розділах і з використанням елементів системного аналізу розроблено функціональну систему забезпечення видобутку нафти і газу в Україні з формуванням цільових функцій різних рівнів з визначенням цільового рівня методів дії на привибійну зону пласта. При ринкових механізмах впливу державного регулювання на видобувну галузь, відсутнє адміністративне встановлення рівня видобутку, останній визначається інтересами видобувного підприємства. За таких умов економічним критерієм оцінки системи розробки покладу виступає максимальний дисконтований прибуток Р 0, як функцію показників, що характеризують систему розробки родовища і, та інших цінових показників j, що характеризують умови реалізації системи розробки і не залежать від неї. Тоді загальний видобуток з родовища буде залежати від цих же показників

.

Якщо система розробки родовища, а відповідно і показники, що її характеризують, не будуть змінюватися в часі від зовнішніх умов, то змінними залишаються лише показники розробки і. Тоді система цільових функцій може бути записана у вигляді

, , і=, j=.

На деякі показники системи розробки можуть накладатися обмеження типу

.

Обмеження можуть мати і нелінійний характер, наприклад, такого типу

Fі,jfi.

Наявність декількох цільових функцій в задачі оптимізації системи розробки родовищ вимагає в подальшому введення системи експертної оцінки. Очевидно, що технології інтенсифікації видобутку нафти і газу є елементами системи розробки або підсистемами, тому їх вибір та обсяги використання повинні бути визначені, виходячи з вимог до системи розробки родовища.

Формально, підсистеми можуть мати і мають свої локальні цільові функції, але спрямовані на виконання глобальних цілей системи і виявляються внаслідок декомпозиції глобальної цілі підсистеми. На цій основі розроблено алгоритми та принципи побудови процесів дії на привибійну зону пластів при освоєнні свердловин після буріння та в процесі їх експлуатації. Обґрунтовані обмеження для використання методів дії на привибійну зону пластів в залежності від геологопромислових умов.

Отже, при проектуванні методів дії на ПЗП в процесі освоєння свердловин та їх експлуатації необхідно використовувати процеси, що не збільшують неоднорідність продуктивного інтервалу. При розкритті перфорацією в продуктивному інтервалі двох і більше нафтонасичених шарів необхідно використовувати лише направлені методи дії на ПЗП, причому послідовно від менш проникних до більш проникних шарів.

В основу проектування методів дії на ПЗП у процесі розробки родовища покладена направлена або упорядкована дія на ПЗП у цілому по об'єкту розробки (поклад, ділянка, блок, родовище) через експлуатаційні свердловини, що забезпечить ефективне управління динамікою і напрямками фільтраційних потоків пластових флюїдів та підвищить не лише поточні обсяги видобутку нафти і газу, але і кінцевий коефіцієнт їх вилучення з покладів. Нами розроблено алгоритм для побудови процесу регулювання фільтраційними потоками пластових флюїдів в об'єкті розробки упорядкованою дією на привибійну зону пласта. Для проектування цього процесу необхідно:

- провести аналіз стану розробки родовища, визначивши основні напрямки підвищення вилучення вуглеводнів;

- розробити варіанти дії на привибійну зону пластів, що можуть забезпечити зміну динаміки і напрямку фільтраційних потоків пластових флюїдів для підвищення вилучення вуглеводнів;

- спрогнозувати та оцінити ефективність кожного з варіантів розробки;

- вибрати раціональний варіант, виходячи з його технологічної та економічної ефективності і можливості його реалізації;

- запроектувати технології дії по об'єкту розробки у цілому та забезпечити моніторинг їх впровадження та результатів виконаних робіт.

Враховуючи етапи розробки родовища та геолого-технічної інформації, проектування процесу регулювання фільтраційними потоками пластових флюїдів в об'єкті розробки містить:

- побудову геологічної моделі об'єкта розробки;

- діагностику геологічної моделі (аналіз геологічних досліджень та ретроспективної інформації щодо динаміки продуктивності, обводненості, працюючих продуктивних інтервалів по кожній свердловині);

- побудову гідродинамічної моделі об'єкта розробки, власне карти розподілу поточної нафтонасиченості по кожному шару продуктивного розрізу з виділенням напрямків та динаміки фільтраційних потоків, що дозволяє прогнозувати динаміку зміни нафтонасиченості в залежності від зміни параметрів привибійної зони пласта та величини відбору рідини;

- обґрунтування методів дії на ПЗП через конкретні свердловини, в тому числі водообмежуючих технологій;

- розробку технологічної схеми регулювання фільтраційними потоками пластових флюїдів та заходів по її здійсненню.

В основі проектування процесів направленої та упорядкованої дії на ПЗП у цілому по обєкту розробки лежить поточний розподіл вуглеводнів у покладі. Для отримання цієї інформації використовуються геологічні і гідродинамічні моделі покладу. На даний час для вирішення цих задач найбільш потужними є пакети програм "Landmark","PGS-Tigris", "More", "Paradigm - Geophysics", "ЦГЭ" (Москва), "Slumberger".

Нами розроблено програмний пакет "ГОРИЗОНТ - 3D" для геолого-математичного моделювання складно-побудованих багатошарових систем, діагностики поточних запасів нафти і газу, відтворення динаміки процесів розробки покладів, оптимізації проектування технологій підвищення нафтовилучення родовищ з використанням упорядкованої дії на ПЗП у цілому по об'єкту розробки.

Для побудови тривимірних геологічних моделей нафтогазоносних систем в програмному пакеті "ГОРИЗОНТ - 3D" використовується алгоритм під назвою GRID - 2. Складність в побудові геологічної моделі зумовлена тим, що практично кожний експлуатаційний об'єкт характеризується відмінними від інших особливостями геологічної будови, просторовою неоднорідністю колекторів і різною об'ємною концентрацією початкових балансових, видобувних, поточних і залишкових запасів вуглеводнів. Це зумовлює складності у створенні геологічних моделей об'єктів розробки, їх уніфікацію та розробку ефективних та рентабельних технологій підвищення вуглеводневилучення.

Сучасний досвід розробки родовищ показує, що суттєве підвищення вуглеводневилучення складно побудованих покладів повинно базуватись на принципово нових наукових підходах до вивчення геолого-фізичних особливостей будови продуктивних розрізів та технологій їх промислової розробки. На сьогодні найбільш перспективним напрямком наукових пошуків по цій проблемі є створення детермінованих геологічних моделей, оскільки такі моделі забезпечують максимальне відтворення реальних геолого-фізичних умов залягання вуглеводнів в природних покладах. Цінність таких моделей полягає ще і в тому, що при математичному моделюванні процесу розробки нафтового покладу, загальний його об'єм розбивається на певну кількість локальних об'ємів, найбільш однорідних за геолого-фізичними і технологічними показниками, які мають відмінні від суміжних локальних об'ємів, нафтовилучення властивості. Такі шарові геологічні моделі найбільш повно відтворюють складний характер взаємовпливу великої кількості геологічних, фізичних і технологічних факторів на процес розробки покладу, тобто, з їх допомогою можна реалізувати сучасний системний підхід в дослідженні нафтогазонасиченого об'єкту.

З нашого погляду, адекватна геологічна модель покладу - це сукупність детермінованих геологічних і геометричних параметрів і факторів, властивих саме цьому конкретному покладу, розрахованих на основі наявного запасу вхідних даних по ньому, які дають можливість найбільш точно, без буріння додаткових свердловин, оцінювати початкові балансові і поточні залишкові запаси вуглеводнів на будь-якій стадії експлуатації родовища, а також давати достовірні прогнозні оцінки обсягів видобутку при його розробці, оптимізувавши по техніко-економічних показниках технологічні варіанти по забезпеченню максимальної вуглеводневилучення. Адекватна геологічна модель принципово не може бути побудована лише на основі вирішення статичної задачі геометризації покладу, як це робиться більшістю авторів, її необхідно будувати методом ітераційного наближення в сукупності з вирішенням задачі моделювання динаміки розробки покладу з наступним співставленням розрахункових і фактичних даних.

Важливим моментом при використанні геологічних моделей є точність побудови об'ємних карт-моделей оцінки запасів нафти в покладі, тобто адекватності відображення ними реальних запасів покладу. Нами розглянуто наступну структуру глобальної похибки оцінки запасів по покладу і джерела походження її складових:

- методологічна похибка сплайн-апроксимації. Не зважаючи на спосіб моделювання криволінійних поверхонь натуральними сплайнами, що відповідають фізичній суті об'єкта, в результаті чисельних досліджень на текстових задачах встановлено, що саме похибка сплайн-апроксимації вносить переважну частку в структуру глобальної похибки. Особливо це вагомо для складно-побудованих колекторів з кількістю продуктивних прошарків від 10 і більше;

- стохастична похибка, є другою за величиною складовою глобальної похибки і викликана нерівномірністю пробурених свердловин. Як показали дослідження на натурному об'єкті, в окремих випадках ця складова може перевищувати складову похибки сплайн-апроксимації. Це стосується моделювання покладів з відносно простою структурою колектора (до п'яти продуктивних прошарків), але з суттєвою нерівномірністю густини пробурених свердловин;

- третьою за величиною складовою глобальної похибки, є спосіб вертикальної табуляції значень щільності запасів нафти в продуктивних прошарках по опорних точках (свердловинах). Дослідженням вертикальної табуляції продуктивних прошарків з кількістю точок в межах від трьох до десяти, встановлено оптимальне для алгоритму GRID - 2 значення рівне п'яти точкам. Нами було досліджено ще ряд стохастичних складових глобальної похибки, однак їх сумарна величина в кожному тестовому моделюванні не виходила за межі п'яти відсотків. Ці складові глобальної похибки не будуть істотно впливати на точність алгоритму GRID - 2.

Таким чином, проведена оцінка точності геологічного моделювання запасів на основі алгоритму GRID - 2 свідчить про те, що GRID-моделі належать до класу достатньо тонких методів моделювання диференціації запасів вуглеводнів в покладах з неоднорідними колекторами. GRID моделі і кількісно і якісно відображають фізичний зміст модельного об'єкта нафтового покладу, блоку, ділянки, родовища.

Гідродинамічне моделювання процесів розробки є заключним етапом створення імітаційної моделі родовища. На якій в наступному проводиться прогнозування тих або інших технологічних рішень по підвищенні коефіцієнта вилучення нафти упорядкованою дією на привибійну зону пластів у цілому по об'єкту розробки.

В розробленому нами програмному комплексі "ГОРИЗОНТ - 3D" вхідні дані про геологічну модель родовища вводяться відповідно до способу дискретизації об'єму покладу, прийнятого, виходячи з подальшого чисельного рішення гідродинамічної задачі. Програма дозволяє задавати як рівномірну, так і не рівномірну сітку дискретизації по будь-якій з координат, а це, в свою чергу, дозволяє задавати області згущення сітки в тих локальних зонах покладу, у яких точність моделювання повинна бути підвищена. В програмі передбачена можливість описувати потрібні властивості блоку функціонально для цілого ряду блоків, або окремого горизонтального чи вертикального шарів дискретизації. Для цього потрібно задати глибину залягання блоку, який приймається за початковий, і функціональну або табличну залежність координат інших блоків відносно нього. При побудові динамічної моделі великого за розмірами і неоднорідного по своїй структурі покладу важливою є можливість задавати його окремі зони або ділянки з відмінними від інших геолого-фізичними властивостями породи і PVT параметрами флюїдів. При цьому задається таблиця насиченостей кожної з фаз, а також значень відносних проникностей системи газ-нафта і капілярних тисків в системі нафта-вода і газ-нафта.

Задача тримірної трифазної ізотермічної фільтрації розв'язується на базі рівнянь збереження маси для кожної з трьох фаз та закону багатофазної фільтрації Дарсі із залежностями фазової проникності від насиченості. Чисельно для розв'язку вихідні диференційні рівняння апроксимуються системою лінійних рівнянь на рівномірній або не рівномірній сітках. Пошук рішення проводиться, як повністю не явним, так і явно - неявним (не явним по тисках, і явним по насиченостях) методами за вибором дослідника.

Таким чином розроблений нами програмний комплекс є прикладним програмним продуктом для моделювання геометрії щільності запасів вуглеводнів в об'ємі покладу і відтворення показників історії розробки покладу для отримання прогнозних показників раціональних варіантів його подальшої розробки. Програмний комплекс "ГОРИЗОНТ - 3D" створювався з цільовою орієнтацією на пошук шляхів підвищення вуглеводневилучення упорядкованою дією на ПЗП у цілому по об'єкту розробки із складною геометрією колекторів, в яких передбачається наявність значної кількості залишкових запасів вуглеводнів.

Геологічна і гідродинамічна моделі покладу є вихідною інформаційною базою для управління процесом розробки родовища, динамікою і напрямками фільтраційних потоків пластових флюїдів. Процес регулювання фільтраційними потоками пластових флюїдів розділяється на два технологічні напрямки:

- по дренованих і слабо дренованих ділянках об'єкту розробки, регулювання фільтраційними потоками пластових флюїдів в них забезпечується упорядкованою дією на привибійну зону пластів у цілому по об'єкту розробки через експлуатаційні свердловини;

- по не дренованих ділянках об'єкту розробки (лінзи, тупікові зони), регулювання фільтраційними потоками пластових флюїдів у них забезпечується бурінням додаткових свердловин, чи горизонтальних відводів з існуючих.

Вибравши два, три варіанти регулювання процесу розробки покладу, вводять дані в гідродинамічну модель і розраховують технологічні і економічні показники процесу подальшої розробки покладу. Варіант, що забезпечує найкращі технологічні показники розробки родовища по підвищенні коефіцієнта вилучення вуглеводнів при найменших витратах приймається до реалізації.

У п'ятому розділі приведені результати промислового впровадження розроблених принципів та засобів направленої та упорядкованої дії на ПЗП у цілому по об'єкту розробки. На родовищах ВАТ "Укрнафта" впроваджено 16 процесів направленої дії на привибійну зону пласта. Проведено 143 свердловино-операції на 75 свердловинах. Проведені процеси забезпечили додатковий видобуток 154,072 тис.т нафти та 320,299 млн.мі газу при успішності 86%. Додатковий видобуток на одну свердловино-операцію склав 1077 т. нафти та 2,2 млн.мі газу, що значно вище (більше як у два рази) ніж середня ефективність методів дії на ПЗП по ВАТ "Укрнафта". Така висока технологічна ефективність розроблених процесів підтверджує правильність механізмів, конструктивних та технологічних рішень, отриманих на основі проведених теоретичних та експериментальних досліджень покладених в основу розробки процесів направленої дії. Також промисловим досвідом підтверджено значно вищу успішність методів направленої дії на ПЗП у порівнянні із традиційними методами та можливість їх використання, як для збільшення поточних обсягів видобутку нафти і газу, так кінцевого коефіцієнта вилучення вуглеводнів.

По першому блоці вигодсько-бистрицького покладу Долинського нафтового родовища, згідно розроблених у четвертому розділі алгоритму та програмного комплексу "ГОРИЗОНТ - 3D", розроблено технологічну схему підвищення коефіцієнта вилучення нафти регулюванням динаміки та напрямку фільтраційних потоків пластових флюїдів упорядкованою дією на привибійну зону пластів у цілому по покладу.

Побудовано геологічну і гідродинамічну моделі, які дали можливість визначити поточний розподіл запасів нафти у покладі, розробити, оцінити та вибрати раціональний варіант його подальшої розробки з метою підвищення коефіцієнта вилучення нафти (рис.1).

Проведено аналіз та оцінку технологічних показників роботи експлуатаційних свердловин, вплив процесу заводнення на роботу експлуатаційних свердловин, ефективності проведених методів дії на ПЗП у свердловинах першої ділянки вигодсько-бистрицького блоку.

Вибрано раціональний варіант упорядкованої дії на ПЗП у цілому по покладу, що передбачав проведення направленої кислотної дії на ПЗП у свердловинах №№ 222, 230, 225, 315, 344, 354, 355, 802, термохімічну дію у свердловинах №325 та №228, гідравлічний розрив пласта у свердловинах №№241, 264, 350, 353, 708, 716, у свердловині №240 виконати повторну перфорацію у інтервалі 2734 - 2744 м, у свердловині №311 розбурити цементний міст продуктивного інтервалу до глибини 2660 м. Додатково розкрити інтервал перфорацією 2901 - 2919 м у свердловині №823.

Реалізація цього варіанту забезпечила додатковий видобуток нафти і газу на 1.01.2001 року 19899 т. і 4212,8 тис. мі відповідно та 712 тис. грн. чистого доходу. На рис. 2 приведено показники розробки по першій ділянці вигодсько-бистрицького покладу Долинського нафтового родовища до і після впровадження упорядкованої дії на ПЗП у цілому по покладу, а характеристика витиснення по першому блоці вигодсько-бистрицького покладу Долинського нафтового родовища підтверджує збільшення коефіцієнта витиснення та відповідно збільшення коефіцієнту нафтовилучення після реалізації упорядкованої дії на ПЗП.

Всього технологічна ефективність від впровадження розроблених засобів направленої та упорядкованої умовно-одночасної дії на ПЗП склала додатково видобутих 173971 т. нафти з газовим конденсатом та 324510 тис. мі газу.

Таким чином, промислове випробування процесу регулювання процесу розробки першої ділянки вигодсько-бистрицького покладу Долинського нафтового родовища упорядкованою умовно одночасною дією на ПЗП експлуатаційних свердловин у цілому по покладу, підтвердили правильність розроблених принципів і засобів отриманих на основі виконаних нами досліджень та покладених в основу розроблених процесів інтенсифікації видобутку нафти і газу.

Висновки та рекомендації

В дисертаційній роботі науково обгрунтовані і розроблені принципи і засоби підвищення вуглеводневилучення із складно побудованих високо неоднорідних багатошарових покладів нафти і газу направленою та упорядкованою дією на привибійну зону пласта у цілому по об'єкту розробки.

Основні наукові і практичні результати, висновки і рекомендації, одержані при виконанні теоретичних, експериментальних і промислових досліджень зводяться до наступного.

1. Аналіз запасів нафти і газу України та розробки нафтових родовищ ВАТ "Укрнафта" показав, що ресурсна база видобутку вуглеводнів постійно погіршується, і на 1.01.2001р. більше 69% запасів відносяться до категорії важковидобувних, поточний коефіцієнт нафтовилучення по яких складає до 0,1, а річний темп відбору нафти від видобувних запасів у межах одного відсотка. Встановлено, що на сьогодні найбільш ефективне і технологічно доступне використання гідродинамічних методів підвищення нафтовилучення із складно побудованих багатошарових високо неоднорідних покладів регулюванням динаміки і напрямків фільтраційних потоків пластових флюїдів дією на привибійну зону пластів та у короткий термін може забезпечити підвищення як поточних обсягів видобутку вуглеводнів так і коефіцієнта вилучення.

2. Аналізом ефективності методів дії на привибійну зону пластів та методів підвищення нафтовилучення встановлено, що вони є потужним інструментом підвищення кінцевого коефіцієнту вуглеводневилучення, особливо, при розробці покладів з важковидобувними запасами.

3. На підставі проведених комплексних досліджень чинників, що знижують фільтраційно-ємнісну характеристику привибійної зони пласта розроблені рекомендації, заходи та технології щодо:

- первинного розкриття багатошарових продуктивних інтервалів бурінням;

- кріплення продуктивних інтервалів;

- вторинного розкриття перфорацією та упередження забруднення

привибійної зони пластів у процесі нагнітання води.

4. Дослідження поверхневої активності порового простору та капілярного просочування різними рідинами порід колекторів дали можливість обгрунтовано сформулювати вимоги до рідин та технологій на етапі первинного, вторинного розкриття продуктивних горизонтів та експлуатації свердловин з метою зменшення негативного впливу вторинних капілярних ефектів на фільтраційно - ємнісну характеристику привибійної зони пластів.

5. Дослідженнями встановлено, що не керована безсистемна дія на привибійну зону багатошарових високо неоднорідних пластів значно збільшує неоднорідність продуктивного інтервалу, провокує прогресуюче обводнення свердловин, призводить до утворення нафтових ціликів, що у кінцевому результаті призводить до зменшення коефіцієнта нафтовилучення. Вперше проведені дослідження на багатошарових моделях пласта впливу зміни фільтраційної характеристики привибійної зони шарів на коефіцієнт витиснення нафти водою і встановлено:

- при частці високопроникного шару 20% і більше від загальної товщини пласта вплив на коефіцієнт витиснення стає значним, особливо, коли проникність цього шару на порядок вища від середньої проникності пласта;

- збільшення проникності високопроникного шару у 5 разів в двошаровій моделі пласта приводить до зменшення коефіцієнта витиснення нафти водою в зоні дренування свердловини до 10%;

- збільшення проникності малопроникного прошарку у 5 разів при його долі 0,4 від товщини пласта може збільшити коефіцієнт витиснення нафти водою з пласта у зоні впливу свердловини до 4%;

- до 10% збільшується коефіцієнт витиснення нафти водою двошарового пласта у зоні впливу свердловини при ізоляції високо проникного шару, доля якого у пласті складає 40 і більше відсотків.

6. Запропоновано класифікацію направлених методів дії на привибійну зону багатошарових пластів.

7. З використанням досліджень властивостей в'язкопластичних рідин, газорідинопісчаних сумішей, високов'язких рідин, газорідинних систем, дослідженням поверхневих і капілярних явищ, віброхвильової та молекулярнохвильової дії розроблено 27 і впроваджено у виробництво 11 патентозахищених технологій направленої дії на привибійну зону багатошарових пластів.

8. Досліджені можливості розширення водообмежувальних технологій по створенні водообмежувальних бар'єрів, на основі поліакриламіда, запропоновано методику визначення основних параметрів водообмежувальних складів та розроблено 3 патентозахищених технології.

9. На основі виконаних теоретичних і промислових досліджень та використання елементів системного аналізу розроблено:

- алгоритм побудови процесів дії на ПЗП при освоєнні свердловин після буріння та у процесі їх експлуатації, з обгрунтуванням обмежень, в залежності від геолого-промислових і термобаричних умов залягання продуктивних інтервалів та конструкції свердловини;

- алгоритм побудови процесу регулювання розробки родовища зміною динаміки та напрямків фільтраційних потоків пластових флюїдів для збільшення коефіцієнта нафтовилучення упорядкованою дією на привибійну зону пласта у цілому по об'єкту розробки.

10. Для реалізації принципів і заходів упорядкованої дії на привибійну зону пластів проведені теоретичні та експериментальні дослідження і розроблено програмний комплекс "ГОРИЗОНТ-3D" для геологічного моделювання покладів та гідродинаміки процесу їх розробки. Програмний комплекс "ГОРИЗОНТ-3D" підтримує процес моделювання розробки покладу в режимах тривимірної трифазової фільтрації пластових флюїдів при постійних співвідношеннях не змішуваних фаз, фізико-хімічні властивості яких залежать лише від пластового тиску.

11. На першій ділянці вигодсько-бистрицикого покладу Долинського нафтового родовища реалізовано всі елементи розробленого алгоритму підвищення коефіцієнта нафтовилучення зміною динаміки та напрямків фільтраційних потоків пластових флюїдів упорядкованою дією на ПЗП у цілому по першій ділянці вигодсько-бистрицького покладу. Вибрано і реалізовано один із розглянутих чотирьох варіантів підвищення коефіцієнту нафтовилучення покладу. За період з 1997 по 2001 роки проведено на свердловинах покладу 19 процесів дії на ПЗП. При успішності 89% додатково видобуто 19899 т. нафти та 4212,8 тис. м. газу, одержано чистого доходу 712 тис. грн.

12. Розроблені принципи і засоби по підвищенню коефіцієнта нафтовилучення нафтових родовищ направленою та упорядкованою дією на ПЗП у цілому по об'єкту розробки використовуються при проектуванні технологічних схем підвищення коефіцієнта нафтовилучення по Луквинському, Бубнівському, Артюхівському, родовищах та другій ділянці вигодсько-бистрицького покладу Долинського нафтового родовища.

Основні публікації по роботі

2. Єгер Д.О., Рибчий І.Й. Вплив стану фільтраційної характеристики привибійної зони багатошарових пластів на ефективність розробки нафтових і газових родовищ. - Л.: Ліга-Прес, 2003.-116 с.

3. Довідник з нафтової справи / Під загальною редакцією В.С. Бойка, Р.М. Кондрата, Р.С.. Яремійчука. - Львів, 1996. -С. 452-456.

4. Єгер Д.О. Підвищення ефективності направлених методів інтенсифікації видобутку нафти і газу. - Л.: Ліга-Прес, 2003.- 168 с.

5. Кичигин А.Ф., Егер Д.А. Канонические ансамбли в процессах интенсификации добычи нефти. - К.: Техніка, 2002.-181с.

6. Єгер Д.О., Дорошенко В.М. Проблеми розробки родовищ з важковидобувними запасами //Енергетика: економіка, технології, екологія.- НТУУ КПІ.-2002.- № 2.- С.31-34.

7. Егер Д.А., Рыбчак Е.В. Влияние условий вскрытия пласта на освоение скважин //Нефтяная и газовая промышленность. - 1985. - №2.- С.29-30.

8. Єгер Д.О. Вплив якості розкриття продуктивного інтервалу бурінням на продуктивність свердловин //Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ.- Івано-Франківськ: ІФНТУНГ.- 2003.- №2.- С.121-123.

9. Єгер Д.О., Тачинський М.Є., Каралаш М.В., Вітрик С.В. Досвід буріння свердловин з використанням доліт компанії "Х'юз Крістенсен" на родовищах ВАТ"Укрнафта" //Нафтова і газова промисловість. - 1997.- № 6.- C.20-26.

10. Горський В.Ф., Шевчук Ю.Ф., Єгер Д.О., Тачинський М.Є., Шигаєв С.І., Плахетко І.В., Пазяк М.М. Полегшений тампонажний цемент //Нафтова і газова промисловість. - 1996.- №1.- С.41-43.

11. Єгер Д.О., Бойчук І.Я., Бульбас В.М., Гречко Б.Ю., Черниш І.Г., Ільчишина С.В., Гончарик В.П., Івасишин М.Д., Івасишин М.В. Розробка технологічних схем обробки підтоварної води з метою її очищення від нафтопродуктів //Нафтова і газова промисловість. - 1996. - № 1. - С.29-31.

12. Черниш І.Г., Ільчишина С.В., Єгер Д.О., Гончарик В.П., Лісовий Г.А., Бульбас В.М. Модифіковані волокнисті сорбенти нафтопродуктів на основі гірничо-збагачувального виробництва //Нафтова і газова промисловість. - 1996. - № 2.- С.32-33.

13. Ільчишина С.В., Черниш І.Г., Івасишин М.Ф., Єгер Д.О. Використання гідрофільно-гідрофобних сорбентів на основі мінеральних волокон та терморозширеного графіту для очищення підтоварної води //Нафтова і газова промисловість. - 1997. - № 3.- С.26-27.

14. Зарубін Ю.О., Єгер Д.О., Дорошенко В.М. Задачі та можливості методів інтенсифікації видобутку та підвищення нафтовіддачі родовищ вуглеводнів //Экотехнология и ресурсосбережение. - Киев: Институт газа НАН Украины.- 2001.- С.15-18.

15. Єгер Д.О., Зарубін Ю.О., Дорошенко В.М., Боднарук В.Ю. Вплив робіт по інтенсифікації видобутку нафти та обмеженню припливу пластових вод на нафтовіддачу пласта //Нафтова і газова промисловість.- 1996.-№ 3. - С.32-36.

16. Єгер Д.О. Принципи регулювання розробки родовищ методом упорядкованої умовно-одночасної дії на привибійну зону пласта //Экотехнология и ресурсосбережение.- Киев: Институт газа НАН Украины. - 2001.- С.19-25.

17. Єгер Д.О., Гунька Н.Н. Методи регулювання сумісної розробки шаруватонеоднорідних пластів //Праці науково-практичної конф. - Івано-Франківськ. - 1996. - С.32.

18. Єгер Д.О., Дорошенко В.М., Зарубін Ю.О., Бондарук В.Ю. Перспективи системної дії на привибійну зону пласта //Проблеми і перспективи науково-технічного прогресу АТ "Укрнафта" в умовах ринку.- Івано-Франківськ: КЦ "Західний кур'єр".- 1996. - С.195-196.

19. Кондрат Р.М., Єгер Д.О., Смоловик Л.В. Енергоощадні технології видобутку залишкових запасів вуглеводнів з частково виснажених родовищ природних газів //Матеріали 2 наук.-техн. конф. -Львів. - 1997. - С.58.

20. Єгер Д.О. Направлені методи дії на ПЗП як інструмент підвищення вуглеводневилучення //Нафтова і газова промисловість. - 2003.- № 2.- С.41-42.

21. Качмар Ю.Д., Егер Д.А., Любомирова Е.Г., Костур И.Н. Разобщение ствола скважин поликонденсирующейся псевдопластической жидкостью //Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ.- 1982. - Вып.14.- С.19-36.

22. Єгер Д.О. Особливості обробки низькопроникних газонасичених пластів кислотними розчинами //Тези доповідей і повідомлень науково-практичної конференції "Стан, проблеми і перспективи розвитку нафто-газового комплексу Західного регіону України". - Львів: УНГА.- 1995. - С.86.

23. Єгер Д.О. Про рух високов'язких рідин у різнопроникних шарах //Нафта і газ України. - Київ. - 2002. - С.151-153.

24. Єгер Д.О. Використання високов'язких рідин для спрямованої дії на привибійну зону багатошарових пластів //Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ.- Івано-Франківськ. ІФНТУНГ- 2003.- №1.- С.61-63.

25. Єгер Д.О., Дорошенко В.М. Розвиток технологій водообмежувальних робіт на полімерній основі //Нафта і газ України.- Івано-Франківськ.- 2000.- С.255.

26. Єгер Д.О. Цільові функції інтенсифікації видобутку в системі розробки родовищ нафти і газу //Науковий вісник Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу.- 2003. - № 1.- С 28 - 30.

27. Егер Д.А. Принципы регулирования вытеснения нефти упорядоченными действиями на призабойную зону пластов //Pozyskiwanie paliw weglowodorowych ze zrodel krajowych - innowacje I osiagniecia. - Krakow.- 2002. - Р.549-552.

28. Єгер Д.О., Ковальчук М.Р., Григоренко В.В., Ковальчук Н.О. "ГОРИЗОНТ-3D": Геолого-математичне моделювання на персональних комп'ютерах об'ємного розподілу запасів вуглеводнів у покладах за класами колекторів //Матеріали 5-ї Міжнародної конференції "Нафта і газ України 98".- Полтава.- Том 2. -1998. - С.53.

29. Григоренко В.В., Єгер Д.О., Ковальчук М.Р., Ковальчук Н.О. Моделювання гідродинамічної задачі фільтрації флюїдів з допомогою програмного комплексу "Горизонт-3D" для відтворення історії розробки нафтових і газових родовищ з метою прогнозування і оптимізації їх нафто- і газовіддачі в процесі дорозробки //Матеріали 6-ї Міжнародної науково-технічної конференції "Нафта і газ України".- Івано-Франківськ: УНГА. - 2000. - Том 2.- С.162-163.

30. Єгер Д.О. Дорошенко В.М., Зарубін Ю.О., Бондарук В.Ю. Підвищення нафтовіддачі регулюванням фільтраційними потоками шляхом дії на привибійну зону пласта //Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ.- Івано-Франківськ: ІФДТУНГ.- 1998.- №35.- С.84-88.

31. Способ выделения промышленно-продуктивных коллекторов: А.с. 523578 СССР, МПК G01V5/00 /О.Н. Кись, Ю.Д. Качмар, Д.А. Егер, Н.М. Свихнушин, В.Е. Якив, М.Н. Сорока, Я.Н. Драбина. - № 2116590/25; Заявлено 18.03.75.

32. Тампонажный раствор: А.с. 730954 СССР, МПК Е 21В 33/138 /Ю.Д. Качмар, Е.Г. Любомирова, Н.А. Николаенко, Д.А. Егер.- № 2586623 /22-03; Заявлено 02.03.78; Опубл. 30.04.80, Бюл. № 16.

33. Способ разобщения межтрубного пространства скважины: А.с. 861553 СССР, МПК Е 21В 33/12 /Ю.Д. Качмар, Д.А. Егер, И.Н. Костур, Е.Г. Любомирова, В.А. Шокалюк, А.Б. Меркурьев. - № 2876607/22-03; Заявлено 27.12.79; Опубл. 07.09.81, Бюл. № 33.

34. Состав для разобщения межтрубного пространства: А.с. 861555 СССР, МПК Е 21В 33/138 /Ю.Д. Качмар, Д.А. Егер, М.В. Дылевой, Н.М. Ватаманюк.- № 2180963/22-03; Заявлено 13.10.75; Опубл. 07.09.81, Бюл. № 33.

35. Способ кислотной обработки обводненного пласта: А.с.1078977СССР, МПК Е 21В 43/27 /А.М. Гнатюк, Д.А. Егер, О.Н. Кись, И.И. Музычко, Н.А. Николаенко, В.Я. Онищенко, Л.В. Преснякова.- №3482892/22 - 03; Заявлено 12.09.84.

36. Способ кислотной обработки нефтенасыщенного пласта: А.с. 1229548 СССР, МПК Е 21В 43/27 /Д.А. Егер, Ф.С. Семикашев, В.П. Заяц, Н.Н. Лилак. - № 3790129; Заявлено 15.09.84.

37. Пат. 20550А Україна, Е 21В 43/27 /Спосіб селективної обробки газових свердловин. /Д.О. Єгер, А.М. Садов, К.І. Козак, А.Г. Кукуєв, М.А. Солодкий, Е.А. Грушко, М.І. Рудий. -Заявлено 15.02.91; Опубл. 15.07.97, Бюл. № 1.

38. Способ обработки призабойной зоны пласта: А.с. 966231 СССР, МПК Е 21В 43/27/А.М. Гнатюк, В.П. Козак, О.Н. Кись, Д.А. Егер.- № 2971371/22-03; Заявлено 12.08.80; Опубл. 15.10.82, Бюл. № 38.

39. Способ обработки призабойной зоны пласта: А.с. 1677278 СССР, МПК Е 21В 43/27 /Д.А. Егер, О.Н. Кись, К.И. Коза, Н.А. Солодкий, Е.А. Грушко.- №44869924/03;- Заявлено 29.06.88; Опубл. 15.09.91, Бюл. № 34.

40. Способ газокислотной обработки призабойной зоны пласта: А.с. 1001721 СССР, МПК Е 21В 43/27 /А.М. Гнатюк, В.П. Козак, Д.А. Егер, О.Н. Кись, Е.С. Сухан, Ю.В. Гузар, Ф.С. Семикашев.- № 3275616/22-03; Заявлено 10.04.81.

41. Пат. 28934А Україна, МПК Е 21В 33/138. Гелеутворююча композиція "РІПОЛ" для ізоляції пластових вод в свердловинах /В.М. Дорошенко, Д.О. Єгер, А.В. Саранов, В.С. Гаркот, І.А. Пилипець, В.Г. Касянчук, М.А. Столяров.- № 97115437; Заявлено 12.11.1997; Опубл. 16.10.2000.

42. Способ восстановления герметичности обсадной колонны: А.с. 1624127 СССР, МПК Е 21В 33/13 /Д.А. Егер, О.Н. Кись, А.М. Садов, В.А. Андрусив.- № 4667087; Заявлено 23.02.89; Опубл. 30.0 1.91, Бюл.№ 4.

43. Пат. 28209А Україна, МПК Е 21В 43/22. Спосіб ізоляції припливу пластових вод у свердловину /В.М. Дорошенко, Д.О. Єгер, В.А. Петриняк, І.А. Пилипець, В.Г. Касянчук, М.А. Столяров, Я.В. Соломчак.- № 95073461; Заявлено 24.07.1995; Опубл. 16.10.2000.

44. Пат. 4606 Україна, МПК Е 21В 33/13. Спосіб створення гідроізолюючого екрану в пласті. /Д.О. Єгер, О.М. Кісь, В.С. Бойко, І.М. Купер.- Заявлено 20.07.1993; Опубл. 26.12.1994, Бюл. № 7.

45. Пат. №29560 Україна, МПК Е 21В 43/25. Спосіб обробки привибійної зони продуктивного пласта та пристрій для його здійснення /Д.О. Єгер, А.В. Корзун, Н.Н. Лилак, В.І. Шубін.- Опубл. 15.11.2000, Бюл. № 8.

46. Пат. №1071 Україна, МПК Е 21В 28/00. Пристрій для обробки продуктивного шару /В.М. Архипенко, Д.О. Єгер, М.М. Лилак, та інші.- Опубл 15.10.2001, Бюл. № 9.

47. Пат. №140 Україна, МПК Е 21В 43/25. Пристрій для відновлення продуктивності нафтових свердловин /А.Ф. Кічігін, В.М. Слідченко, Д.О. Єгер, О.Н. Терентьєв, В.М. Бульбас, М.М. Лилак.- №95125211/К; Заявлено 11.12.95; Опубл. 30.04.98, Бюл. № 2.

48. Пат. №2107814 Российская федерация, МПК Е 21В 43/25. Способ импульсного воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления /А.Ф. Кичигин, Д.А. Егер, В.Н. Бульбас, и др.; Опубл. 27.03.98, Бюл. № 9.

Размещено на Allbest.ru