При заводнении многопластового нефтяного месторождения происходит постоянное ухудшение структуры и состава остаточных запасов по геологическим и технологическим причинам. Наибольшая доля остаточных запасов локализуется в целиках, возникающих при неравномерной выработке эксплуатационного объекта и представляющих собой недренируемые или слабодренируемые зоны. Приводятся результаты количественной оценки распределения по пластам и площади остаточных запасов нефти в средне- и верхнедевонских отложениях Ромашкинского месторождения Республики Татарстан. Для выявления запасов предложен ретроспективный метод, заключающийся в анализе и обобщении исторических данных по разведке и длительной истории разработки пластов, а для их количественной оценки – алгоритм подсчета. Установлено, что остаточные запасы нефти локализуются в разрезающих и нагнетательных, а также центральных и стягивающих добывающих рядах, в ликвидированных и пьезометрических скважинах, на участках, примыкающих к зонам слияния коллекторов, выклинивания, контурам нефтеносности, распространения коллекторов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. В зависимости от геологических условий предложены алгоритмы подбора геолого-технических мероприятий для включения локализованных запасов в разработку и прогнозирования профилей добычи. Согласно предложенному методу выявлены остаточные извлекаемые запасы и рекомендован ряд скважин к проведению опытных работ по их доизвлечению: в скважине 16 (здесь и далее по тексту приняты условные номера скважин) после изоляции вышезалегающих высокообводненных пластов проведен дострел и получен приток нефти, в скважине 6 – дострел и при освоении получена нефть. Таким образом, разработанные подходы к выявлению остаточных извлекаемых запасов и закономерности их пространственного размещения могут быть рекомендованы на других многопластовых нефтяных месторождениях с длительной историей разработки.
Представлен метод автоматизированного расчета технологических параметров закачки неньютоновских жидкостей в скважину при подземном ремонте. На первом этапе алгоритм обрабатывает исходную кривую течения или вязкости с целью определения реологических параметров и коэффициентов, входящих в уравнения реологических моделей неньютоновских жидкостей. На втором этапе на основе данных предыдущего этапа программа рассчитывает конструкции скважины и режимы работы насоса, допустимые значения расхода и вязкости жидкости для предупреждения возможного гидравлического разрыва пласта. По результатам расчетов и построенных зависимостей принимается решение о необходимости изменения технологических параметров закачки неньютоновской жидкости и/или ее состава (содержания компонентов, химической основы) с целью предотвращения нарушения технологической операции. Например, непреднамеренного образования трещин вследствие гидроразрыва пласта. Автогидроразрыв пласта может приводить к катастрофическим поглощениям и, как следствие, к повышенному расходу технологических жидкостей, закачиваемых в скважину во время подземного ремонта. Кроме того, повышается риск неконтролируемого прорыва газа по высокопроводящим каналам.
