Вольпин Сергей Григорьевич Специалист в области гидродинамических методов исследований пластов и скважин. Выпускник Московского института нефтяной и газовой промышленности им. И.М.Губкина (1969 год). Работал помощником бурильщика, инженером партии гидродинамических исследований треста Союзгазгеофизика, на инженерных должностях в тресте Союзбургаз. В институте ВНИИнефть прошел путь аспиранта, младшего научного сотрудника, старшего научного сотрудника, заведующего лабораторией. В настоящее время директор центра «Информпласт». Кандидат технических наук. Имеет более 60 публикаций. Среди них целый ряд методик и РД
Проблемы полноты извлечения нефти в России становятся все более актуальными. В значительной мере эти проблемы обусловлены сложностью геологического строения пластов. Фильтрационная неоднородность различных типов приводит к формированию в процессе разработки застойных зон или целиков нефти, которые практически не вырабатываются. В современной практике разработки определить пространственное распределение нефтенасыщенных участков на выработанных месторождениях с помощью специальных исследований удается далеко не всегда. Обычно для этого используется только математическое моделирование.
В статье изучена возможность выявления остаточных невыработанных запасов нефти на основе гидродинамических исследований скважин и математического моделирования, аккумулирующего результаты различных видов исследований. Созданы две гипотетические модели участка нефтяного пласта, различающиеся вариантами геологического строения: однородный пласт и неоднородный пласт с зонами с пониженной проницаемости (в которых затем в процессе разработки образуются целики остаточной нефти). С использованием этих моделей выполнены расчеты изменения забойного давления для различных видов гидродинамических исследований: методом восстановления давления и гидропрослушивания. Полученные кривые обработаны методом наилучшего совмещения. Рассмотренный комплексный подход с использованием математического моделирования и гидродинамических исследований позволил подтвердить наличие зоны пониженной проницаемости, выделенной по результатам анализа разработки между исследуемыми скважинами.
На основании изучения гипотетического месторождения сформулированы диагностические признаки для выявления целиков остаточной нефти с помощью математического моделирования и гидродинамических исследований скважин. Эти признаки позволяют уточнить фильтрационную модель и рекомендовать бурение уплотняющих скважин или боковых стволов для доизвлечения остаточных запасов нефти.
Список литературы
1. Создание отечественного термогидросимулятора – необходимый этап освоения нетрадиционных залежей углеводородов России / В.Б. Бетелин, В.А. Юдин, И.В. Афанаскин. – М.: ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН, 2015. – 206 с.
2. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. – М.: Недра, 1984. – 215 с.
3. Ентов В.М., Панков В.М., Панько С.В. Математическая теория целиков остаточной вязкопластичной нефти. – Томск: Изд-во Томского университета, 1989. – 193 с.
4. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – 270 с.
5. CMG Users Guide. – Calgary: Computer Modelling Groupe LTD, 2018.
6. Houze Olivier, Viturat Didier, Fjaere Ole S. Dynamic Data Analysis // Kappa Engineering. – 2017. – V. 512. – 743 p.
7. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. – М.: Недра, 1974. – 200 с.
8. Эрлагер мл. Р. Гидродинамические методы исследования скважин. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 512 с.
9. Bourdet D. Well Test Analysis: The Use of Advanced Interpretation Models. – Elsevier, 2002. – 436 p.
