Минерализация вод месторождения Западной Сибири
Сафиуллин И.Р., Гараева Н.В.,
Валеева Э.З., Цыбин С.С.,
Щутский Г.А., Мирошниченко В.П.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Воды неокомского водоносного комплекса, к которому относятся воды пластов группы АС месторождения Западной Сибири (месторождение N), охарактеризованы небольшим количеством глубинных проб со значительным разбросом минерализации. Поэтому проведен дополнительный анализ устьевых проб попутно добываемой воды, который показал зашумленность исходной выборки проб из-за смешения пластовой воды с закачанными в пласт технологическими жидкостями и водами системы заводнения. После отсева некорректных проб оставшаяся часть данных указывает на более слабую минерализацию по сравнению с принятой. Это свидетельствует о наличии неопределенности в величине минерализации пластовой воды на данном месторождении и необходимости проведения дополнительного,
более качественного отбора глубинных проб воды.
более качественного отбора глубинных проб воды.
Вопрос влияния минерализации и ионного состава закачиваемой воды на параметры разработки нефтяных коллекторов интенсивно исследуется в последнее время [1–3]. Серьезной проблемой разработки месторождения N является снижение приемистости нагнетательных скважин из-за ухудшения коллекторских свойств пласта. Возможной причиной снижения проницаемости является выпадение твердых осадков в результате солеобразования при смешении несовместимых вод. Исследование возникновения рисков выпадения солей [6–8], влияние закачиваемой воды на набухаемость глин [4, 5] невозможно провести без сведений об ионном составе пластовой воды. Следовательно, первым шагом в решении вопроса влияния солеобразования является определение достоверной величины минерализации и состава пластовой воды.
Воды неокомского водоносного комплекса, к которому относятся воды пластов группы АС месторождения N, охарактеризованы небольшим количеством глубинных проб со значительным разбросом минерализации. Поэтому остаются открытыми вопросы, связанные с определением достоверной величины минерализации пластовых вод. Большой интерес представляет значение начальной и текущей минерализации пластовых вод под влиянием закачиваемой воды и ее распределение по площади месторождения, а также то, как согласуются между собой данные проб, полученных из различных источников.
В данной работе проведено сопоставление ионного состава воды в пробах, отобранных с устья добывающих скважин, подтоварной воды, взятой на дожимной насосной станции (ДНС) с установкой предварительного сброса воды (УПСВ) и поровой воды, извлеченной из законсервированного керна с сохраненной водонасыщенностью.
Воды неокомского водоносного комплекса, к которому относятся воды пластов группы АС месторождения N, охарактеризованы небольшим количеством глубинных проб со значительным разбросом минерализации. Поэтому остаются открытыми вопросы, связанные с определением достоверной величины минерализации пластовых вод. Большой интерес представляет значение начальной и текущей минерализации пластовых вод под влиянием закачиваемой воды и ее распределение по площади месторождения, а также то, как согласуются между собой данные проб, полученных из различных источников.
В данной работе проведено сопоставление ионного состава воды в пробах, отобранных с устья добывающих скважин, подтоварной воды, взятой на дожимной насосной станции (ДНС) с установкой предварительного сброса воды (УПСВ) и поровой воды, извлеченной из законсервированного керна с сохраненной водонасыщенностью.
Первичный анализ проб показывает варьирование минерализации от единиц до сотен г/л, что говорит о значительной «зашумленности» данных пробами разбавленными технологическими жидкостями геолого-технологических мероприятий и требует использования процедур верификации и отбраковки проб с целью выделения «чистых» проб пластовых вод.
Анализ более 20 тысяч устьевых проб за период 2008–2022 гг. показал, что большинство из них привязаны к геолого-техническим мероприятиям (ГТМ). Это означает, что в добываемой попутной воде присутствуют компоненты технологических жидкостей, используемых при проведении ГТМ. На рисунке 1 представлена характерная зависимость минерализации и концентрации ионов в воде после гидравлического разрыва пласта (ГРП) от времени. Видно, что концентрации уменьшаются с выходом на постоянное значение минерализации. Данная зависимость наблюдалась как в пробах после ГТМ, так и после запуска новых скважин из бурения.
Рис. 1. Зависимость минерализации и ионного состава воды по данным устьевых проб после ГРП
Использование проб воды, подверженных влиянию жидкости ГТМ, искажает оценку минерализации пластовой воды. Такие пробы являются некорректными для анализа — и их необходимо исключить (отбраковать) из исходной выборки.
С целью быстрого удаления некорректных устьевых проб воды был использован метод Бокса–Кокса статистического преобразования исходной выборки [9, 10]. После отсева некорректных проб в выборке осталось 2 765 проб. Видно, что пробы пластов АС10, АС11 и АС12 имеют большое количество вариантов с завышенной минерализацией, с высокой долей компонентов технологических растворов (рис. 2а). Поэтому пробы дополнительно вычищены по максимальным значениям концентраций и по границе ликвидных проб. Из оставшихся проб построен график распределения концентраций (рис. 2б).
С целью быстрого удаления некорректных устьевых проб воды был использован метод Бокса–Кокса статистического преобразования исходной выборки [9, 10]. После отсева некорректных проб в выборке осталось 2 765 проб. Видно, что пробы пластов АС10, АС11 и АС12 имеют большое количество вариантов с завышенной минерализацией, с высокой долей компонентов технологических растворов (рис. 2а). Поэтому пробы дополнительно вычищены по максимальным значениям концентраций и по границе ликвидных проб. Из оставшихся проб построен график распределения концентраций (рис. 2б).
Рис. 2. Данные устьевых проб пластов АС10, АС11 и АС12 (а — исходные пробы, б — вычищенные пробы)
Средняя минерализация проб без примеси пресной и технологической воды в пять раз меньше минерализации всех проб (табл. 1).
Табл. 1. Сопоставление среднего значения концентраций ионов и минерализации
всех проб и ликвидных проб
всех проб и ликвидных проб
Анализ 68 проб поровой воды на консервированном керне показал, что разброс минерализации поровой воды составляет от 5 до 15 г/л (рис. 3). Для каждой скважины диапазон изменения минерализации по глубине укладывается в диапазон ±2,5 г/л от среднего значения.
Рис. 3. Распределение минерализации поровой воды
В результате проведенной работы была сформирована выборка устьевых проб без примеси технологических и пресных вод и получено статистическое совпадение минерализации и состава верифицированных проб с данными анализа поровой воды на консервированном керне с сохраненной водонасыщенностью.
Далее была проведена оценка влияния минерализации закачиваемого агента на минерализацию пластовой и попутно-добываемой воды. Для этого проведен сопоставительный анализ ионного состава закачиваемых и добываемых вод для различных регионов месторождения N. Минерализация агента вытеснения обуславливается главным образом источниками вод (сеноманская, подтоварная, пресная) (табл. 2).
Далее была проведена оценка влияния минерализации закачиваемого агента на минерализацию пластовой и попутно-добываемой воды. Для этого проведен сопоставительный анализ ионного состава закачиваемых и добываемых вод для различных регионов месторождения N. Минерализация агента вытеснения обуславливается главным образом источниками вод (сеноманская, подтоварная, пресная) (табл. 2).
Табл. 2. Ионный состав закачиваемых вод на месторождении N
В таблице 3 представлены регионы закачки КНС (кустовая насосная станция) и доли источников в общем объеме закачиваемой воды на месторождении N за 2022 г. Всего на месторождении 11 КНС.
Табл. 3. Доля источников в общем объеме закачиваемой воды в КНС на текущую дату
Для отслеживания влияния минерализации закачиваемого агента на состав пластовой и попутно-добываемой воды на карте месторождения было выделено три региона. Каждый регион отличается источниками закачиваемой воды:
• регион 1 в северной части месторождения. Закачка ведется через КНС 1,2. Источником заводнения является вода сеноманского яруса. Характерное значение минерализации закачиваемой воды — 16 г/л;
• регион 2 в центральной части месторождения (КНС 3, 4 и 5). Осуществляется закачка сеноманской и подтоварной воды. Характерное значение минерализации закачиваемой воды — 10 г/л;
• регион 3 в центральной части месторождения (КНС 6 и 7). В пределах региона проводилась закачка только пресной воды. Характерное значение минерализации закачиваемой воды — 0,1 г/л.
Для каждого региона проанализированы результаты шестикомпонентного анализа проб воды, отобранных с устьев добывающих скважин. Средние величины минерализации попутно добываемой воды в первых двух регионах близки по значению, так как оба региона заводнялись сеноманской водой. В третьем регионе минерализация значительно отличается из-за опреснения пластовой воды закачиваемой пресной водой.
Для отделения проб пластовой воды от проб воды, смешанной с водой других источников (закачиваемая, техническая вода), использовались соотношения ионов Na+ и Сl- в виде разности
(R1 = Na+ - Сl-) и отношения (R2 = Na+/Сl-) концентраций. Смешение вод различного происхождения приводит к изменению количества и соотношения данных ионов в составе вод. На рисунке 4 представлены графики распределения показателей по устьевым пробам вод: соотношения концентрации ионов Na+ и Сl- (графики R1 и R2); концентраций ионов Na+ и Сl-; минерализации пластовой воды. Пробы воды, используемые в анализе, были распределены по величине минерализации. На диаграммах можно выделить несколько характерных участков:
• участок «опреснения». «Горб» на графике соотношения R2 свидетельствует об опреснении пластовой воды (рис. 4а). На КНС 1 и 2 отсутствует закачка пресной воды, поэтому опреснение может быть вызвано диагенезом смектитовых глин;
• участок «без смешения» характеризуется расхождением концентраций ионов Na+ и Сl-. Постоянство графика R1 соответствует условию равновесия пластовой воды и минералов вмещающих пород;
• участок «смешения вод». Концентрации ионов Na+ и Сl- выравниваются, график R2
снижается до единицы. Связано это со смешением пластовой воды и воды из других источников, имеющих более высокое содержание ионов Сl- или хлоридно-кальциевый тип [11].
• регион 1 в северной части месторождения. Закачка ведется через КНС 1,2. Источником заводнения является вода сеноманского яруса. Характерное значение минерализации закачиваемой воды — 16 г/л;
• регион 2 в центральной части месторождения (КНС 3, 4 и 5). Осуществляется закачка сеноманской и подтоварной воды. Характерное значение минерализации закачиваемой воды — 10 г/л;
• регион 3 в центральной части месторождения (КНС 6 и 7). В пределах региона проводилась закачка только пресной воды. Характерное значение минерализации закачиваемой воды — 0,1 г/л.
Для каждого региона проанализированы результаты шестикомпонентного анализа проб воды, отобранных с устьев добывающих скважин. Средние величины минерализации попутно добываемой воды в первых двух регионах близки по значению, так как оба региона заводнялись сеноманской водой. В третьем регионе минерализация значительно отличается из-за опреснения пластовой воды закачиваемой пресной водой.
Для отделения проб пластовой воды от проб воды, смешанной с водой других источников (закачиваемая, техническая вода), использовались соотношения ионов Na+ и Сl- в виде разности
(R1 = Na+ - Сl-) и отношения (R2 = Na+/Сl-) концентраций. Смешение вод различного происхождения приводит к изменению количества и соотношения данных ионов в составе вод. На рисунке 4 представлены графики распределения показателей по устьевым пробам вод: соотношения концентрации ионов Na+ и Сl- (графики R1 и R2); концентраций ионов Na+ и Сl-; минерализации пластовой воды. Пробы воды, используемые в анализе, были распределены по величине минерализации. На диаграммах можно выделить несколько характерных участков:
• участок «опреснения». «Горб» на графике соотношения R2 свидетельствует об опреснении пластовой воды (рис. 4а). На КНС 1 и 2 отсутствует закачка пресной воды, поэтому опреснение может быть вызвано диагенезом смектитовых глин;
• участок «без смешения» характеризуется расхождением концентраций ионов Na+ и Сl-. Постоянство графика R1 соответствует условию равновесия пластовой воды и минералов вмещающих пород;
• участок «смешения вод». Концентрации ионов Na+ и Сl- выравниваются, график R2
снижается до единицы. Связано это со смешением пластовой воды и воды из других источников, имеющих более высокое содержание ионов Сl- или хлоридно-кальциевый тип [11].
Рис. 4. Концентрации основных компонентов по устьевым пробам воды региона 1:
а — графики разности (R1) и отношения (R2) ионов Na+ и Сl-;
б — графики концентрации ионов Na+ и Сl-; в — график минерализации
а — графики разности (R1) и отношения (R2) ионов Na+ и Сl-;
б — графики концентрации ионов Na+ и Сl-; в — график минерализации
Аналогичный анализ проведен для региона 2 (рис. 5). На графиках концентраций ионов выделяются такие же характерные участки — опреснения, смешения и отсутствия смешения пластовой и закачиваемой воды. Для региона 3 подобный анализ показал, что участок «опреснения» сразу сменяется участком «смешения». В процессе заводнения и проведения геолого-технических мероприятий регион был активно заводнен пресной водой, что значительно повлияло на минерализацию пластовой воды.
Рис. 5. Концентрации основных компонентов по устьевым пробам воды региона 2:
а — графики разности (R1) и отношения (R2) ионов Na+ и Сl-;
б — графики концентрации ионов Na+ и Сl-; в — график минерализации
а — графики разности (R1) и отношения (R2) ионов Na+ и Сl-;
б — графики концентрации ионов Na+ и Сl-; в — график минерализации
В дальнейшем была проведена статистическая оценка оставшихся устьевых проб воды. Ввиду удаления из исходной выборки неликвидных и смешанных проб количество рассматриваемых проб значительно уменьшилось. Поэтому была построена вероятностная модель распределения минерализации пластовой воды на основе результатов исследования фактических проб. Вероятностные распределения минерализации для регионов закачки сеноманской и подтоварной воды представлены на рисунке 6.
Рис. 6. Статистические модели распределения проб пластовой воды для регионов закачки сеноманской и подтоварной воды
Графики плотности распределения минерализации отличаются формой, но максимальная точка и средняя величина у рассматриваемых выборок приходятся на одну и ту же величину минерализации 8 360 мг/л. Графики функции распределения пересекаются в одной точке, что говорит о статистической схожести двух выборок регионов сеноманской и подтоварной воды по математическому ожиданию. Это указывает на одинаковое происхождение и принадлежность к единому водоносному пласту указанных вод в рассматриваемых выборках, что подтверждает правильность выбора проб для оценки среднего значения начальной минерализации пластовой воды. Характерный состав воды при минерализации 8 360 мг/л приведен в таблице 4.
Табл. 4. Характерный состав пластовой воды пластов АС месторождения N
Стоит отметить, что форма распределения представленных на рисунке 6 выборок свидетельствует о влиянии минералогического состава вмещающих пород на минерализацию пластовой воды. Так, для сеноманской воды (северная часть месторождения) среднее значение минерализации с вероятностью 95 % находится в интервале 7 500–9 300 мг/л (погрешность ±13 %), а для подтоварной воды — в интервале 6 900–9 900 мг/л (погрешность ±18 %).
По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:
1. Небольшой процент устьевых проб воды может характеризовать пластовую воду из-за влияния различных факторов, касающихся разработки месторождения:
• проведения геолого-технических мероприятий;
• закачки агентов вытеснения;
• получения неликвидных проб с завышенными значениями минерализации.
2. Проведена работа по отсеиванию проб из исходной выборки устьевых проб воды методами математической статистики, включающая в себя несколько стадий:
• отсеивание проб, разбавленных технологическими жидкостями ГТМ;
• отбраковка неликвидных проб;
• удаление из оставшейся выборки проб с признаками закачиваемой воды.
3. В результате получена выборка, которая характеризует пластовую воду неокомского водоносного комплекса. Средняя величина минерализации — 8,3 г/л. При этом величина повторяется для разных регионов закачки месторождения N.
Для подтверждения полученных результатов необходимо провести исследования, которые должны включать качественный отбор глубинных проб пластовой воды и охватывать всю площадь месторождения, а не отдельные участки. В связи с этим компанией ООО «РН-Юганскнефтегаз» совместно с проектным институтом РН-БашНИПИнефть запланирована работа по дальнейшему исследованию минерализации пластовой воды месторождения N. В настоящее время подобраны кандидаты на отбор проб и запланированы лабораторные эксперименты.
По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:
1. Небольшой процент устьевых проб воды может характеризовать пластовую воду из-за влияния различных факторов, касающихся разработки месторождения:
• проведения геолого-технических мероприятий;
• закачки агентов вытеснения;
• получения неликвидных проб с завышенными значениями минерализации.
2. Проведена работа по отсеиванию проб из исходной выборки устьевых проб воды методами математической статистики, включающая в себя несколько стадий:
• отсеивание проб, разбавленных технологическими жидкостями ГТМ;
• отбраковка неликвидных проб;
• удаление из оставшейся выборки проб с признаками закачиваемой воды.
3. В результате получена выборка, которая характеризует пластовую воду неокомского водоносного комплекса. Средняя величина минерализации — 8,3 г/л. При этом величина повторяется для разных регионов закачки месторождения N.
Для подтверждения полученных результатов необходимо провести исследования, которые должны включать качественный отбор глубинных проб пластовой воды и охватывать всю площадь месторождения, а не отдельные участки. В связи с этим компанией ООО «РН-Юганскнефтегаз» совместно с проектным институтом РН-БашНИПИнефть запланирована работа по дальнейшему исследованию минерализации пластовой воды месторождения N. В настоящее время подобраны кандидаты на отбор проб и запланированы лабораторные эксперименты.
• Закачка воды происходит из разных источников (сеноманская, подтоварная, их смеси и пресная). При этом возможны риски несовместимости с пластовой водой и породой, приводящие к солеотложению, набуханию глин, кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных скважин механическими примесями. Для определения возможных рисков нужно знать состав пластовой (поровой) воды.
• Воды пластов группы АС, принадлежащие к неокомскому водоносному комплексу, охарактеризованы небольшим количеством проб и имеют значительный разброс исследуемых величин. Поэтому минерализация и ионный состав приняты по аналогии с одновозрастными пластами соседнего месторождения, что говорит о низкой достоверности принятых свойств пластовой воды неокомского водоносного комплекса в пределах нефтяного месторождения N. По ионно-солевому составу и минерализации подземные воды неокомского комплекса принципиально не отличаются от вод апт-альб-сеноманского комплекса. В краевых частях бассейна развиты солоноватые гидрокарбонатные натриевые воды с минерализацией 1–3 г/л. По мере погружения отложений они переходят в хлоридные натриевые воды с содержанием солей до 20–25 г/л.
• Анализ устьевых проб за период 2008–2022 гг. показал, что большинство из них привязаны к геолого-техническим мероприятиям. Это означает, что в добываемой попутной воде присутствуют технологические жидкости, используемые при геолого-технологических мероприятиях (ГТМ).
• В результате проведенной работы была сформирована выборка из 10% устьевых проб без примеси технологической и пресной вод и получено статистическое совпадение минерализации и состава верифицированных проб с данными анализа поровой воды на консервированном керне с сохраненной водонасыщенностью.
• Для оценки начальной минерализации пластовой воды было выделено три региона закачки воды – сеноманской, подтоварной и пресной воды. Для каждого региона по соотношению ионов была проведена диагностика смешения пластовой воды с водами других источников. По ее результатам в выборках проб сеноманской и подтоварной вод оставлены только те пробы, которые относятся к пластовой воде, не подверженной смешению с другими водами.
• Статистическое сравнение итоговых выборок проб воды каждого региона показало соответствие по математическому ожиданию и расхождение по дисперсии. Это говорит о том, что вода в обеих выборках имеет единое происхождение и относится к единому водоносному комплексу, расхождение по дисперсии вызвано влиянием минерального состава пород.
• Получено статистическое совпадение минерализации и состава верифицированных проб с данными анализа поровой воды на консервированном керне с сохраненной водонасыщенностью.
• Компанией ООО «РН-Юганскнефтегаз» совместно с проектным институтом
РН-БашНИПИнефть запланирована работа по дальнейшему исследованию минерализации пластовой воды месторождения N. В настоящее время подобраны скважины-кандидаты на отбор проб и запланированы лабораторные эксперименты.
• Воды пластов группы АС, принадлежащие к неокомскому водоносному комплексу, охарактеризованы небольшим количеством проб и имеют значительный разброс исследуемых величин. Поэтому минерализация и ионный состав приняты по аналогии с одновозрастными пластами соседнего месторождения, что говорит о низкой достоверности принятых свойств пластовой воды неокомского водоносного комплекса в пределах нефтяного месторождения N. По ионно-солевому составу и минерализации подземные воды неокомского комплекса принципиально не отличаются от вод апт-альб-сеноманского комплекса. В краевых частях бассейна развиты солоноватые гидрокарбонатные натриевые воды с минерализацией 1–3 г/л. По мере погружения отложений они переходят в хлоридные натриевые воды с содержанием солей до 20–25 г/л.
• Анализ устьевых проб за период 2008–2022 гг. показал, что большинство из них привязаны к геолого-техническим мероприятиям. Это означает, что в добываемой попутной воде присутствуют технологические жидкости, используемые при геолого-технологических мероприятиях (ГТМ).
• В результате проведенной работы была сформирована выборка из 10% устьевых проб без примеси технологической и пресной вод и получено статистическое совпадение минерализации и состава верифицированных проб с данными анализа поровой воды на консервированном керне с сохраненной водонасыщенностью.
• Для оценки начальной минерализации пластовой воды было выделено три региона закачки воды – сеноманской, подтоварной и пресной воды. Для каждого региона по соотношению ионов была проведена диагностика смешения пластовой воды с водами других источников. По ее результатам в выборках проб сеноманской и подтоварной вод оставлены только те пробы, которые относятся к пластовой воде, не подверженной смешению с другими водами.
• Статистическое сравнение итоговых выборок проб воды каждого региона показало соответствие по математическому ожиданию и расхождение по дисперсии. Это говорит о том, что вода в обеих выборках имеет единое происхождение и относится к единому водоносному комплексу, расхождение по дисперсии вызвано влиянием минерального состава пород.
• Получено статистическое совпадение минерализации и состава верифицированных проб с данными анализа поровой воды на консервированном керне с сохраненной водонасыщенностью.
• Компанией ООО «РН-Юганскнефтегаз» совместно с проектным институтом
РН-БашНИПИнефть запланирована работа по дальнейшему исследованию минерализации пластовой воды месторождения N. В настоящее время подобраны скважины-кандидаты на отбор проб и запланированы лабораторные эксперименты.
Минерализация пластовой воды является значимым параметром при оценке ресурсов углеводородного сырья, диагностике источников обводнения, проведении исследований по оценке рисков солеотложения и анализе качества закачиваемой воды. Проведенный анализ устьевых проб воды после отсеивания неликвидных, разбавленных технической жидкостью, смешанных закачиваемой водой проб показал минерализацию ниже принятой минерализации вод неокомского водоносного комплекса месторождения N. Это свидетельствует о наличии неопределенности в величине минерализации пластовой воды на данном месторождении и необходимости проведения дополнительного, более качественного отбора глубинных проб воды.
1. Derkani М., Fletcher A., Abdallah W., Sauerer B., Anderson J., Zhang Zh. Low salinity waterflooding in carbonate reservoirs: review of interfacial mechanisms. Colloids and interfaces, 2018, issue 2, 43 p. (In Eng).
2. Nasralla R.A., Alotaibi M.B., Nasr-El-Din H.A. Efficiency of oil recovery by low salinity water flooding in sandstone reservoirs. SPE Western North American Region Meeting, May 7–11, 2011, SPE-144602-MS. (In Eng).
3. Katendea A., Sagalac F. A critical review of low salinity water flooding: Mechanism, laboratory and field application. Journal of molecular liquids, 2019, Vol. 278,
P. 627–649. (In Eng).
4. Владимиров И.В., Родионова И.И., Абилхаиров Д.Т. Исследование выработки запасов нефти при заводнении двухпластовой системы коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов // Нефтепромысловое дело. 2012. № 1. C. 39–45.
5. Sameni A., Pourafshary P., Ghanbarzadeh M., Ayatollahi S. Effect of nanoparticles on clay swelling and migration. Egyptian Journal of Petroleum, 2015, Vol. 24, issue 4, P. 429–437. (In Eng).
6. Кащавцев В.Е. Солеообразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 c.
7. Voloshin A.I., Ragulin V.V., Tyabayeva N.E., Diakonov I.I., Mackay E.J. Scaling Problems in Western Siberia. International symposium on oilfield scale, Aberdeen, United Kingdom, January 2003, SPE-80407-MS. (In Eng).
8. Ragulin V.V., Mikhailov A., Latipov O., Voloshin A.I., Tyabayeva N.E., Mackay E.J. Scale management of production wells via inhibitor application in supporting injection wells. SPE international symposium on oilfield scale, Aberdeen, United Kingdom, May 2004,
SPE-87461-MS. (In Eng).
9. Box G.E.P., Cox D.R. An Analysis of Transformations. Journal of the Royal Statistical Society. Series B (Methodological), 1964, Vol. 26, issue 2, P. 211–252. (In Eng).
10. Порунов А.Н. Методика приведения ненормального распределенного ряда к нормальному распределению и оценка методической ошибки // Прикладная информатика. 2011. № 2. С. 3–1.
11. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: смектиты, смешанослойные образования. М.: Наука, 1990. 214 с.
2. Nasralla R.A., Alotaibi M.B., Nasr-El-Din H.A. Efficiency of oil recovery by low salinity water flooding in sandstone reservoirs. SPE Western North American Region Meeting, May 7–11, 2011, SPE-144602-MS. (In Eng).
3. Katendea A., Sagalac F. A critical review of low salinity water flooding: Mechanism, laboratory and field application. Journal of molecular liquids, 2019, Vol. 278,
P. 627–649. (In Eng).
4. Владимиров И.В., Родионова И.И., Абилхаиров Д.Т. Исследование выработки запасов нефти при заводнении двухпластовой системы коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов // Нефтепромысловое дело. 2012. № 1. C. 39–45.
5. Sameni A., Pourafshary P., Ghanbarzadeh M., Ayatollahi S. Effect of nanoparticles on clay swelling and migration. Egyptian Journal of Petroleum, 2015, Vol. 24, issue 4, P. 429–437. (In Eng).
6. Кащавцев В.Е. Солеообразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 c.
7. Voloshin A.I., Ragulin V.V., Tyabayeva N.E., Diakonov I.I., Mackay E.J. Scaling Problems in Western Siberia. International symposium on oilfield scale, Aberdeen, United Kingdom, January 2003, SPE-80407-MS. (In Eng).
8. Ragulin V.V., Mikhailov A., Latipov O., Voloshin A.I., Tyabayeva N.E., Mackay E.J. Scale management of production wells via inhibitor application in supporting injection wells. SPE international symposium on oilfield scale, Aberdeen, United Kingdom, May 2004,
SPE-87461-MS. (In Eng).
9. Box G.E.P., Cox D.R. An Analysis of Transformations. Journal of the Royal Statistical Society. Series B (Methodological), 1964, Vol. 26, issue 2, P. 211–252. (In Eng).
10. Порунов А.Н. Методика приведения ненормального распределенного ряда к нормальному распределению и оценка методической ошибки // Прикладная информатика. 2011. № 2. С. 3–1.
11. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: смектиты, смешанослойные образования. М.: Наука, 1990. 214 с.
Сафиуллин И.Р., Гараева Н.В.,
Цыбин С.С., Валеева Э.З.,
Щутский Г.А., Мирошниченко В.П.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
kapishevdy@bnipi.rosneft.ru
Цыбин С.С., Валеева Э.З.,
Щутский Г.А., Мирошниченко В.П.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
kapishevdy@bnipi.rosneft.ru
В качестве материала для анализа используются устьевые пробы попутно добываемой воды, результаты анализа поровой воды на консервированном керне. Обработка данных осуществляется методами математической статистики с использованием программного продукта MATLAB.
минерализация, ионный состав, пластовая вода, пробы воды, керн, приемистость, попутно добываемая вода, пресная вода, математическое ожидание
Сафиуллин И.Р., Гараева Н.В., Цыбин С.С., Валеева Э.З., Щутский Г.А., Мирошниченко В.П. Минерализация пластовых вод неокомского водоносного комплекса месторождения Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 2. С. 24–29. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-24-29
14.03.2023
УДК 556
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-24-29
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-24-29
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88