Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование эффективных технологий доизвлечения остаточной нефти из обводненных пластов на примере XIII горизонта месторождения Узень

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование эффективных технологий доизвлечения остаточной нефти из обводненных пластов на примере XIII горизонта месторождения Узень"

На правах рукописи УДК 22.276.4+622.276.1/4.001.57+ 622.276.5:556.343

КОЖАБЕРГЕНОВ МУРАТ МОКАНОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ИЗ ОБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ НА ПРИМЕРЕ XIII ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УЗЕНЬ

Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2006

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина

Научный руководитель

Официальные оппоненты

кандидат технических наук, доцент В.М. Зайцев

доктор технических наук, главный научный сотрудник ВНИИнефть Малофеев Г.Е.

кандидат технических наук, директор департамента ОАО «Русснефть» Кузьмичев Н.Д.

Ведущая организация

Институт проблем нефти и газа РАН и Министерства образования РФ (ИПНГ РАН)

Защита диссертации состоится « ^ »,

¿006 г. в/^ч

часов на

заседании диссертационного Совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова» по адресу: 125422. Москва, Дмитровский пр-д, 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть». Автореферат разослан » 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного

совета,к.г-м.н. /(^{.¿^СиЛА^ Максимов М.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы.

В течение последних десятилетий наблюдалось непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Казахстана. Постоянно увеличивалась доля трудноизвлекаемых запасов нефти вследствие значительной выработки высокопродуктивных залежей, находящихся в длительной эксплуатации. Большую часть в их структуре занимают остаточные запасы нефти в пластах после заводнения, а также запасы в низкопроницаемых коллекторах, в залежах высоковязкой нефти, с аномальными свойствами и др.

Очевидно, доля трудноизвлекаемых запасов со временем будет возрастать и для рентабельной их разработки необходимо создание и применение современных методов и технологий увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

Актуальной задачей является поиск и обоснование новых технологий доизвлечения остаточной нефти крупного Узеньского нефтегазового месторождения. За 40-летний период разработки все его площади вступили в позднюю и завершающую стадии. Значительные запасы по ним уже отобраны, снижается среднесуточная добыча нефти по всему фонду скважин при высокой обводненности добываемой продукции. В то же время в его недрах осталось еще более 70% балансовых запасов нефти.

В последние годы, на месторождениях Казахстана для доизвлечения остаточной нефти достаточно широкое развитие получил ряд современных высокоэффективных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и повышения продуктивности скважин. В том числе современные потокоотклоняющие технологии с применением осадкогелеобразующих реагентов, направленные на изменение фильтрационных потоков в пласте с целью увеличения коэффициента охвата.

Однако значительная часть остаточной нефти сосредоточена в промытых водой продуктивных пластах и зонах залежей. При этом важнейшей задачей

является увеличение нефтеотдачи разрабатываемых пластов не только за счет вовлечения в разработку остаточной нефти на макроуровне, но и за счет повышения эффективности доизвлечения остаточной нефти на микроуровне. При этом ставится задача сокращения объемов добываемой воды с применением эффективных для конкретных залежей методов воздействия на пласт.

Цель диссертационной работы.

Экспериментальное и геолого-промысловое обоснование технологий доизвлечения остаточной нефти и повышения производительности скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений с терригенными полимиктовыми коллекторами.

Основные задачи исследований.

1. Выбор реагентов и экспериментальные исследования эффективности их воздействия на продуктивные пласты месторождения Узень как для увеличения нефтеотдачи, так и для повышения продуктивности и приемистости скважин.

2. Экспериментальные исследования вытеснения сырой нефти (скв. 2352 XIII горизонта) водой из насыпных моделей коллектора, приготовленных из кварцевого песка и молотого керна (скв. 6602 XIII горизонта).

3. Экспериментальные исследования возможности доизвлечения микроостаточной нефти после заводнения продуктивных пластов с применением эффективных реагентов.

4. Лабораторные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств модели коллектора при воздействия кислотной композицией «ХИМЕКО ТК-2».

5. Анализ динамики основных показателей разработки и работы скважин XIII горизонта месторождения Узень по промысловым данным.

6. Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения по результатам промысловых испытаний.

Методы решения поставленных задач.

Для решения перечисленных задач использовались методы лабораторных экспериментальных исследований с использованием насыпных моделей, в т.ч. из молотого не экстрагированного керна, геолого-промыслового анализа данных разработки и работы отдельных скважин.

Научная новизна работы.

1. Предложена рецептура реагента и обоснована технология для увеличения коэффициента вытеснения для обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (ХШ горизонт месторождения Узень).

2. Обоснована технология для тампонирования обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень) с применением предложенного в работе реагента.

3. Обоснована технология для обработки скважин с целью увеличения продуктивности скважин на основе применения кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2».

4. Впервые использовался молотый не экстрагированный керн из скважины 6602 XIII горизонта для создания насыпной модели частично гидрофобизованного коллектора.

5. Впервые использовалась сырая нефть (скважина 2352 XIII горизонта) в качестве модели, которая по своему составу близка пластовой нефти в заводненных зонах пласта.

6. Исследовано влияние увеличения скорости прокачки воды, через промытую водой насыпную модель из молотого не экстрагированного керна. Установлено что увеличение скорости прокачки воды приводит к росту коэффициента вытеснения нефти, что соответствует проявлению свойств частично гидрофобизованного коллектора.

7. Установлена возможность идентификации проявлений свойств смачиваемости коллектора насыпной модели по динамике выхода нефти и воды из модели.

8. Установлена возможность идентификации проявлений свойств смачиваемости пласта-коллектора по динамике изменения добычи нефти и обводенности продукции скважин.

Практическая значимость.

Результаты лабораторных исследований и проведенного геолого-промыслового анализа разработки XIII горизонта позволили рекомендовать эффективные реагенты как для доизвлечения остаточной нефти в промытых пластах, так и для повышения продуктивности и приемистости скважин для практического использования на месторождении Узень.

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы и её основные положения докладывались на 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г.), а также на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 5 статей и тезисы доклада на 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г.).

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и результатов работы. Объем диссертационной работы составляет 144 страниц, • в том числе 25 рисунков и 14 таблиц. Список литературы включает 77 источников.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н., доценту Зайцеву В.М., к.т.н., доц. Магадовой Л.А., к.т.н. доц. Губанову В.Б., Чекалиной Г. за ряд ценных идей использованных в работе. А также

благодарит сотрудников кафедры РиЭНМ за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы. Выражаю глубокую благодарность заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина проф. Мищенко И.Т., Президенту АО «НК Казмунайгаз» господину Карабалину У.С., генеральному директору АО «Разведка Добыча Казмунайгаз» господину Марабаеву Ж.Н., директору ПФ «Узеньмунайгаз» господину Курбанбаеву М.И. за неоценимую помощь и поддержку.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, указаны методы решения поставленных задач и научная новизна, приведены основные выводы и результаты работы.

В первой главе дан анализ литературных источников по теме диссертационной работы, проанализированы современные представления о видах и свойствах остаточной нефти после заводнения продуктивных пластов.

На современном этапе многие крупные месторождения вступают в завершающую стадию разработки, и вопрос о повышении нефтеотдачи выработанных пластов приобретает исключительно важное значение.

Выделяют два основных класса остаточной нефти по H.H. Михайлову: остаточные нефти (ОН) макроуровня и ОН микроуровня. ОН макроуровня -это целики, различного рода непромытые пропластки, застойные зоны, линзы. Остаточная нефть, содержащаяся в них, сохраняет свои исходные свойства.

В промытых пластах и участках разрабатываемых залежей можно выделить следующие основные виды остаточной нефти микроуровня: капиллярно-защемленную, адсорбированную, пленочную, ОН тупиковых пор и микронеоднородностей. В реальных разрабатываемых пластах присутствует.

как правило, несколько видов остаточной нефти, которые в совокупности формируют суммарный объем остаточной нефти разрабатываемых пластов.

В гидрофильной пористой среде вода занимает мелкие, субкапиллярные поры и каналы, а также покрывает поверхность пород в виде пленок. Вода представляет непрерывную фазу. Нефть в виде капель занимает крупные и средние поры. При вытеснении нефти водой достаточно прокачать 0,5 — 1,5 поровых объемов воды, чтобы обводненность достигла предельных значений. При этом остаточная нефтенасыщенность представлена в основном капиллярно-защемленной нефтью.

В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным периодом и продолжительным водным периодом. Для достижения предельной обводненности требуется закачать огромные количества воды в пласт. Остаточная нефть сосредоточена в мелких порах и каналах и в виде пленки на поверхности породы.

Очень важно отметить следующие признаки проявления гидрофильных и гидрофобных свойств коллектора:

- разработка однородного по толщине преимущественно гидрофильного коллектора характеризуется длительным, безводным периодом, после которого обводненность растет быстро до предельных значений 85 - 95%, дальнейшая закачка воды не приводит к росту добычи нефти.

- разработка однородного по толщине преимущественно гидрофобного коллектора характеризуется коротким или отсутствием безводного периода, обводнение нарастает медленно, увеличение темпа закачки воды приводит к росту доли нефти в добываемой жидкости, но на поведение обводненности не оказывает заметного влияния. Текущие показатели разработки заметно отстают во времени по сравнению с гидрофильным коллектором. '

Во второй главе приведены результаты лабораторных исследований эффективности воздействия реагентов на насыпные модели коллектора с целью доизвлечения остаточной нефти из обводненных пластов.

Эмульсии представляют собой термодинамические неустойчивые дисперсные системы, образованные двумя (или более) взаимно нерастворимыми или слаборастворимыми друг в друге жидкостями.

Если дисперсионная среда в эмульсии представлена полярной жидкостью, то такую эмульсию называют прямой или эмульсией первого рода - масло в воде (м/в). Если же дисперсионная среда представлена неполярной или малополярной жидкостью, то такую эмульсию называют обратной или эмульсией второго рода - вода в масле (в/м).

При дополнительном введении в эмульсию мелкодисперсных твердых наполнителей, полностью не растворяющихся ни в одной из фаз, но сохраняющих ее агрегативную стабильность, образуется эмульсионно-суспеизионная система.

Многочисленные лабораторные и промысловые испытания подтвердили высокую эффективность обратных эмульсий и композиций. В диссертационной работе экспериментальные исследования возможности доизвлечения остаточной нефти микроуровня и тампонирующих свойств обратных эмульсий в пористой среде при термобарических условиях XIII горизонта проводились в учебно-научной лаборатории моделирования пластовых процессов при кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина на фильтрационной установке НР-СРБ.

Оригинальная конструкция фильтрационной установки высокого давления НР-СЯЗ позволяет проводить эксперименты с использованием как образцов кернов, так и насыпных моделей пласта.

В результате, удалось подобрать рецептуру обратной нефтяной эмульсии для условий Узеньского месторождения: - нефть — 20 ли, -

нефтенол НЗ с добавкой алкилфосфата химеко — 6 мл, - дизельное топливо — 4 мл, - попутная вода - 70 мл.

Этот состав не изменял своих свойств и фазовую структуру даже при температуре 70 °С, т.е. обладал термостабильностью.

Поставленные перед лабораторными исследованиями задачи предполагали:

- определение коэффициента вытеснения нефти водой в т.ч. и после воздействия;

- выявление влияния смачиваемости горных пород на характер вытеснения нефти водой;

- установление вида и степени влияния набухания глинистых составляющих коллектора на проницаемость.

Для решения задач были проведены две серии экспериментов на имеющейся на кафедре РИЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина лабораторной установке высокого давления НР-СЯЗ. Принципиальная схема установки представлена на рис. I. Установка НР-СРв обеспечивает проведение фильтрационных экспериментов на насыпных моделях пористых сред и образцах кернов при температурах до 150°С и давлении до 20,0 МПа.

В первой серии опытов использовалась насыпная модель коллектора, приготовленная из очищенного и просеянного кварцевого песка. На рис. 2 представлен график изменения коэффициента вытеснения модели нефти (сырая нефть из скв.2352 XIII горизонта с добавлением гептана до достижения вязкости пластовой нефти) водой, в зависимости от относительной закачки воды в модель.

Рис. /. Принципиальная схеыа экспериментальной установки HP-CFS

Относительный накопленный объ*м закачки, \/„./\/„г

Рис. 2. Изменение коэффициента вытеснения нефти водой из насыпной модели из кварцевого песка, в зависимости от объема закачанной воды

Как видно из рисунка коэффициент вытеснения нефти водой с пластовой минерализацией растет линейно и достигает максимальной величины 48% при закачке в модель одного объема пор воды. Ни остановка эксперимента на 48 часов, ни увеличение скорости закачки воды с 80 см3/час до 200 см3/час не повлияли на поведение коэффициента вытеснения. Также не повлияла закачка оторочки обратной эмульсии на основе сырой нефти из скважины 2352 XIII горизонта в объеме 0,2 объема пор.

Затем были проведены лабораторные эксперименты по вытеснению сырой нефти в качестве модели пластовой нефти из насыпной модели коллектора, приготовленной из того же кварцевого песка. После закачки одного объема пор воды был достигнут максимальный коэффициент вытеснения 50%, который не изменялся при дальнейшей закачке воды и изменении скорости закачки.

Поскольку кварцевый песок обладает, видимо, преимущественно гидрофильными свойствами, то во второй серии опытов использовали модель из не экстрагированного керна, отобранного из скважины 6602 XIИ горизонта.

Относетельняя и качка воды, равная накопленному отбору жидкости, отнесенному к объему нор, д.с.

» Ко эффициент ашесменича,% —■— Объемна* обводненность жмдпмли.К —О— Накопленный 01б0р жидмости ит иоделн ишачка воды),смЗ Отбор мефтм ■ сл аремни.смЗ/мин

Рис. 2. Изменение коэффициента вытеснения, обводненности жидкости и др. показателей в зависимости от относительной закачки воды в модель

На рисунке 2 приведены результаты экспериментов по вытеснению сырой нефти водой. Отличительной особенностью поведения показателей вытеснения является существенные их колебания особенно в начальный период, когда обводненность и соответственно выход нефти из модели изменялись от нуля до 100%. Другой отличительной особенностью является формирование «полок» стабилизации на фоне колебательного изменения показателей. На кривой обводненности в среднем на уровне 80% и отбора нефти на уровне 20 см3/мин. Затем обводненность линейно увеличивается до 100%, а отбор нефти соответственно падает до нуля.

«■

$

в

$ à о •

S 2

!

s

О 1 2 3 4 S

Относительный накопленный объём закачки, V..IV.,

Рис. 3. Изменение коэффициента вытеснения нефти водой из насыпной модели из не экстрагированного керна в зависимости от объема закачанной воды

На рис.3 приведен график изменения коэффициента вытеснения в зависимости от относительной закачки воды. Максимальный коэффициент вытеснения нефти водой 48% наступил после закачки в модель 2,1 объема пор, а затем он оставался постоянным до остановки. После выдержки модели при комнатной температуре в течение 48 часов закачка воды была возобновлена с прежней скоростью 80 см'/час, но из модели выходила вода с признаками нефти. Затем увеличили скорость закачки до 200см3/час. При этом коэффициент вытеснения нефти увеличился на 5% и достиг 53%. Коэффициент пористости 28,7 остаточная водонасыщенность 28,4%, коэффициент проницаемости по воде при остаточной нефти 0,03 мкм2.

Затем провели несколько этапов исследования воздействия на ФЕС модели различными реагентами. На первом этапе в модель закачали гель в объеме 0,5 объема пор, разработанную ЗАО «ХИМЕКО ГАНГ» для ГРП. Как видно из графика 4 вытеснение геля водой привело к росту коэффициента вытеснения до

55%. Наибольший рост этого показателя наблюдался после прокачки через

модель эмульсии со скоростью 80см3/час. Коэффициент вытеснения нефти

водой увеличился до 65,9%.

После перехода на закачку воды со скоростью 200 см5/час коэффициент

вытеснения увеличился до 66,9%. Возрастание доли нефти в потоке при

увеличении скорости фильтрации характерно для гидрофобного коллектора.

Состав эмульсии % об:

Дизельное топливо — 20, нефтенол НЗ - 4, 32%раствор СаС!]-3,

модель пластовой воды (6 г/л №аС1 + 2 г/л СаС/з) — 73.

Этот реагент рекомендуется в качестве основы технологии увеличения добычи нефти из обводненных скважин, которая предполагает последовательную закачку в добывающую скважину эмульсии данного состава так, чтобы увеличивать область воздействия вокруг скважины с последующей добычей остатков реагента с отмытой нефтью.

Относительный накопленный объём закачки, Уш/У,

Рис.4. Изменение коэффициента вытеснения нефти из насыпной модели пласта в результате воздействия различными реагентами

Наилучший результат тампонирования модели после промывки водой

получен с использованием эмульсии следующего компонентного состава, % об:

дизельное топливо — 20, нефтенол НЗб — 4, 32% раствор СаС13- 3, модель пластовой воды — 73.

Сразу после начала закачки воды фактор сопротивления составлял 27,2, но

затем резко снизился до 7,89, а затем при скорости закачки 80 см3 /час медленно уменьшился до 7,29. При переходе на скорость 200 см3/час он снова снизился и оставался постоянным на уровне 4,03, а при переходе на скорость 80 см5 /час увеличился и оставался практически постоянным до конца эксперимента на уровне 6,1.

Этот реагент рекомендуется в качестве основы технологии тампонирования обводненных слоев после доизвлечения из них остаточной нефти. По этой технологии предполагается закачивать в добывающую скважину оторочку эмульсии данного состава.

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований эффективности воздействия кислотной композицией ХИМЕКОТК-2 производства ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ» на ПЗП с целью увеличения продуктивности как добывающих, так и приемистости нагнетательных скважин, вскрывших терригенные коллектора с большим содержанием глин.

При закачке кислотной композиции в пласт происходят физико-химические реакции с компонентами горной породы-коллектора, в результате которых в разы увеличивается проницаемость даже в присутствии остаточной нефти. Композиция представляет собой водно-спиртовый раствор солей с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ).

■ Примером высокой эффективности применения кислотной композиции ХИМЕКОТК-2 является обработка призабойной зоны пласта скважины № 528 куст 56 Южно-Харампурского месторождения. На рис. 5 представлена

динамика среднесуточного дебита скважины по нефти и жидкости в течение года после обработки.

Из рисунка видно, что сразу после проведения обработки дебиты резко увеличились. Так среднесуточный дебит по нефти увеличился с 12 т/сут до 28 т/сут, а по жидкости с 14 до 35 т/сут к концу февраля, т.е. через 2 месяца после обработки. Затем дебиты к концу периода наблюдений немного снизились соответственно по нефти до 24 т/сут, по жидкости до 28 т/сут.

Ниже приведены результаты лабораторного исследования влияния воздействия кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2» на фильтрационно-ем костные свойства коллектора ХИ1 горизонта месторождения Узень. Эксперименты также проводились на фильтрационной установке высокого давления НР-СРБ с использованием насыпных моделей пласта. Пористая среда представляла собой не экстрагированный молотый керн из скважин 2352 XIII горизонта Узеньского месторождения. После насыщения модели пластовой водой определяли коэффициент проницаемости. Затем после выдержки модели при комнатной температуре в течение 48 часов возобновили закачку воды.

месяцы

Рис. 5 Динамика среднесуточной добычи нефти по скважине 528 Южно-Харампурского месторождения

После стабилизации показателей, снова определили коэффициент проницаемости, который оказался в 2 раза меньше первоначального. Падение коэффициента проницаемости свидетельствует о влиянии набухания глинистой составляющей пористой среды на ее фильтрационно-ёмкостные свойства. Для создания связанной воды через модель под давлением 2,0 МПа закачивалась сырая нефть месторождения Узень.

При последующем вытеснении нефти водой при пластовой температуре 60°С первые капли воды в выходящей из модели нефти появились после выхода 0,1 Упор. Окончательное значение коэффициента вытеснения было зафиксировано на уровне 54%. После выдержки модели при комнатной температуре в течение 15 часов закачка воды была возобновлена, что привело к дополнительному отбору нефти. При этом коэффициент вытеснения нефти увеличился на 2% и достиг 56%.

Изменение проницаемости модели относительно фазовой проницаемости по вода ■ присутствии остаточной нафш (0,034 мкм1), принятой за единицу

Относительный накопленный объем закачки, У^Л/,

Рис. 6 Изменение относительной проницаемости модели в процессе закачки буферной жидкости и после воздействия раствором кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2».

После вытеснения нефти водой закачали буферный раствор хлористого аммония (ЫН4С1). Затем после выдержки модели в течение 15 часов при комнатной температуре определили коэффициент фазовой проницаемости по раствору. Коэффициент проницаемости увеличился относительно начальной величины 0,036 мкм2, принятой за единицу, в 1,71 раза. Как видно из приведенного рисунка последующая закачка композиции «ХИМЕКО ТК-2», разбавленной пресной водой в отношении 1:5, привела к резкому росту проницаемости. Затем снова закачали 3% раствор ЫН,С1 и после выдержки модели в течение 15 часов, пластовую воду. Коэффициент увеличения проницаемости составил 4,71.

Таким образом, экспериментально была установлена высокая эффективность кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2» для применения в качестве основного реагента в технологии увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин XIII горизонта.

В четвертой главе приведена краткая геолого-физическая характеристика месторождения Узень и результаты анализа разработки XIII горизонта и изменения обводнености и дебита по отдельным скважинам, целью которого было выявление особенностей динамики показателей разработки и работы скважин, отражающих влияние свойств смачиваемости коллектора.

Самое крупное нефтяное месторождение Узень расположено на юго-западе страны, открыто в 1961г., разрабатывается с 1965г.

Коллекторы XIII горизонта характеризуются следующими средними значениями: эффективная толщина 9,9, м нефтенасыщенная толщина 7,8м. начальная нефтенасыщенность 63%, пористость 0,27% и проницаемость 0,193 мкм2, плотность пластовой нефти 777 кг/м3,вязкость пластовой нефти 4,2 мПас., газосодержание нефти 56 м3/т, начальное пластовое давление 10,4 МПа, температура 57,2 "С,

Анализ графиков разработки XIII горизонта показывает, что закачка воды является определяющим фактором в изменении основных показателей. Увеличение или уменьшение закачки приводит к соответствующему увеличению или уменьшению годовой добычи нефти и жидкости, пластового давления. Безводный период очень короткий, обводненность в начале водного периода растет, а затем, колеблется длительное время на уровне примерно 60%, образуя «полку». Изменение годовой добычи нефти не всегда согласуется с обводненностью, в основном, в периоды резкого увеличения закачки воды. Газовый фактор первые 5 — 8 лет увеличивался на фоне снижения пластового давления, а затем после начала закачки воды снижался и с 1985 года оставался постоянным, когда пластовое давление увеличилось и оставалось примерно постоянным. Заметим, что подобное поведение основных показателей разработки наблюдается и остальным горизонтам.

Были также проанализировано поведение показателей работы скважин по некоторым скважинам XIII горизонта. Сравнение графиков изменения обводнености и годовой добычи нефти по скважинам позволило выявить несколько особенностей. Первая особенность заключается в колебательности их значений в очень широких пределах, причем эти колебания в основном происходят в противофазе. Вторая особенность заключается в том, что несмотря на сильные колебания на графиках формируются «полки» при обводнености от 45 до 75%. Третья особенность заключается в том, что добыча нефти может увеличиться в разы, независимо от поведения обводнености.

Для сравнения были рассмотрены графики изменения обводненности по скважинам Северо-Салымского месторождения, продуктивный пласт которого отличается однородным строением по слоям. Характер изменения резко отличается от рассмотренных графиков по скважинам Узени. Так наблюдаются длительные безводные периоды эксплуатации скважин, после которых обводненность растет быстро - скачком. После скачка обводненность остается

постоянной некоторое время, а затем также скачками растет. Причем количество скачков разное по скважинам. Такое поведение обводненности можно объяснить, если принять модель слоистого пласта с различной проницаемостью. Тогда при подходе вертикальных фронтов вытеснения нефти водой по слоям будут наблюдаться скачки обводненности при вытеснении нефти водой по поршневой схеме.

Сравнивая указанные отличительные особенности изменения обводненности по скважинам Узеньского и Северо-Салымского месторождений с представлениями об особенностях разработки пластов с преимущественно гидрофильными и гидрофобными свойствами и результатами проведенных экспериментов можно, видимо, предположить о влиянии свойств смачиваемости коллекторов на изменение показателей работы скважин этих месторождений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТА ТЫ РАБОТЫ

1. Доизвлечение остаточной нефти из обводненных пластов XIII горизонта месторождения Узень и увеличение продуктивности скважин возможно при использовании обоснованных в диссертации технологий.

2. Предложена рецептура реагента и обоснована технология для увеличения коэффициента вытеснения для обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень).

3. Обоснована технология для тампонирования обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень) с применением предложенного в работе реагента - обратной эмульсии.

4. Обоснована технология увеличения производительности скважин на основе кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2».

5. Впервые использовался молотый не экстрагированный керн из скважины 6602 XIII горизонта для создания насыпной модели частично гидрофобизованного коллектора и использовалась сырая нефть (скважина 2352 XIII горизонта) в качестве модели, которая по своему составу близка пластовой нефти в заводненных зонах пласта.

6. Установлено что увеличение скорости прокачки воды приводит к росту коэффициента вытеснения нефти, что соответствует проявлению свойств частично гидрофобизованного коллектора.

7. Сравнивая указанные отличительные особенности изменения обводненности по скважинам Узеньского и Северо-Салымского месторождений с представлениями об особенностях разработки пластов с преимущественно гидрофильными и гидрофобными свойствами и результатами проведенных экспериментов можно, видимо, предположить о влиянии свойств смачиваемости коллекторов на изменение показателей работы скважин этих месторождений.

СПИСОК РАБОТ. ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Зайцев В.М., Кожабергенов М.М. Анализ эффективности методов

воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения //Тезисы доклада на 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (2627 января 2005 г.). - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2005г. - с.89.

2. Зайцев В.М., Кожабергенов М.М. Анализ эффективности методов

воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения. - М.: ВНИИОЭНГ, 2005г. №5. - с. 12 - 16.

исследования и подбор рецептуры эффективного реагента для воздействия на продуктивные горизонты Узеньского месторождения. - М.: ВНИИОЭНГ, 2005г. №10.-с. 26-30.

4. Зайцев В.М., Магадова Л.А., Губанов В.Б., Кожабергенов М.М. Лабораторные исследования вытеснения сырой нефти водой и анализ разработки XIII горизонта Узеньского месторождения. - М.: «Нефть, газ и бизнес», 2006г. №5. - с. 64-68.

5. Зайцев В.М., Магадова Л.А., Губанов В.Б., Кожабергенов М.М.. Лабораторные исследования возможности доизвлечения микро остаточной нефти после заводнения пластов XIII горизонта месторождения Узень. - М.: «Нефть, газ и бизнес», 2006г. №9.

6. Магадов P.C., Магадова Л. А., Зайцев В.М., Губанов В.Б., Кожабергенов М.М. Кислотная композиция «ХИМЕКО ТК-2» для увеличения продуктивности скважин низкопроницаемых терригенных коллекторов месторождения Узень. - М.: ВНИИОЭНГ, 2006г. №9.

3. Магадова Л.А., Зайцев В.М., Кожабергенов М.М. Лабораторные

Соискатель:

Кожабергенов М.М.

Подписано в печать 1,Of.es Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

Заказа <7

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кожабергенов, Мурат Моканович

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ОБ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ЗАЛЕЖАХ ПОСЛЕ ИХ ЗАВОДНЕНИЯ

1.1 Виды остаточной нефти в заводненных пластах

1.1.1 Структуризация остаточного нефтенасыщения

1.1.2 Капиллярно-защемленная остаточная нефть

1.1.3 Адсорбированная остаточная нефть

1.1.4 Пленочная остаточная нефть

1.1.5 Остаточная нефть в тупиковых и микронеоднородных зонах

1.1.6 Остаточная нефть при неустойчивом вытеснении

1.2 Количественное распределение остаточной нефти по площади залежи

1.3 Распределение остаточной нефти воды в пустотах гидрофильных и гидрофобных коллекторов'

1.4 Признаки проявления свойств гидрофильности и гидрофобности при разработке нефтенасыщенных пластов

2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОДБОРУ РЕЦЕПТУР РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБВОДНЕННЫЕ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ ПЛАСТЫ

2.1 Обоснование выбора реагента для исследований

2.1.1 Классификация и свойства эмульсий

2.1.2 Физико-химические условия получения обратных эмульсий

2.2 Обоснование выбора методики проведения экспериментальных исследований

2.3 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям

2.4 Выбор рецептур реагентов и лабораторные исследования эффективности воздействия на продуктивные пласты

2.5 Экспериментальные исследования механизма вытеснения нефти водой из пористой среды

2.5.1 Разработка программы проведения экспериментов

2.5.2 Подготовка моделей пласта и выбор рецептур физико-химических композиций

2.6 Лабораторные исследования возможности доизвлечения микро-остаточной нефти после заводнения для условий пластов

XIII горизонта месторождения Узень

2.7 Основы технологии доизвлечения остаточной нефти из обводненных скважин

2.8 Основы технологии тампонирования обводнившихся интервалов 77 3. ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ

КИСЛОТНЫХ КОМПОЗИЦИЙ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

3.1 Основные направления развития методов кислотного воздействия на призабойную зону скважин

3.2 Кислотная композиция «ХИМЕКО ТК-2» для увеличения продуктивности скважин низкопроницаемых терригенных коллекторов месторождения Узень

3.3 Лабораторные исследования эффективности кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2» >

3.4 Основы технологии увеличения производительности скважин

3.4.1 .Общие положения

3.4.2. Выбор скважин для обработки кислотным составом

ХИМЕКО ТК-2»

3.4.3. Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса

3.4.4. Технология обработки скважин и подготовка рабочих растворов 95 3.4.7. Требования безопасности и влияния на окружающую среду

4. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ XIII ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УЗЕНЬ

4.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

4.1.1 Характер нефтегазонасыщения продуктивного разреза

4.1.2 Уточнение основных параметров пластов эксплуатационных объектов

4.1.3 Показатели неоднородности эксплуатационных объектов месторождения Узень

4.1.4 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов

4.2 Состояние разработки XIII горизонта месторождения Узень

4.3 Анализ динамики показателей разработки XIII горизонта и работы скважин

4.3.1 Особенности разработки XIII горизонта

4.3.2 Особенности поведения добычи нефти и обводненности продукции пласта по скважинам XIII горизонта в сравнении со скважинами Северо-Салымского месторождения

4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения

4.3.4 Признаки проявления свойств смачиваемости коллекторов по изменению добычи нефти и обводнености скважин

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование эффективных технологий доизвлечения остаточной нефти из обводненных пластов на примере XIII горизонта месторождения Узень"

Актуальность темы

Успешное развитие народного хозяйства Казахстана, как указано в послании Президента Н.А. Назарбаева к народу, зависит от состояния и повышения эффективности работы топливно-энергетического комплекса, в котором нефтегазовая промышленность является одной из основных.

Перспективы развития нефтяной промышленности определяются созданием надежной сырьевой базы за счет проведения геолого-разведочных работ, совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений и применения новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов.

В течение последних десятилетий происходило непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности вследствие значительной выработки запасов высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации. В структуре трудноизвлекаемых запасов большую часть занимают остаточные запасы нефти в выработанных залежах, а также запасы в низкопроницаемых коллекторах, залежах высоковязкой нефти и др. В этих ^условиях эффективность эксплуатации месторождений не может быть обеспечена только за счет традиционных методов заводнения. Учитывая, что роль указанных запасов в перспективе будет возрастать, для рентабельной их разработки необходимо создание и применение современных методов и технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Актуальной задачей является поиск и решение проблем доизвлечения остаточной нефти Узеньского нефтяного месторождения Казахстана, где высок удельный вес трудноизвлекаемых запасов.

За 40-летний период эксплуатации почти все его площади вступили в позднюю и завершающую стадии. Значительные запасы по ним уже отобраны, снижаются среднесуточные дебиты нефти по всему фонду скважин при высокой обводненности добываемой продукции. В то же время в его недрах осталось еще более 70% балансовых запасов нефти.

В последние годы для увеличения добычи нефти достаточно широко используется бурение новых и ввод в действие простаивающих скважин, проведение ГРП в больших масштабах, применение современных технологий с использованием полимерных композиций. За последние годы удалось не только остановить падение добычи нефти, но и добиться её роста. Но указанные выше методы направлены на увеличение охвата запасов процессом разработки. Перспективным остается направление на увеличение доли нефти в добываемой обводненной продукции за счет увеличения степени извлечения остаточной нефти.

Важнейшей задачей является повышение нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды с применением эффективных для конкретных залежей методов воздействия на пласт и, в частности, доизвлечения остаточной нефти в промытых зонах пластов.

Цель диссертационной работы

Экспериментальное и геолого-промысловое обоснование технологий доизвлечения остаточной нефти и повышения производительности скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений с терригенными полимиктовыми коллекторами.

Основные задачи исследований

1. Выбор реагентов и экспериментальные исследования эффективности их воздействия на продуктивные пласты месторождения Узень как для увеличения нефтеотдачи, так и для повышения продуктивности и приемистости скважин.

2. Экспериментальные исследования вытеснения сырой нефти (скв. 2352 XIII горизонта) водой из насыпных моделей коллектора, приготовленных из кварцевого песка и молотого керна (скв. 6602 XIII горизонта).

3. Экспериментальные исследования возможности доизвлечения микроостаточной нефти после заводнения продуктивных пластов с применением эффективных реагентов.

4. Лабораторные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств модели коллектора при воздействия кислотной композицией «ХИМЕКО ТК-2».

5. Анализ динамики основных показателей разработки и работы скважин XIII горизонта месторождения Узень по промысловым данным.

6. Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения по результатам промысловых испытаний.

Научная новизна работы

1. Предложена рецептура реагента и обоснована технология для увеличения коэффициента вытеснения для обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень).

2. Обоснована технология для тампонирования обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень) с применением предложенного в работе реагента.

3. Обоснована технология для обработки скважин с целью увеличения продуктивности скважин на основе применения кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2».

4. Впервые использовался молотый не экстрагированный керн из скважины 6602 XIII горизонта для создания насыпной модели частично гидрофобизованного коллектора.

5. Впервые использовалась сырая нефть (скважина 2352 XIII горизонта) в качестве модели, которая по своему составу близка пластовой нефти в заводненных зонах пласта.

6. Исследовано влияние увеличения скорости прокачки воды, через промытую водой насыпную модель из молотого не экстрагированного керна. Установлено что увеличение скорости прокачки воды приводит к росту коэффициента вытеснения нефти, что соответствует проявлению свойств частично гидрофобизованного коллектора.

7. Установлена возможность идентификации проявлений свойств смачиваемости коллектора насыпной модели по динамике выхода нефти и воды из модели.

8. Установлена возможность идентификации проявлений свойств смачиваемости пласта-коллектора по динамике изменения добычи нефти и обводенности продукции скважин.

Практическая значимость Результаты лабораторных исследований и проведенного геолого-промыслового анализа разработки XIII горизонта позволили рекомендовать эффективные реагенты как для доизвлечения остаточной нефти в промытых пластах, так и для повышения продуктивности и приемистости скважин для практического использования на месторождении Узень.

А проба и ия работы

Результаты диссертационной работы и её основные положения докладывались на 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса зРоссии», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г.), а также на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 статей и тезисы доклада на 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г.).

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций и списка использованной литературы. Объем диссертационной

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кожабергенов, Мурат Моканович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Доизвлечение остаточной нефти из обводненных пластов XIII горизонта месторождения Узень и увеличение продуктивности скважин возможно при использовании обоснованных в диссертации технологий.

2. Предложена рецептура реагента и обоснована технология для увеличения коэффициента вытеснения для обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень).

3. Обоснована технология для тампонирования обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень) с применением предложенного в работе реагента - обратной эмульсии.

4. Обоснована технология увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин на основе кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2».

5. Впервые использовался молотый не экстрагированный керн из скважины 6602 XIII горизонта для создания насыпной модели частично гидрофобизованного коллектора и использовалась сырая нефть (скважина 2352 XIII горизонта) в качестве модели, которая по своему составу близка пластовой нефти в заводненных зонах пласта.

6. Установлено что увеличение скорости прокачки воды приводит к росту коэффициента вытеснения нефти, что соответствует проявлению свойств частично гидрофобизованного коллектора.

Выявлены отличительные признаки изменения обводненности и добычи нефти по скважинам Узеньского и Северо-Салымского месторождений, отражающие особенности разработки пластов с преимушественно гидрофильными и гидрофобными свойствами и результаты проведенных экспериментов. Очевидно, при проектировании разработки необходимо учитывать влияние свойств смачиваемости коллекторов на динамику показателей работы скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кожабергенов, Мурат Моканович, Москва

1. Муравьев И.М., Гиматудинов Ш.К., Николаев В.А. Влияние скорости вытеснения нефти водой на нефтеотдачу// Труды МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. М: Недра, 1964. вып.48. с.3-13.

2. Эфрос Д.А. О влиянии перепоса фронта нагнетания на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой. НТС по добычи нефти. Вып.№ 10, Гостоптехиздат, 1960, с.55-60.

3. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. JL: Гостоптехиздат, 1963.

4. Abrams A. The Influence of fluid Viscosity, Interfascial Tension, and Flow Velocity on Residual Oil Saturation Left by Waterflood// SPEJ. October 1975.Vol. 22. N22. p.437-47.

5. Chatzis I.,Kuntamukkula M.S., Morrow N.S. Effect of Capillary Number on the Microstructure of Residual Oil in Strongly Water-Wet Sandstones// SPE Reservoir Eng. 1988. Vol.3.N3.p. 902-912.

6. Chatzis I., Morrow N.S. Correlation of Capillary Number Relationships for Sandstones// SPEJ, October 1984. p.555-62.

7. Chatzis I., Morrow N.S., Lim H.T. Magnitude and Detailed Structure of Reridual Oil Saturation // SPE/DOE. Third Joint- Symposium on Enhanced Oil Recovery of SPE, Tulsa (Ok), April 47,1982, pp.111-121.

8. Leverett M.C. // Trasactions AIME, 1939. Vol. 132. p. 149.

9. Moore T.F., Slobod R.L. The Effecf of Viscosity and Capillarity on the Displacement of Oil by Water//Prod. Monthly .August 1956. p.20-30.

10. Михайлов H.H., Джемесюк A.B. Изучение капиллярно-защемленнойtостаточной нефтенасыщенности/ сб. «Технология и техника методов повышения нефтеконденсатоотдачи пластов». МИНГ им.И.М.Губкина, М., 1987, с 66-72.

11. Михайлов Н.Н., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения , при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. М.: ВНИИОЭНГ, 1983, (Обзорная информация, серия «Нефтепромысловое дело»).

12. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. -М.: Недра, 1992.

13. Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н., Джемесюк А.В., Семенова Н.А. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. -М.: Наука, 1993.- 173с.

14. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.

15. Сургучев M.JI, Синдин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах// «Нефтяное хозяйство», №9,1988, стр.31-36.

16. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998. -365с.

17. Гиматудинов Ш.К, Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.

18. Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В., Кольчицкая Т.Н., Семенова Н.А. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов// М.: ВНИИОЭНГ, 1990. -{Обзор. Информ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»).

19. Wardlaw N.C., Mekellar M. Oil Blob Population and Mobilization of Trapped Oil in Unconsoilidated Packs// Can. J. Chem. Eng. 1985. Vol.63, No4.p.525-532.

20. Weinhardt В., Heinemann Z. Laboratory Investigation of Residual Phase Distribution in Consolidated Sandstones//Aca Geod.et Montanist. Hung. 1985. Vol.l4.p.365-393.

21. Stegemeier G.L. Mechanisms of Entrapment and Mobilization of Oil in Pprous Media// «Improved Oil Recovery by Surfactant and Poiymer Flooding» Editors: D.O.Shah, R.S.Schechter. New York.: Academic Press.p.55-91.

22. Ентов B.M., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. -М.: Недра, 1989,232с.

23. Dullien F.A., Dhavan G.K., Nur Gurak., Babjak L.A. Relatijnship Between Pore Structure and Residual Oil Saturation in Tertiary Surfactant Floods//SPEJ. August 1972. p.289-96.

24. Лесин В.И., Михайлов Н.Н., Сучина Л.С. Использование коллоидных частиц в воде для модификации поверхности порового пространства коллекторов нефти и газа. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 5/2002г.

25. Andersen W.G. Wettadility Literature Survey Part 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability//JPT. 1986. Vol.38,N11.p. 1605-22.

26. Мархасин И.Д. Физико-техническая механика нефтяного пласта. -М.: Недра,1977.

27. Rathmel J.J., Braun Р.Н., Perkins Т.К. Reservoir Waterflood Residual Oil Saturation from Laboratory Tests//JPT.February 1973.p.175-185.

28. Березин E.M., Гизатулина B.B., Шутиков В.И и др. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников пластов девона.// Нефтяное хозяйство, 1982,№6, с.34-37.fi

29. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1987.

30. Дебрандт Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1972,288с.

31. Джемесюк А.В., Михайлов Н.Н. Гидродинамические модели распределения остаточной нефти в пласте. Механика жидкости газа. Изв.РАН, №3,2000г.

32. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. -М.:Недра, 1979г.

33. Элланский М.М. Оценка подсчетных параметров залежей нефти и газа с помощью ЭВМ. М.: ВНИИОЭНГ, 1985г.(Обзорная информация, серия «Нефтегазовая геология и геофизика»,вып4).

34. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978г.

35. Гийом Э., Митеску К.Д., Юлен Ж.П., Ру С. Фракталы и перколяция в пористой среде//Успехи Физических Наук, октябрь 1991г. №10,с 121-128.

36. Головко С.Н., Захарчено Т.А., Романов Г.В. Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка): Сб. тр. Междунар. конф. Казань, ИОФХ КНЦ РАН, 4-8.10.94 - Т.2. - с. 657-662.

37. Курбский Г.П., Романов Г.В., Абушаева В.В. О влиянии вторичных методов добычи нефти на ее состав // Высокомолекулярные соединения добычи нефти: Тез. Докл. Всесоюзин. Совещания. -Томск.- 1985.-с.193-194.

38. Фахретдин^в Р.Н., Ляпина Н.К., Парфенова М.А и др.// Нефтехимия. 1990.-№5.-с. 585-592.

39. Ковалева О.В., Калери Н.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту С\ Мухановского месторождения/139

40. Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Повольжья и Западного Казахстана. -Куйбышев,1988. -с. 99-112.

41. Сургучев МЛ., Горбунов А.Т., Забродин Д.П и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра,1991. - 347с.

42. Анализ текущего состояния разработки месторождения Узень по состоянию на 1.01.2005г // Жанаозен: «Центр технологических исследований «Казмунайгаз», 2005. 195 с.

43. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти игаза и их изучение. М.: «Недра», 1969.-306 с.

44. Школьников B.C. Одна из важнейших задач экономики Республики Казахстан обеспечение потребностей отраслей в топливе и энергии при минимуме затрат. - М.: Нефтяное хозяйство, - 2003. №7. - с. 4.

45. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991.- 224с.

46. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глушенко В.Н., Лерман Б.А. Использование обратных эмульсий в добычи нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.

47. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. JL: Химия, 1981.

48. Стасюк М.Е., Зарипов С.З., Казьмии А.В и др. Влияние буровых растворов на проницаемость трещиноватых пород,- М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1985.

49. Фролов И.Н. Коллоидная химия. М.: Недра,- с. 346-349, С. 374-378.

50. Мирзаджанзаде А.Х и др. О нелинейной фильтрации нефти в слоистых пластах // Нефтяное хозяйство, 1972. №1. - с. 44-48.

51. Алмаев Р.Х., Девятов В.В. Влияние щелочных осадкообразующих составов на изменение проницаемости пород // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1995, № 3. с. 49 - 52.

52. Journal, Нефтегазовая вертикаль, 2003, №18, с.79

53. Щелкачев З.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.:изд. R@C Dynamics, 2001.

54. Глушенко В.И., Кендис М.Ш., Вакуленко Т.Е., Орлова Г.А.Влияние вязкости углеводородной среды и объемного соотношения фаз на свойства обратных эмульсий. Нефтяное хозяйствово. 1985,- № 7.- с. 45-48.

55. Мирзаджанзаде А.Х., Алиев Н.А., Юсифзаде Х.Б и др. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Элм,1997. - 408с.

56. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. - 384с.

57. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. - 168с.

58. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Хабибуллин З.А. Аномально-вязкие нефти. Уфа: УФНИ, 1977. - 109с.

59. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой// Тр. ин-та/ВНИИ. 1958. -Вып.12. - С.331 -360.

60. ОСТ 39-161-83. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих пород. М.: МНП. - 1983. -19с.

61. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. -М.:МНП.-1986.-17с.

62. Дияшев Р.Н. Влияние неньютоновских свойств газа, воды и нефти в пористой среде на результаты исследования скважин по кривым восстановления давления//Нефтяное хозяйство. 1973. №3.

63. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. - 200с.

64. Кабиров М.М., Николаев В.М. Некоторые вопросы разработки залежей аномальных нефтей (на примере Таймарзинского месторождения)//Тр. ин-та УФНИ. Уфа. -1975.-с 135-143.

65. Абрамов В.Н., Ковалев А.Г., Фролов А.И. Экспериментальные исследования фильтрации нефти Узеньского месторождения на142образцах естественной породы. Нефтяное хозяйство. 1967, №8. с. 61-64.

66. Оценка начальной и остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов месторождения Узень по результатам исследования керна / Мельникова Ю.С., Юрчак В.П., Ефремова J1.H и др. Тр. КазНИПИнефти, вып. 8,1981, с. 19 - 21.

67. Балакин В.В., Губанов В.Б., Соболев К.А. Экспериментальные исследования эффективности довытеснения нефти раствором биополимера (продукт БП-92) в зависимости от свойств нефти. -Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2004, №8. с. 29 32.

68. Рахимкулов И.Ф и др. Лабораторные и опытно-промышленные исследования по применению загустителей воды с целью увеличения нефтеотдачи. Труды УФНИИ, вып. 24, Уфа, 1968, с. 302 -310.

69. Кундин С.А., Аллахвердиева Р.Г., Борисов Ю.П и др. Экспериментальные исследования фильтрации парафинистых нефтей. НТС «Теория и практика добычи нефти». М.: Недра, 1971. -с. 95- 107.

70. Зайцев В.М., Магадова Л.А., Губанов В.Б., Кожабергенов М.М. Лабораторные исследования вытеснения сырой нефти водой и анализ разработки XIII горизонта Узеньского месторождения. М.: «Нефть, газ и бизнес», 2006г. №5. - с. 64-68.

71. Магадова Л.А., Силин М.А., Тропин Э.Ю и др. Кислотная композиция «Химеко ТК-2» для низкопроницаемых терригенных коллекторов. «Нефтяное хозяйство». - 2003. - №5. с.80 - 81.

72. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2001. - 184с.