Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах"

На правах рукописи

УДК 622.276 6

г/

БАТРАШКИН ВАЛЕРИЙ ПЕТРОВИЧ

ОПТИМАЛЬНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ЗАВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ В ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ

СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук

ООЗОББЗТЗ

Уфа-2007 г.

003065373

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью научно-производственном объединении "Нефтегазтехнология" (г. Уфа, Башкортостан)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

кандидат технических наук, Манатов Тимур Фанузович

доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич

Ведущая организация:

кандидат технических наук Чижов Александр Петрович

ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 4 октября 2007 г. в 1530 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г Уфа, пр Октября, д. 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ТУП "ИПТЭР")

Автореферат разослан 3 сентября 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета /¿А^.

кандидат технических наук —-Г Худякова Л.П

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Выработка остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях неоднородного коллектора и относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов, традиционными методами характеризуется низкими технико-экономическими показателями При этом сложившиеся системы разработки месторождений становятся малоэффективными. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Вместе с тем, не определены или не обоснованы оптимальные параметры технологий селективной водоизоляции, что не позволяет использовать все преимущества данных методов увеличения нефтеотдачи Поэтому определение оптимальных параметров технологий селективной водоизоляции и создание новых подходов по применению этих технологий является актуальной проблемой для разработки нефтяных месторождений.

Дель работы. Повышение эффективности действующих систем заводнения на основе оптимального применения технологий селективной водоизоляции заводненных пластов.

Основные задачи исследований. 1. Анализ существующих технологий селективной водоизоляции и результатов их применения на нефтяных месторождениях

2 Определение на основе математического моделирования оптимальных условий применения технологий селективной изоляции обводненных слоев, как со стороны нагнетательной, так и со стороны добывающей скважин

3 Анализ разработки и состояние выработки запасов нефти пластов АВ!1"2, АВ1, АВ2-з Самотлорского месторождения в районе блока §13-04 и определение стратегии повышения эффективности действующей системы заводнения.

4. Разработка методики определения оптимальных критериев применения технологий селективной водоизоляции выработанных пластов

Методы исследований Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных

исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний

разработанных технологий.

Научная новизна выполняемой работы.

1. Применение технологий селективной водоизоляции в добывающих скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков воды в низкопроницаемый нефтенасыщенный слой. При изоляции заводненного высокопроницаемого слоя в призабойной зоне добывающей скважины возникает аналог «водяного» конуса, в результате чего часть подвижных запасов нефти остается отсеченной от нефтеизвлечения зоной с ухудшенными фильтрационными характеристиками для движения нефти

2 Применение потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков нефти в высокопроницаемый заводненный слой

3 На основе численного эксперимента определены оптимальные условия применения технологий селективной водоизоляции выработанных продуктивных слоев.

4 Сопоставление потокотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН).

5 Разработана методика определения оптимальных параметров применения технологий селективной изоляцию обводненных слоев

Основные защищаемые положения.

1. Научно-методические основы определения оптимальных критериев применения технологий селективной изоляции заводненных пластов, как со стороны добывающих, так и со стороны нагнетательных скважин.

2. Новые подходы к применению технологий селективной водоизоляции на послойно-неоднородных частично заводненных коллекторах

3 Критерии эффективного применения технологий селективной водоизоляции на послойно-неоднородных частично заводненных коллекторах

Практическая ценность и реализация работы.

1 Результаты диссертационной работа использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Самотлорского месторождения

2 Внедрение разработанных подходов по применению технологий СВИ и ПОТ для вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов на Самотлорском месторождении позволило получить

1.115 тыс.т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом в 2.1 млн.руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2007 гг.), Научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 2005-2006 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2005-2006 гг.), в нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2002 - 2006 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, из них 5 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна статья опубликована без соавторов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 108 наименований Работа изложена на 174 страницах, в том числе содержит 17 таблиц, 78 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по существующим технологиям селективной водоизоляции промытых зон пластов, включая потокоотклоняющие технологии.

Большие возможности увеличения нефтеотдачи с применением физико-химических методов воздействия на пласты, разрабатываемые с заводнением, отмечались еще в середине прошлого века в работах Г.А. Бабаляна, А.П. Крылова, ИЛ. Мархасина и др.. В последующие годы необходимость и перспективность применения комбинированных технологий (заводнение + физико-химия) отмечаются в трудах М.Л Сургучева, Г Г. Вахитова, В.Е. Гавуры, А Т. Горбунова, Ю.П. Желтова, Ю.В. Желтова, Р.Х. Муслимова, И.Т. Мищенко, Ю.В. Зейгмана, Ю.В. Антипина, А А. Боксермана, С А. Жданова, А.Д. Мухарского, В Д. Лысенко, Р.Г. Фазлыева, М.М. Кабирова, Р С. Хисамова, Р.Р. Ибатуллина, А.Я. Хавкина, Б.Т.Баишева, Ю.А. Поддубного, А.Х. Шахвердиева, В.Г Султанова, З.А.Хабибуллина, И.Ф Глумова, А.Ш. Газизова, Н.И. Хисамутдинова, А Г. Телина, В.Е Андреева, Ю.А.

Котенева, Р.Н. Дияшева, ЮЕ. Батурина, Г И Григоращенко, И.А Швецова и других исследователей

Эффективное проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также напрямую связанные с этим вопросы регулирования объемов и профилей закачки воды в нагнетательные скважины, являются в настоящее время главенствующими в обеспечении высоких показателей выработки запасов нефти При этом приоритетными направлениями совершенствования данного круга вопросов выступают следующие общие задачи, неразрывно связанные между собой:

• повышение адресности проведения данного вида работ в продуктивном пласте, направленной на изоляцию наиболее промытых и выработанных участков пласта,

• повышение эффективности существующих технологий водоограничения, тампонирующих составов и специальных добавок, устройств и способов по ограничению водопритоков;

• общего повышения эффективности системы заводнения на основе ограничения подвижности пластовых вод и смены направлений фильтрационных потоков.

К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов Технологии ограничения водопротока должны обладать селективностью воздействия на промытые водонасыщенные интервалы, сохраняя коллекторские свойства нефтенасыщенной части продуктивного пласта, иметь высокую фильтруемость в пористой среде для создания изолирующего потокоотклоняющего экрана заданного радиуса действия; быть устойчивыми к воздействию пластовых флюидов, температуры и давления, а также технологических жидкостей, обладать высокой адгезией к горной породе, трубам и цементному камню, компоненты, входящие в состав изолирующих композиций, должны быть доступны, нетоксичны и безопасны.

Как показано в разделе, наиболее перспективными для применения являются водоизоляционные технологии, основанные на использовании полимерных составов, силикатов и алюмосиликатов, кремнийорганических соединений

Значительное разнообразие представленных методов, подходов и технологий не свидетельствует о том, что все они с равной долей успешности могут быть применены на любых залежах нефти Напротив, промысловый опыт свидетельствует, что уровень эффекта от внедрения

технологий и методов ограничения водопритока носит неравномерный характер - от резкого и значительного улучшения промысловых характеристик до отсутствия эффекта по отдельным скважинам и участкам.

На основе проведенного анализа выявлена высокая степень зависимости эффективности реализации заводнения с сопровождающими изоляционными работами от особенностей геологического строения коллектора. Карбонатные коллектора с развитой трещинной системой требуют иную организацию закачки и потокоотклоняющих технологий, нежели водоплавающие залежи с активной подошвенной водой. Технологии, показывающие высокую эффективность на терригенных залежах Урало-Поволжья, ограниченно применимы для полимшсговых коллекторов Западной Сибири с повышенным глиносодержанием цемента. При этом сочетание нескольких осложняющих выработку запасов факторов требует разработки дополнительных технологических решений.

Все вышесказанное свидетельствует о важности проблемы получения критериев успешной применимости водоизоляционных технологий в зависимости от уровня выработки запасов, степени геологической неоднородности отдельных пропластков коллектора, обширности (протяженности) зон, подвергаемых обработке.

Таким образом, вопросы теоретического исследования адресности и обоснованности назначения и проведения технологий ограничения водопритока в зависимости от особенностей геологического строения каждого из рассматриваемых объектов сохраняют свою актуальность и требуют дальнейшего развития.

Во второй главе приведены результаты теоретических исследований по определению оптимальных условий применения технологий селективной водоизоляции промытых областей коллектора.

Исследования проводились на математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Для простоты будем считать, что пласт однороден по своей мощности, пористости и начальной нефтенасьпценности и состоит из двух слоев с различной проницаемостью. Пусть процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости модели "black oil". Предположим, что движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода. Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели Предполагается, что длина пласта 1^=400 м, толщина Lz=10 м, абсолютная проницаемость низкопроницаемого слоя составляет Ki=0.1 мкм2, а высокопроницаемого - 1 мкм2. Соотношение продольной (вдоль х) и поперечной (вдоль z) проницаемостей (анизотропия проницаемости) Кх/Кг=10 Соотношение вязкостей нефти и воды

/и0I /и^ -10. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы равны = 3 7Л0ГшПа, Д,=5.7 10~шПа. Д. = 4 5 \<ГкПа Пористость - 0.24 д.ед. Начальное пластовое давление р0=1.15-107 Па, давление на входе в пласт (нагнетательная скважина) -1.5р0, на выходе из пласта (добывающая скважина) - 0.5р0 Масштаб времени: 1 отн. ед соответствует 1.06 сут. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0 95 д ед )

На рисунке 1 показана профильная линейная модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Изолиниями показано поле давления, цветом - поле водонасыщенности Справа на рисунке расположена нагнетательная скважина, слева - добывающая

Рассмотрим применение селективной изоляции обводненного пропластка со стороны добывающей скважины. Предположим, что применение селективной водоизоляционной технологии приводит к моментальному снижению проницаемости заводненного высокопроницаемого слоя модельного пласта в области радиуса К (отсчитывается от стенок добывающей скважины) Будем рассматривать случаи, когда применение водоизоляционной технологии происходит при достижении некоторой обводненности добываемой продукции скважины. На рисунке 1 представлены динамики полей давления и водонасыщенности для случаев, когда при «стартовой» обводненности равной 0.5 д.ед. изолируется область высокопроницаемого коллектора с радиусом равным 0.1 д.ед (призабойная зона добывающей скважины) Анализ полученных рисунков показывает, почему задачи, связанные с применением технологий селективной водоизоляции (СВИ), имеют очень много общего с проблемами разработки водонефтяных зон месторождений. Действительно, на рисунке 1 показано, что в результате применения технологии СВИ в области добывающей скважины, фронтальное вытеснение нефти водой заменяется вертикальным. При этом в призабойной области возникает водяной конус Часть подвижных запасов нефти остается отсеченной обводненными участками коллектора, характеризующимися повышенным фильтрационным сопротивлением для движения нефти

Проделанные численные эксперименты позволили установить обобщенные зависимости ряда параметров разработки от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на скважинах применяется изоляция заводненного слоя.

Рисунок !. Динамика полей давления и водонасыщенности (первый вариант). «Стартовая» обводненность - 0.5 д.ед. ЯЮ.! д.ед. Поля получены для моментов времени а- 20, б- 22.5, в- 25, г-50. д- 100, е- 165 отн.ед..

Зависимость КИН от параметров применения технологии СВИ (рисунок 2) показывает, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. Максимальный КИН соответствует случаю, когда при полностью выработанных запасах нефти вы со ко проницаемого слоя («стартовая» обводненность равно 90 %) в результате СВИ изолируется значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя. Необходимо отметить, что зависимость от «стартовой» обводненности ярко выражена при больших изолируемых объемах заводненного слоя и практически отсутствует при применении СВИ, затрагивающих лишь пртабойную зону пласта.

Рисунок 2. Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при шторой применяется технология СВИ. К; =0.1 мкм2, К2=1.0мкм3

Аналогично были проделаны численные эксперименты по применению пото ко отклоняющих технологий со стороны нагнетательной скважины. Они позволили установить обобщенную зависимость КИН от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на нагнетательной скважине применяется гтото ко отклоняющая технология (рисунок 3).

Рисунок 3. Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, лри которой применяется технология ПОТ. К;=0.1 мкм2, К2=1.0 мкм*

Зависимость КИН от параметров применения ПОТ показывает, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. При этом зависимость от «стартовой» обводненности становится заметной только при значениях радиуса области снижения проницаемости высокопроницаемого слоя более 0.4 отн.ед. Зависимость КИН от И более выражена, при этом имеется максимум КИН при значении 11=0.4 отн.ед. и значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 д.ел. Наличие максимума связано с тем, что при значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 для К>0.4 в изолируемую область коллектора попадает часть подвижных запасов нефти, которые остаются не извлеченными.

Сопоставление потокотклоняющих технологий и технологий селективной водо изоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопронииаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН).

При этом необходимо помнить, что применение селективной ВОПОШОЛ.ЯШИ многократно увеличивает срок разработки залежи нефти в связи с падением темпов отбора нефти (уменьшение продуктивности пласта).

В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки объектов применения нового подхода к технологиям водоограничения - пластов АВ11"2, АВ]~, АВ2.:: Самотлорского месторождения.

Особенностью геологического строения названных выше пластов является их высокие послойная V"! и зональная V г неоднородности проницаемостных свойств коллектора. На рисунке 4 приведено сравнение показателей неоднородности коллектора названных пластов.

□ ¥21

АВ11-2 А61Э АВ2-3

Рисунок 4. Сопоставление показателей неоднородности пронипаемостных свойств коллектора пластов АВ]'"2, АВ,". АВ2.? Самотлорского месторождения в районе блока glЗ_04.

Для оптимизации системы разработки залежи, основой анализа выработки запасов должны быть точные данные о геологическом строении месторождения, распределении балансовых, подвижных и начальных извлекаемых запасов нефти по пластам и по площади. Все это требует дальнейшей детализации геологического строения залежи до уровня "скважина-пролласток".

С помощью изложенного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти

пластов АВ11"2, АВД АВ2.з Самотлорского месторождения в районе блока §13_04 Структуризация запасов проводится по следующим основным показателям, проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС.

Анализ полученных распределений позволяет сделать следующие заключения. Подавляющий объем геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ11"2 сосредоточен в коллекторах с проницаемостью менее 0 01 мкм2, что творит о низкой продуктивности данных коллекторов Запасы нефти, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах (менее 0 01 мкм2), существенны и составляют 47% На долю пластов с повышенной проницаемостью (для АВ11"2) приходится менее 20 % всех запасов пласта (в рассматриваемой области месторождения) Для пластов АВ13, АВ2.3 характерно сосредоточение подавляющей доли запасов нефти в коллекторах с проницаемостью более 0.1 мкм2 — пласт АВ13 - 88 % всех геологических и 94 % начальных извлекаемых запасов, пласт АВ2.3 - 93 % и 97 %, соответственно. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов (более 0 5 мкм2) в пласте АВ/ приходится 44 4% геологических и 56 7 % начальных извлекаемых запасов нефти Для пласта АВ2.3 эти значения составляют 47% и 58 9 %, соответственно

Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 2 и более раз, находятся подавляющие объемы нефти - 95 3 % всех геологических и около 95 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ11"2, около 92% всех геологических и 87 5 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ^ (рисунок 5) и около 99 % всех геологических и начальных извлекаемых запасов пласта АВ2.3. Для сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) доля начальных геологических и извлекаемых запасов составляет для пласта АВ11"2 - около 24 и 16 %, соответственно, для пласта АВ!3 - около 36 и 22 %, для пласта АВ2.3 — около 55 и 41 %. Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев данных пластов выработка запасов происходит крайне неравномерно В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющие, нестационарные технологии) может дать значительный технологический эффект

Поэтому система разработки для выработки запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов пластов АВ15"2, АВ/, АВ2_3 должна быть сформирована с учетом выше изложенных соображений

интервалы изменения послойной неоднородности, сгто.ед.

Рисунок 5, Распределение начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ,~ Самотлорского месторождения в районе блока §13_04 по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора.

Проделанный анализ состояния разработки пластов АВ, АВ,". АВ2_3 в районе блока § 13 04 Самотлорского месторождения позволяет сделать следующие выводы.

1. Сформированная система разработки рассмотренных пластов Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно эффективную выработку запасов данных объектов. однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД предопределила их неравномерную выработку на текущий момент времени.

2. Рассмотренные эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении пластов АВ,''. АВЫ Малые показатели вовлеченности запасов в пронесс дренирования при значительных объемах закачки и низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутной воды и повышения охвата

60 50 40 30 20 10 о

более 1

ОТ0.1 ДО 1

извлекаемые запасы подвижные зэпзсы балансовые запасы

менее 0.1

пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций

3 При высоком уровне неоднородагости коллекторов и наличии

гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками, для увеличения охвата заводнением необходимо применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, таких как нестационарное воздействие, потокоотлоняющие технологии.

Все это указывает на необходимость:

• повысить текущие темпы отбора запасов нефти путем повышения эффективности работы нагнетательного фонда,

• провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации кинжальных прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах, путем определения оптимальных объемов изолируемых заводненных пластов с использованием ранее обоснованных тампонирующих составов;

• повысить эффективность закачки вытесняющего агента, реализуемый коэффициент охвата процессом дренирования через организацию системы нестационарного заводнения;

• провести работы по разукрупнению совместного фонда и повышению эффективности выработки запасов залежей путем использования самостоятельных сеток скважин

Таким образом, рассмотренные пласты являются «идеальными» объектами для разработанных в работе новых подходов к применению технологий водоизоляции промытых интервалов пласта

В четвертой главе изложены основные положения нового подхода к применению технологий водоизоляции, методики выбора объектов для их применения и дается оценка технико-экономического эффекта от внедрения на Самотлорском месторождении

При обосновании выделения добывающих и нагнетательных скважин для реализации технологий водоограничення, учитываются следующие геологические, промысловые и технологические критерии

1 В рамках рассматриваемого месторождения, залежи или участка выделяются скважины с повышенным уровнем обводненности (в общем случае - более 80-90 %).

2 По выделенным добывающим скважинам, для полной уверенности в идентификации перфорированного пласта (интервала) как источника обводнения, желательно проведение дополнительных исследований герметичности крепи скважин и подтверждение отсутствия заколонных перетоков. В случае выявления скважин с негерметичным камнем или обсадной колонной, необходимо

проведение РИР с последующими повторными исследованиями, отбором проб жидкости, изучением ее состава

3. Помимо заколонных перетоков, возможными источниками роста обводнения могут служить подтягивание законтурной или подошвенной пластовых вод, поступление на забой закачиваемой воды В первых двух случаях значимого изменения солевого состава попутно добываемой воды происходить не будет В случае поступления «чужой» воды, при отличии ее состава от состава вод рассматриваемого пласта, произойдет изменение содержания солевого состава по одному или нескольким признакам, причем изменения могут происходить как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения концентраций

4 Из ряда выше выделенных скважин высокой обводненности, обводиившихся закачиваемой водой, формируется список добывающих скважин с повышенной плотностью текущих подвижных (дренируемых + недренируемых существующей системой разработки) запасов. Выделение таких скважин осуществляется на основе карт текущих подвижных запасов, построенных по каждому из рассматриваемых пластов Проведение рекомендуемых ГТМ по применению ПОТ и СВИ имеет смысл в первую очередь именно на скважинах с повышенной плотностью текущих запасов для получения максимальной технологической эффективности не только по сокращению объемов попутно добываемой воды, но и по приросту дополнительно добытой нефти.

5 Данным добывающим скважинам ставятся в соответствие близлежащие к ним действующие нагнетательные скважины, т е формируется первичный расширенный список пар скважин «нагнетательная - добывающая»

6 Сформированные пары скважин последовательно рассматриваются на предмет наличия в перфорированных интервалах каждой из них вскрытого пропластка с повышенной проницаемостью, в несколько раз превышающей среднюю проницаемость остального пласта

7 Дополнительным аргументом в пользу выбора добывающей скважины для реализации технологии является ее высокий (по отношению к окружающим скважинам) дебит по жидкости. Данный показатель с одной стороны косвенно подтверждает наличие в перфорированном разрезе скважины обводненного высокопродуктивного пропластка, а с другой свидетельствует о потенциально высокой эффективности проведения технологии с точки зрения сокращения объемов попутно добываемой воды.

8 При принятии решения о реализации технологии по каждой из добывающих скважин должен учитываться текущий уровень пластового давления по данной скважине. Высокие значения текущих

пластовых давлений по действующим добывающим скважинам подтверждают наличие хорошей гидродинамической связи зон дренирования данных скважин с окружающими нагнетательными скважинами и свидетельствуют о потенциально высокой эффективности проведения на них комплексных водоизоляционных работ

9. При выделении нагнетательных скважин, оказывающих превалирующее влияние на характер обводнения рассматриваемой добывающей скважины, учитывается проведенная в настоящей работе классификации уровня гидродинамической связанности (рангового коэффициента корреляции Спирмена) между нагнетательными и окружающими (реагирующими) добывающими скважинами. Теснота связи при этом оценивается по т.н «шкале Чеддока», позволяющей каждой рассматриваемой паре присвоить одно из шести уровней степени взаимосвязи, «весьма высокая», «высокая», «заметная», «умеренная», «слабая», «нет связи».

Согласно представленным в работе теоретическим исследованиям оптимальных условий применения потокоотклоняющих (селективной водоизоляции) технологий максимальный эффект (КИН) достигается в условиях изоляции наибольшей области заводненного коллектора. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем выше выработка высокопроницаемого пласта Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки тампонирующих составов, являются экономические критерии, определяемые стоимостью реагентов и сопутствующих работ

В разделе приводится порядок расчета оптимальных (с точки зрения экономических критериев) объемов изоляции заводненного высокопроницаемого слоя.

Предлагаемые подходы к применению технологии СВИ были реализованы на добывающей скважине № 25864 Самотлорского месторождения Скважина эксплуатирует единым фильтром пласты АВ^ и АВ2_з, средние проницаемости которых отличаются более чем в 20 раз К моменту перевода скважины в бездействие в октябре 2005 г обводненность добываемой продукции составила 98.3% Дебит по жидкости составлял 62 т/сут, дебит нефти - 1 т/сут Проведенные исследования и анализ выработки запасов нефти в зоне дренажа скважины показал, что пласт АВД состоящий из высокопроницаемого пропластка и нескольких низкопроницаемых слоев, заводнен неравномерно Эффективные мощности низкопроницаемой и высокопроницаемой частей коллектора приблизительно равны и составляют 4 6 и 4 3 м, соответственно Т к. проницаемости низкопроницаемых слоев пласта АВ)3 сравнимы со средней проницаемостью АВ2.3, то было принято решение о селективной водоизоляции высокопроницаемых слоев пласта АВ,3

К моменту останова скважины ее начальные извлекаемые запасы составляли 6970 т нефти. При этом была достигнута предельная обводненность и предельная величина дебита нефти. Согласно расчетам, проделанным для данной скважины, была получена зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от величины изолируемой области в условиях «стартовой» обводненности добываемой продукции равной 98 %. Данная зависимость приведена на

радиус изолируемой области высокопроницаемого слоя, м

Рисунок 6. Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя пласта АВх скважины №25864 Самотлорского месторождения.

В результате моделирования применения СВИ с различным значением радиуса изолируемой зоны высокопроницаемого слоя были получены динамики объемов добычи нефти и жидкости и просчитаны экономические показатели. Накопленный чистый дисконтированный доход предприятия (НЧДД) определялся за год Экономические нормативы брались усредненными за год но фактическим данным деятельности предприятия.

В результате расчетов экономических показателей для разных вариантов изоляции обводненного слоя была получена зависимость НЧДД от радиуса изолируемого высокопроницаемого пропластка (рисунок 7.).

Т к затраты на проведение технологии возрастают по закону, близкому к квадратичному, а приращение запасов (технологический эффект) изменяются практически по линейному закону, то, как видно на рисунке, в зависимости НЧДЦ от Я имеется максимум, положение которого для данного случая соответствует 11=20 м

радиус изолируемой области высокопроницаемого слоя, м Рисунок 7 Зависимость НЧДД от параметра технологии - радиуса изолируемой области высокопрониыаемого слоя.

Исходя из получения максимального экономического эффекта, были рассчитаны объемы изолируемого пропластка, определены необходимое количество агентов и трудозатраты на проведение технологии

По предложенному подходу на скважине № 25864 была проведена технология селективной водоизоляции с применением агента РИТИН-Ю

На рисунке 8 показана динамика основных показателей разработки скважины № 25864 до и после применения СВИ. Красная черта указывает дату проведения ГТМ. Хорошо видно, что применение СВИ привело к увеличению добычи нефти, снижению обводненности продукции более чем на 20 %

Определение технологической эффективности применения СВИ на скважине № 25864 Самотлорского месторождения показало, что за 12 месяцев в период 06 2006 - 05 2007 по данной скважине дополнительно добытая нефть составила 1115 т При этом снизился объем попутно добываемой воды на величину 18430 т. На 01 05 2007 года экономическая эффективность от ГТМ по данной скважине составила 2.1 млн.руб

год, месяц

Рисунок 8. Динамика показателей разработки скважины № 25864 Самотлорского месторождения до и после применения технологии СВИ.

Основные выводы и рекомендации

1 Проделанный в работе анализ показал, что в целом наиболее перспективными для применения в технологиях СВИ и ПОТ являются водоизоляционные технологии, основанные на применении-

• полимерных составов,

• силикатов и алюмосиликатов;

• кремнийорганических соединений.

2 Проведенный анализ эффективности разработки пластов АВ11"2, АВ^

и АВ2.з в районе блока §13_04 Самотлорского месторождения указывает на необходимость

• повысить текущие темпы отбора запасов нефти путем повышения эффективности работы нагнетательного фонда;

• провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации кинжальных прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах, путем разработки и использования оптимальных критериев технологий селективной водоизоляции с использованием ранее обоснованных тампонирующих составов;

3 Проведенные теоретические исследования показали, что применение технологий СВИ в добывающих скважинах приводит к

инициированию вертикальных перетоков воды из заводненного слоя в низкопроницаемый нефтенасыщенный слой При изоляции заводненного высокопроницаемого слоя в призабойной зоне добывающей скважины возникает аналог «водяного» конуса, в результате чего часть подвижных запасов нефти остается отсеченной от нефтеизвлечения зоной с ухудшенными фильтрационными характеристиками д ля движения нефти.

4. Исследование процессов нефтевытеснения на послойно неоднородной по проницаемости модели показало, что максимальными значениями КИН характеризуются варианты применения СВИ, предусматривающие изоляцию наибольшей области заводненного коллектора При этом коэффициент нефтеотдачи выше для варианта, в котором СВИ проводится при максимальной выработке высокопроницаемого пласта Определена оптимальная «стартовая» обводненность продукции скважины, при которой необходимо проведение СВИ.

5 Применение потокооткдоняюпшх технологий в нагнетательных скважинах скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков нефти в высокопроницаемый заводненный слой. При этом увеличение КИН (относительно базового варианта) сильно зависит от условий применения ПОТ Значительное увеличение КИН наблюдается в случаях, когда воздействию ПОТ подвергается значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя, при этом КИН тем выше, чем выше выработка изолируемого слоя

6. Сопоставление потокоткяонякяцих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН)

7 Предложена методика определения оптимальных параметров применения технологий СВИ с учетом экономических показателей Показан порядок принятия решения о возможной эффективности применения технологии СВИ и описана процедура проведения технологии на неоднородных коллекторах.

3 Разработанные подходы применены на практике при определении оптимальных параметров технологии СВИ На скважине № 25864 Самотлорского месторождения за 12 месяцев в период 06 2006 -05.2007 получено дополнительно добытой нефти 1115 т При этом снизился объем попутно добываемой воды на величину 18430 т. Экономический эффект от применения оптимальных параметров технологии составил 2 1 млн руб

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих

публикациях

1. Обиход А.П., Батрашкин В.П., Титов А.П., Гильманова Р.Х, Сарваретдинов Р Г., Владимиров В.В Методика построения корреляционных разрезов для уточнения геологической модели нефтяного месторождения. Уфа. Изд-во ООО «Выбор» -2005 г., 26 с

2. Батрашкин В П., Титов А.П, Закиркин В.А., Сарваретдинов Р.Г, Гильманова Р.Х. О неравномерности распределения структуры запасов по разукрупненным участкам и состояние их выработки на Самотлорском месторождении. НТЖ Нефтепромысловое дело. М..ВНИИОЭНГ - 2007- №8. - С. 17-23.

3. Батрашкин В.П. Алгоритмы выбора скважин для применения комбинированного воздействия со стороны нагнетательной и добывающей скважин на неоднородные нефтенасыщенные пласты НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности М.:ВНИИОЭНГ - 2007- №9. - С.33-38

4. Батрашкин В.П., Титов А.П., Манапов Т.Ф, Владимиров ВВ, Владимиров И.В, Тюфякова О.С. Исследование влияния послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора на технологические показатели разработки нефтяной залежи. НТЖ Нефтепромысловое дело. М. ВНИИОЭНГ - 2007- №7. - С.15-18.

5. Гумаров Н.Ф., Таипова В А., Манапов Т.Ф, Владимиров И.В, Батрашкин В.П., Титов А.П Гидроразрыв пласта как эффективный метод интенсификации притока нефти и регулирования приемистости Сборник научно-технических статей НГДУ «Альметьевнефть» по нефтепромысловой тематике. Уфа.-Монография -2007 -С.19-29.

6. Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров ИВ., Манапов Т.Ф., Батрашкин В П., Титов А.П. Оптимальные условия применения потокоотклоняющих технологий в нагнетательной скважине при разработке частично заводненного пласта НТЖ Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ - 2007- №5. - С.25-34.

7. Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В, Манапов Т.Ф., Батрашкин В.П., Титов А.П. Повышение эффективности применения потокоотклоняющих технологий с целью ограничения отбора воды Сборник научно-технических статей НГДУ «Альметьевнефть» по нефтепромысловой тематике. Уфа.-Монография.-2007.-С.51-67.

8. Батрашкин В.П. Алгоритмы выбора скважин для применения комбинированного воздействия со стороны нагнетательной и добывающей скважин на неоднородные нефтенасыщенные пласты. НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности М. ВНИИОЭНГ - 2007 -№ 9. - С.33-37

Соискатель

В П. Батрашкин

Лицензия №223 от 03 08.2000 г. Подписано к печати 27.08.2007 г. Формат 60x84/16 Бумага типографская № 1 Компьютерный набор. Печать офсетная. Усл.-печ. д 136 Тираж 100 экз. Заказ № Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Батрашкин, Валерий Петрович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗУЕМЫХ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА.

1.1. Современные представления о возможностях регулирования параметров систем заводнения путем использования различных технологий водоизоляции.

1.2. Основные классы тампонирующих материалов, применяемых для ограничения водопритока в скважинах.

1.3. Выводы.

ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ СЕЛЕКТИВНОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ И ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ В РАЗРАБОТКЕ ЧАСТИЧНО ЗАВОДНЕННЫХ ЗОН МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

2.1. Математическая модель фильтрации пластовых флюидов в частично заводненной зоне нефтяного пласта.

2.2. Определение оптимальных условий применения водоизоляционных технологий в добывающей скважине при разработке частично заводненного пласта.

2.3. Оптимальные условия применения потокоотклоняющих технологий в нагнетательной скважине при разработке частично заводненного пласта.

2.4. Выводы.

ГЛАВА 3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ АВ,1'2, АВ,3, АВ2-з САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1. Геологическое строение продуктивных пластов АВ,1"2, АВ,3, АВ2.з Самотлорского месторождения в районе блока

§ 13 -04.

3.2. Детализация строения залежей нефти. Методические основы построения карт плотности начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти.

3.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.

3.4. Выводы.

ГЛАВА 4. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНОЛОГИЙ СЕЛЕКТИВНОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ НА ПЛАСТАХ АВ,1"2, АВ,3, АВ2.3 В РАЙОНЕ БЛОКА д1304 САМОТЛОРСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

4.1 Обоснование рекомендуемых ГТМ и методика выбора скважин для реализации потокоотклоняющих технологий и технологий селективной изоляции заводненных пластов.

4.2. Оценка степени взаимодействия пар «нагнетательная - добывающая» скважин для выбора объектов применения комбинированного воздействия на неоднородные нефтенасыщенные коллектора.

4.3. Определение оптимальных объемов изоляции заводненного слоя и порядок применения технологий селективной водоизоляции в добывающих и нагнетательных скважинах. Опыт применения разработанных подходов.

4.4. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах"

Основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение нефтяных пластов. Хорошо известно, что охват пласта заводнением во многом зависит от особенностей геологического строения месторождений, неоднородности пласта, физико-химических свойств пластовых жидкостей и эффективности системы заводнения. Из них наиболее существенное влияние оказывает проницаемостная неоднородность. Низкий процент извлечения нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки.

Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80.90 %. При этом эффективность гидродинамических методов резко снижается, хотя суммарный отбор нефти не превышает 40.50 % извлекаемых запасов нефти. При всех гидродинамических методах, несмотря на прокачивание огромного количества воды, значительная часть геологических запасов остается в недрах вследствие непроизводительной фильтрации закачиваемых вод в продуктивном пласте. Все это является следствием образования обширных промытых зон в коллекторе, что не позволяет рационально использовать энергию закачиваемых вод для вытеснения нефти из пласта.

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении являются ограничения фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. В настоящее время этот принцип воздействия на пласты широко используется на месторождениях России. Наиболее эффективными из этих технологий являются те, которые одновременно с увеличением охвата пласта воздействием повышают коэффициент вытеснения. В то же время следует отметить, что значительная часть трудноизвлекаемых запасов нефти в слабопроницаемых пропластках, линзах, тупиковых зонах нефтеводонасыщенного коллектора остается «недоступной» для гидродинамических и физико-химических методов.

Большие возможности увеличения нефтеотдачи с применением гидродинамических, физико-химических, физических, микробиологических и других прогрессивных методов воздействия на пласты, разрабатываемые с заводнением, отмечаются в трудах M.JI. Сургучева, Г.Г. Вахитова, В.Е. Гавуры, А.Т. Горбунова, Ю.П. Желтова, Ю.В. Желтова, Р.Х. Муслимова, И.Т. Мищенко, Ю.В. Зейгмана, Ю.В. Антипина, A.A. Боксермана, С.А. Жданова, А.Д. Мухарского, В.Д. Лысенко, Р.Г. Фазлыева, М.М. Кабирова, P.C. Хисамова, P.P. Ибатуллина, А.Я. Хавкина, Б.Т.Баишева, Ю.А. Поддубного, А.Х. Шахвердиева, В.Г. Султанова, З.А.Хабибуллина, И.Ф. Глумова, А.Ш. Газизова, Н.И. Хисамутдннова, А.Г. Телина, В.Е.Андреева, Ю.А. Котенева, Р.Н. Дияшева, Ю.Е. Батурина, Г.И Григоращенко., И.А.Швецова и других исследователей.

Результаты этих работ показывают, что методы повышения нефтеотдачи пластов с различными механизмами воздействия на продуктивные пласты являются одним из определяющих средств совершенствования заводнения, которые способствуют извлечению нефти из объектов с трудноизвлекаемыми запасами.

Актуальность проблемы.

Выработка остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях неоднородного коллектора и относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов, традиционными методами характеризуется низкими технико-экономическими показателями. При этом сложившиеся системы разработки месторождений становятся малоэффективными. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Вместе с тем, не определены или не обоснованы оптимальные параметры технологий селективной водоизоляции, что не позволяет использовать все преимущества данных методов увеличения нефтеотдачи.

Поэтому определение оптимальных параметров технологий селективной водоизоляции и создание новых подходов по применению этих технологий является актуальной проблемой для разработки нефтяных месторождений.

Цель работы. Повышение эффективности действующих систем заводнения на основе оптимального применения технологий селективной водоизоляции заводненных пластов.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих технологий селективной водоизоляции и результатов их применения на нефтяных месторождениях.

2. Определение на основе математического моделирования оптимальных условий применения технологий селективной изоляции обводненных слоев, как со стороны нагнетательной, так и со стороны добывающей скважин.

1 9 1

3. Анализ разработки и состояние выработки запасов нефти пластов АВ,'Л АВЛ АВг-з Самотлорского месторождения в районе блока §13-04 и определение стратегии повышения эффективности действующей системы заводнения.,

4. Разработка методики определения оптимальных критериев применения технологий селективной водоизоляции выработанных пластов.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний разработанных технологий. Научная новизна выполняемой работы.

1. Применение технологий селективной водоизоляции в добывающих скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков воды в низкопроницаемый нефтенасыщенный слой. При изоляции заводненного высокопроницаемого слоя в призабойной зоне добывающей скважины возникает аналог «водяного» конуса, в результате чего часть подвижных запасов нефти остается отсеченной от нефтеизвлечения зоной с ухудшенными фильтрационными характеристиками для движения нефти.

2. Применение потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков нефти в высокопроницаемый заводненный слой

3. На основе численного эксперимента определены оптимальные условия применения технологий селективной водоизоляции выработанных продуктивных слоев.

4. Сопоставление потокотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН).

5. Разработана методика определения оптимальных параметров применения технологий селективной изоляцию обводненных слоев.

Основные защищаемые положения.

1. Научно-методические основы определения оптимальных критериев применения технологий селективной изоляции заводненных пластов, как со стороны добывающих, так и со стороны нагнетательных скважин.

2. Новые подходы к применению технологий селективной водоизоляции на послойно-неоднородных частично заводненных коллекторах.

3. Критерии эффективного применения технологий селективной водоизоляции на послойно-неоднородных частично заводненных коллекторах.

4. Методика выбора объекта для применения технологий СВИ и ПОТ на послойно неоднородных коллекторах.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Самотлорского месторождения.

2. Внедрение разработанных подходов по применению технологий СВИ и ПОТ для вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов на Самотлорском месторождении позволило получить 1.115 тыс.т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом в 2.1 млн.руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2007 гг.), Научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 2005-2006 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2005-2006 гг.), в нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2002 - 2006 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ из них 5 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 108 наименований. Работа изложена на 174 страницах, в том числе содержит 17 таблиц, 78 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Батрашкин, Валерий Петрович

4.4. Выводы

С использованием ранговой статистики (коэффициента корреляции Спирмэна) для статистических рядов (Закачка, Обводненность) определены пары взаимодействующих добывающих и нагнетательных скважин, которые обладают высокой степенью взаимовлияния. Выбранные пары скважин после определения текущих подвижных запасов нефти, находящихся в области их дренажа, рекомендуются для применения технологий СВИ (добывающие скважины) или ПОТ (нагнетательные скважины).

В связи со значимыми финансовыми затратами, связанными с реализацией данного вида водоизоляционных работ, необходимо ранжирование приоритетности проведения ГТМ с точки зрения величин текущих остаточных запасов, дренируемых данной скважиной, и других показателей, обеспечивающих успешность применения технологии. С этой позиции, наиболее привлекательными (первоочередными) для реализации технологий СВИ являются скважины блока g 13 04:

Пласт Нагнетательная скважина Добывающая скважина

АВ13 16241b 26485

АВ13 16195 5946

АВ13 16241b 16240

АВ23 5943 16240

АВ23 16241b 16240

Изложены методика определения оптимальных объемов изоляции заводненного слоя и порядок применения технологий селективной водоизоляции в добывающих и нагнетательных скважинах.

Разработанные подходы применены на практике при определении оптимальных параметров технологии. На скважине № 25864 Самотлорского месторождения за 12 месяцев в период 06.2006 - 05.2007 получено дополнительно добытой нефти 1115 т. При этом снизился объем попутно добываемой воды на величину 18430 т. Экономический эффект от применения оптимальных параметров технологии составил 2.1 млн.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы.

1. Применяемые для селективной водоизоляции составы должны отвечать следующим общим требованиям:

• обладать селективностью воздействия на водонасьпценные интервалы, сохраняя коллекторские свойства нефтенасыщенной части продуктивного пласта;

• иметь высокую фильтруемость в пористой среде для создания изолирующего экрана заданного радиуса действия;

• быть устойчивыми к действию пластовых флюидов и технологических жидкостей, пластовых температур и давлений;

• обладать высокой адгезией к горной породе, металлическим трубам, цементному камню;

• обладать возможностью проведения всех технологических процессов на стандартном нефтепромысловом оборудовании, быть простыми и надежными;

• компоненты, входящие в состав изолирующих композиций, должны быть доступны, нетоксичны и безопасны.

Проделанный в работе анализ показал, что в целом наиболее перспективными для применения в данном направлении являются водоизоляционные технологии, основанные на применении:

• полимерных составов;

• силикатов и алюмосиликатов;

• кремнийорганических соединений.

2. Особенности строения нефтенасыщенных коллекторов пластов АВ, ", АВ] и АВ2-3 в районе блока £13 04 Самотлорского месторождения позволяют предполагать, что опережающая выработка будет происходить из высокопроницаемых пропластков, а остаточные запасы нефти будут сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. При наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, такие как потокоотлоняющие технологии.

1 Л 1

3. Проведенный анализ эффективности разработки пластов

АВ] , АВ] и АВ2.3 в районе блока §1304 Самотлорского месторождения указывает на необходимость:

• повысить текущие темпы отбора запасов нефти путем повышения эффективности работы нагнетательного фонда;

• провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации кинжальных прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах, путем разработки и использования оптимальных критериев технологий селективной водоизоляции с использованием ранее обоснованных тампонирующих составов;

4. Проведенные теоретические исследования показали, что применение технологий СВИ в добывающих скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков воды из заводненного слоя в низкопроницаемый нефтенасыщенный слой. При изоляции заводненного высокопроницаемого слоя в призабойной зоне добывающей скважины возникает аналог «водяного» конуса, в результате чего часть подвижных запасов нефти остается отсеченной от нефтеизвлечения зоной с ухудшенными фильтрационными характеристиками для движения нефти.

5. Исследование процессов нефтевытеснения на послойно неоднородной по проницаемости модели показало, что максимальными значениями КИН характеризуются варианты применения СВИ, предусматривающие изоляцию наибольшей области заводненного коллектора. При этом коэффициент нефтеотдачи выше для варианта, в котором СВИ проводится при максимальной выработке высокопроницаемого пласта. Определена оптимальная «стартовая» обводненность продукции скважины, при которой необходимо проведение СВИ.

6. Применение потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков нефти в высокопроницаемый заводненный слой. При этом увеличение КИН (относительно базового варианта) сильно зависит от условий применения ПОТ. Значительное увеличение КИН наблюдается в случаях, когда воздействию ПОТ подвергается значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя, при этом КИН тем выше, чем выше выработка изолируемого слоя.

7. Сопоставление потокотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН).

8. Предложена методика определения оптимальных параметров применения технологий

СВИ с учетом экономических показателей. Показан порядок принятия решения о возможной эффективности применения технологии СВИ и описана процедура проведения технологии на неоднородных коллекторах. 9. Разработанные подходы применены на практике при определении оптимальных параметров технологии СВИ. На скважине № 25864 Самотлорского месторождения за 12 месяцев в период 06.2006 - 05.2007 получено дополнительно добытой нефти 1115 т. При этом снизился объем попутно добываемой воды на величину 18430 т. Экономический эффект от применения оптимальных параметров технологии составил 2.1 млн.руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Батрашкин, Валерий Петрович, Уфа

1. Петров H.A., Кореняко A.B., Янгиров Ф.Н., Есипенко А.И. Ограничение притока воды вскважинах. М.: Недра, 2005. - 130 с.

2. Повышение качества строительства скважин. Межд. науч.-техн. конф. УГНТУ.- Уфа:1. Монография, 2005. 360 с.

3. Инструкция по технологии ограничения притока вод и интенсификации добычи нефтимногокомпонентной пеной на основе силиката натрия и хлористого кальция. РД 391-1221-84. - Москва, ВНИИнефть, 1985. - 22 с.

4. Руководство по отключению отдельных обводненных интервалов пласта и отдельныхпластов в скважинах месторождений Башкирии. РД 39-0147276-012ВНИИ-86. - Уфа, БашНИПИнефть, 1986. - 135 с.

5. Инструкция по промышленному внедрению метода регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами. РД 39-0148311-209-86. - Самара, Гипровостокнефть, 1986. -64 с.

6. Методическое руководство по селективной закупорке микробной биомассой высокопроницаемых пропластков с целью увеличения охвата пласта заводнением. -РД 39-0147276-204-85. Уфа, БашНИПИнефть, 1986. - 48 с.

7. Инструкция по изоляции зон поглощения и водопроявления с применением тампонажных смесей с высокими структурно-механическими свойствами и концентрациями разноразмерных наполнителей. РД 39Р-0135648-009-91. - Уфа, БашНИПИнефть, 1992. - 87 с.

8. Комплексная техника и технология водоизоляции пластовых вод при заканчивании скважин строительством. РД 153-39.1-204-03. - Бугульма, ТатНИПИнефть, 2003. -24 с.

9. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990.

10. Петров H.A., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. и др. Ограничение водопритока в нефтяные скважины (обзор, информ.). М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 64 с.

11. Ивачев JI.M. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. М.: Недра, 1987. С. 174231.

12. Петров H.A., Идиятуллин Д.Н., Сафин С.Г., Валиуллин A.B. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков. М.: Химия, 2005. -172 с.

13. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 368 с.

14. Творческий потенциал специалистов, ученых и рабочих-новаторов будущее нефтяной промышленности Татарстана. Сб. трудов ярмарки идей и предложений ОАО «Татнефть». - Альметьевск, 2001. - 224 с.

15. Проблемы нефти и газа. III конгресс нефтепромышленников России. Сб. науч. тр. -Уфа: Реактив, 2001.-380 с.

16. Мариампольский H.A. и др. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных химреагентов (обзорн. информ.). М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-60 с.

17. Булатов А.И. и др. Материалы и химические реагенты для буровых и тампонажных материалов (обзорн. информ.). М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 54 с.

18. Патент РФ № 2224875, Е21 В 33/138. Способ ограничения притока воды в добывающие скважины / Бриллиант JI.C., Иванов C.B., Козлов А.И. Опубл. 27.02.2004.-Б.И. № 6.

19. Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г., Шишлова JI.M. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки // Нефт. хоз-во.-1997.- № 2.-С.29-31.

20. Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г., Латыпов А.Р., Исмагилов Т.А., Хисамутдинов Н.И. и др. Состав для обработки скважин и изоляции высокопромытых участков пласта и способ его приготовления. Патент РФ №2097548. Б.И. № 33.-1997.

21. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбург: Оренбургское книжное изд., 1999. - 224 с.

22. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. -M.: Недра, 1998.-394 с.

23. Нефть и газ 2001: проблемы добычи, транспорта и переработки. Межвузовский сб. науч. тр. - УГНТУ, Октябрьский ф-л. - Уфа, 2001. - 406 с.

24. Анварали А. Восстановление и регулирование приемистости нагнетательных скважин физико-химическими методами. Дисс. канд. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2003. - 160 с.

25. Патент РФ № 2235855, Е21 В 33/138. Способ ограничения водопритоков в нефтяные скважины суспензией на основе силиката натрия / Байсаев И.У., Тепсаев H.A. -Опубл. 10.09.2004.-Б.И. № 25.

26. Политов А., Ломовский О., Телин А., Хлебникова М., Сермягин К. Новый подход к производству силикатных тампонирующих материалов в промысловых условиях//Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС, 2002, № 4, стр.46-48.

27. Чижов А.П. Геолого-технологические основы применения термогелевого воздействия для условий месторождений Западной Сибири. Дисс. канд. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2002.-156 с.

28. Дубинский Г.С. Исследование и разработка технологии ремонтно-изоляционных работ с применением гелеобразующих композиций на основе группы реагентов «Азимут-Z». Дисс. канд. техн. наук. - Уфа: ИПТЭР, 2005. - 185 с.

29. Шувалов A.B. Разработка и совершенствование осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи пластов. Дисс. канд. техн. наук. - Уфа: ОАО НПФ «Геофизика», 2005. - 156 с.

30. Авт. свид. СССР № 815261. МКИ Е21 В 33/138.

31. Патент РФ № 2224102, Е21 В 43/22. Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине / Чикин А.Е. Опубл. 20.02.2004.-Б.И. № 5.

32. Заявка на изобретение № 2002124415/03, Е21 В 33/13. Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины и устройство для его осуществления /Жарков A.C., Кодолов В.В., Комаров В.Ф. и др. Опубл. 19.03.2004.-Б.И. № 8.

33. Патент РФ № 2236559, Е21 В 33/138. Способ селективной обработки пласта / Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г., Бердин Т.Г. и др. Опубл. 20.09.2004.-Б.И. № 26.

34. Заявка на изобретение № 2002135879/03, Е21 В 43/32. Состав для водоизоляции низкотемпературных пластов / Селимов Ф.А., Блинов С.А., Алтунина Л.К. и др. -Опубл. 27.06.2004.-Б.И. № 18.

35. Амиян A.B., Амиян В.А. Ограничение и изоляция вод с применением пенных систем (обзорн. информ.). -М.: ВНИИОЭНГ, 1984. 54 с.

36. Заявка на изобретение № 2002125851/03, Е21 В 33/138. Способ ограничения притока воды в добывающие скважины / Бриллиант Л.С., Козлов А.И., Ященко С.А. и др. -Опубл. 27.03.2004.-Б.И. № 9.

37. Патент РФ № 2232256, Е21 В 33/138. Способ изоляции вод в трещиновато-пористых пластах / Коваленко П.В., Тен A.B., Нургалиева И.З. и др. Опубл. 10.07.2004.-Б.И. № 19.

38. Патент РФ № 2235856, Е21 В 33/138. Способ селективной изоляции водопритоков в нефтяные скважины композициями на основе растворов поливинилбутираля (варианты) / Байсаев И.У., Тепсаев H.A., Галаев A.A. Опубл. 10.09.2004.-Б.И. № 25.

39. Исмагилов Т.А., Игдавлетова М.З., Федоров K.M. Оптимизация параметров технологии селективной изоляции водопритока в добывающие скважины композицией на основе самотермополимеризующейся смолы КФ-Ж // Нефтепр. дело.-1998.-№6.-С.10-12.

40. Бальдеков А.У. и др. Применение тампонажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах (обзорн. информ.). М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 39 с.

41. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 368 с.

42. Смирнов С.Р. Совершенствование процессов заводнения послойно-неоднородных пластов путем регулирования фильтрационных сопротивлений обводненных зон. -Дисс. канд. техн. наук. Уфа: УГНТУ, 2001. - 199 с.

43. Румянцева Е.А. Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций. Дисс. канд. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2004. -172 с.

44. Хасаншин Р.Н. Разработка технологии изоляции попутно добываемых вод в скважинах (на примере Тевлинско-Русскинского месторождения). Дисс. канд. техн. наук. -Уфа: УГНТУ, 2005.-138 с.

45. Патент РФ 2180393. Гелеобразующий полимерный материал для выравнивания профиля приемистости и водоизоляции скважин и способ и установка для его полученияю Ремнев Г.Е., Пушкарев А.И., Кондратьев H.A., Телин А.Г., Свирский Д.С. 0публ.10.03.2002.

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

47. Ильясов А.Н., Южанинов П.М., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И. и др. Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов в скважине. A.c. № 1694858. Б.И.№44.- 1991.

48. Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И. и др. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти. Патент РФ № 2064571. Б.И. №21.- 1996.

49. Булгаков Р.Т. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. - 175 с.

50. Телин А.Г., Свирский Д.С., Халилов Л.М., Ремнев Г.Е. Структурные особенности радиационного сшивания сополимера акриламид акрилат натрия //Башкирский химический журнал, 2001, т.8, № 3, с.63-67.

51. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. VI конгресс нефтегазопромышленников России. Сб. науч. тр. - Уфа: Монография, 2005. - 384 с.

52. Патент РФ № 2231624, Е21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов / Шпуров И.В., Мазаев В.В., Абатуров C.B. и др. Опубл. 27.06.2004.-Б.И. № 18.

53. Заявка на изобретение № 2002124747/03, Е21 В 43/22. Способ обработки призабойной зоны обводненного пласта / Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В. и др. -Опубл. 19.03.2004.-Б.И. № 8.

54. Патент РФ № 2058479. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов / Исмагилов Т. А. и др.

55. Патент РФ № 2221130, Е21 В 33/138. Способ ограничения водопритока в эксплуатационные скважины / Валиев И.Ш., Новиков Г.А. Опубл. 10.01.2004.-Б.И. № 1.

56. Латыпов Р.Ф. Исследование и разработка технологий дифференцированной водоизоляции продуктивных пластов при капитальном ремонте скважин. Дисс. канд. техн. наук. - Тюмень: ТГНУ, 2000. - 114 с.

57. Заявка на изобретение № 2003110361/03, Е21 В 33/138. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах/ Волков В.А., Беликова В.Г. Опубл. 20.11.2004.-Б.И. № 32.

58. Повышение качества строительства скважин. Межд. науч.-техн. конф. УГНТУ.- Уфа: Монография, 2005. - 360 с.

59. Билинчук A.B. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти технологиями химического и гидродинамического воздействия на пласты (на примере месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»). Москва: ОАО «ВНИИнефть», 2006. - 144 с.

60. Поздеев О.В., Глущенко В.Н. Ограничение водопритока в скважины обратными латекснефтяными эмульсиями (обзорн. информ.). М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 36 с.

61. Ахметов А., Михальчук Т., Решетников А., Хакимов А., Хлебникова М., Телин А. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде //Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2002, № 4, с.25-31.

62. Дузбаев С.К. Увеличение нефтеотдачи пластов с высокоминерализованными водами с применением полимерсодержащих дисперсных систем. Дисс. канд. техн. наук. -Уфа: ОАО НПФ «Геофизика», 2006. - 171 с.

63. Заявка на изобретение № 20021275518/03, Е21 В 33/138. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритока/ Манырин В.Н., Назарова А.К., АкимовН.И.идр. -Опубл. 10.04.2004.-Б.И.№ 10.

64. Патент РФ № 2237806, Е21 В 47/022. Способ изоляции зон водопритока в скважине / ТянВ.К.,ФедечкинA.C. -Опубл. 10.10.2004.-Б.И.№28.

65. Заявка на изобретение № 2002132610/03, Е21 В 33/138. Водоизолирующая композиция / Акчурин Х.И., Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х. и др. Опубл. 10.06.2004.-Б.И. № 16.

66. Заявка на изобретение № 2002132667/03, Е21 В 33/138. Водоизолирующая композиция / Каримов Н.Х., Акчурин Х.И., Агзамов Ф.А. и др. Опубл. 10.06.2004.-Б.И. № 16.

67. Хисамутдинов Н.И., Ильясов А.Н., Телин А.Г., Котяков Н.И. и др. Состав для селективного снижения проницаемости высокопроницаемых интервалов пласта в скважине. A.c. № 1765364. Б.И. № 36.- 1992.

68. Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Галанцев И.Н., Хисамутдинов Н.И. и др. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти. Патент РФ № 2058479. Б.И. № 11.- 1996.

69. Тахаутдинов Ш.Ф., Жеребцов Е.П., Хисамутдинов Н.И. и др. Способ разработки нефтяного пласта. Патент РФ№2133824.- Б.И.№21.-1999.

70. Газизов А.Ш., Галактионова J1.A., Адыгамов B.C., Газизов A.A. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефт. хоз-во.-1998.-№2.- С.12-14.

71. Газизов А.Ш., Галактионова J1.A., Марданов А.Ф., Газизов A.A. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов // Нефтепр. дело.-1995.-№2-3.-С.29-34.

72. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефт. хоз-во. 1992. - № 1. - С.20-22.У

73. А. с. 933963 СССР, МКИ' Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока вод в скважину / Газизов А.Ш., Петухов В.К., Исмагилов И.Ю. и др. (СССР). — 2931799/22—03; Заяв. 29.05.1980; Опубл. 07.06.1982, Бюл. № 31.

74. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: Недра, 2002. - 639 с.

75. Рогова Т.С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей. Дисс. канд. техн. наук. - М.: ВНИИнефть, 2007.-154 с.

76. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения.: Учебное пособие. Казань. Изд-во Казанского ун-та, 2002, 596 с.

77. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. М.: Гостоптехиздат, 1962 г. - 284 с.

78. Крылов А.П. Новые методы разработки нефтяных месторождений. Вестн. АН СССР, 1969.- №6.-С.79-89.

79. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974. -199 с.

80. Андреев В.Е. Комплексное геолого-техническое и технико-экономическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи ./ Диссер. насоиск. уч.степени докт.техн.наук, Тюмень, 1998.-341 с.

81. Березин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хоз-во.- 1990.- № 7. С.27-29.

82. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. Применение полимеров в добыче нефти. -М.: Недра, 1978.-213 с.

83. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти.-М.:«Недра», 1983.-312с.

84. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томах./Под редакцией Н.И.Хисамутдинова, Г.З.Ибрагимова. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- т.1 240 е., т.Н - 272 е., т. Ill - 149 е., т. IV - 263 е.,

85. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 340 с.

86. Астахова А.Н. Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов. Дисс. канд. техн. наук.-Уфа, 2004.-146 с.

87. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа: Китап, 1994. -180 с.

88. Владимиров И.В. Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений. -Дисс. докт. техн. наук. Уфа, 2005. - 327 с.

89. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения. ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр", компания "ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед". -Тюмень-Москва, 2005.

90. Черемисин H.A., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. и др. Условия формирования остаточной нефтенасыщенности в полимиктовых коллекторах при их заводнении. Нефтяное хозяйство. -1997. - № 9. - С. 40-45.

91. Галеев Ф.Х. Исследование и научное обоснование технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов Самотлорского нефтяного местрождения. Дисс. канд. техн. наук. - Тюмень, 2004. - 226 с.

92. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения. Дисс. канд. техн. наук.-Уфа, 2005.-183 с.

93. Якимов С.Б., Крупа Р.Д., Окслей Г.А. и др. Применение высокопроизводительных насосов для форсирования отборов нефти на Самотлорском месторождении. Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 2. - С. 30-33.

94. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2004. - 216 с.

95. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: Недра, 1999. 285 с.

96. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982,407 с.

97. Файзуллин И.Н, Яковлев С.А., Владимиров В.Т., Владимиров И.В., Каюмов М.Ш. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д1 Абдрахмановской площади // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 5. - С.10-17.

98. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д\ Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12. - С.9-14.

99. Akima Н. Scattered-data surface fitting that has the accuracy of a cubic polynomial. TOMS 22,3 (Sep 1996) 362

100. Буторин О.И., Петрякова H.H. Временное методическое руководство по обоснованию коэффициента нефтеотдачи нефтяных месторождений терригенных отложений девона Татарии. Бугульма, 1980,32 с.

101. Владимиров И.В., Фролов А.И. Моделирование работы скважины в установившейся фильтрации в пространственно-неоднородном пласте // Нефтепромысловое дело. -2003.-№ 7.-С. 15-19.

102. Каюмов М.Ш., Вафин Р.В., Зарипов P.P., Щелков С.Ф., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Коряковцев В.М. Исследование процессов установления стационарного режима работы скважины в зонально-неоднородном пласте // Нефтепромысловое дело. 2003. -№ 8.-С. 15-21.

103. Файзуллин И.Н, Яковлев С.А., Владимиров В.Т., Владимиров И.В., Каюмов М.Ш. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д1 Абдрахмановской площади // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 5. - С. 10-17.

104. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1987,246с.