Системное применение методов интенсификации добычи нефти

Пасынков, Андрей Героевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Системное применение методов интенсификации добычи нефти
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Системное применение методов интенсификации добычи нефти"

На правах рукописи

ПАСЫНКОВ АНДРЕЙ ГЕРОЕВИЧ

СИСТЕМНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА)

Специальность 25.00.17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена в ОАО «Юганскнефтегаз» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор физико-математических паук, профессор

Бахтизин Рамшть Назифович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Зейгман Юрий Вениаминович;

кандидат технических наук, с.н.с. Дъячук Иван Алексеевич.

Ведущая организация НПО «Нефтсгазтехнология».

Защита состоится « 23 » декабря 2005 года в 15-30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтя-пом техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «/У» ноября 2005 года.

Учёный секретарь диссертационного совета

Ямалиев В.У.

20Р6-И

2 !ГШ5

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время в процессе разработки месторождений нефти Западной Сибири находится большое количество пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Месторождения, в своем большинстве, характеризуются значительной и к тому же растущей обводнённостью продукции пластов, неоднородностью продуктивпых пластов по проницаемости, повышенной гидрофильно-стыо пород и относительно низкой нефтенасыщенностыо.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивпых горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасьпценных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев. В частности, снижение продуктивности скважин, эксплуатирующих один из основных пластов Юганского региона нефти и газа -БСю, в первую очередь, вызвано снижением фазовой проницаемости для нефти по мере роста обводнённости добываемой продукции. Следствием проявления этих факторов является то, что при водонасыщенности выше 0,7 объёмных долей, нефть таких месторождений как Мамонтовское, Устъ-Балыкское, Южно-Балыкское, Южно-Сургутское практически не фильтруется, остаточная же неф-тенасыщенносгь представлена в основном капиллярно защемлённой нефтью.

Па залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на ПЗП с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин.

Цель работы. Анализ и разработка методического подхода к выбору системных технологий интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.

В рамках поставленной цели, применительно к месторождениям нефти и

газа Юганского региона» решались зада

- исследование влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность операций гидроразрыва пласта (ГРП), анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность;

- оценка прироста извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти (КИН) при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах;

- оценка эффективности и выявление закономерностей процесса интенсификации добычи нефти путём форсированного отбора жидкости (ФОЖ) и комплексного применения технологии ФОЖ и потокоотклоняюших технологий с использованием полимерно-гелевых составов.

Научная новизна

1 С использованием дифференциальных моделей расчета дополнительной добычи и характеристик вытеснения нефти водой рассчитаны величины вовлекаемых в разработку запасов при проведении операций ГРП.

2 Определены уровни влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП в зависимости от групп пластов, типов коллекторов и особенностей систем разработки месторождений.

3 Выявлена зависимость влияния технологии проведения ГРП, размеров трещин на эффективность ГРП.

Практическая ценность

1. Показано, что для геолого-физических условий месторождений нефти Юганского региона, ГРП является одним из наиболее эффективных инструментов воздействия на пласт, обеспечивающим увеличение текущей и конечной нефтеотдачи Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку за счет увеличения коэффициента охвата при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.

2 Установлено, что наиболее успешно операции по ГРП осуществляются па пластах группы Ю (имеющих низкую проницаемость), где доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, а также на пластах группы А - 74,5 %. Со* i i ъ и **

вершенствовайи'е техЭнАМгий гидроразрыва пласта, а также применение раз-

личных методов борьбы с выносом проплата, обеспечивают не только более высокие приросты дебетов жидкости, но и значительно продлевают эффект от ГРП.

3. Установлено, что для низкопроницаемых пластов (коллекторы ГГрираз-ломного (БС4), Мало-Балыкского (БСи) месторождений), сочетание технологий ФОЖ и ГРП обеспечивает максимальный прирост извлечения запасов нефти.

4. Показано, что наибольшая эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти путём ФОЖ достигается при увеличении кратности отбора жидкости из скважин не менее чем в 1,8 раза. При этом успешность операций достигает 88 %, прирост извлекаемых запасов - порядка 8,5 тыс.т /скв.

5. Установлено, что комплексное сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов. В противном случае необходимо увеличение объема закачиваемого полимерно-гелевого состава.

6. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи па поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Апробация работы. Содержание работы докладывалось и обсуждалось на Международном симпозиуме «Результаты комплексного применения интенсификации добычи нефти и потокоотклоняющих технологий на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», г. Москва, 2005 г.; 5-й международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», г. Краснодар, 2005 г.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 8 печатных работ.

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 211 наименований, содержит 149 страниц машинописного текста, 59 рисунков, 18 таблиц и 2 приложения объёмом 10 страниц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении раюфывается актуальность рассматриваемой проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы

Первая глава посвящена литературному обзору материала по тематике диссертации. Вопросы интенсификации добычи нефти рассмотрены в трудах Р.Х. Алмаева, JI.K. Алтуниной, П С. Бриллианта, Т.А. Бурдынь, В В. Гузеева, С.А. Жданова, Ю.В. Зейгмана, Л.Х. Ибрагимова, Р.Д. Каневской, P.M. Курам-шина, М.В. Катеева, Б.И. Леви, Н.Н. Лисовского, Е.В. Лозина, Д. Мача, А.Х. Мирзаджанзаде, И .Г. Мищенко, А.И. Пономарёва, МЛ Сургучёва, А.Г. Тели-на, М.А. Токарева, Д. Уолкотга, П.М. Усачёва, Э.М. Халимова, Н.И. Хисамут-динова, М. Экономидеса и других исследователей.

В связи с существенным изменением структуры запасов нефти, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, расположенных в низкопроницаемых, расчленённых коллекторах месторождений нефти Западной Сибири, возрастает роль геолого-технических мероприятий, позволяющих существенно повысить коэффициент нефтеизвлечения. Одним из наиболее эффективных и динамично развивающихся способов разработки нефтяных месторождений является ГРП. В настоящее время на месторождениях нефти и газа, расположенных в ХМАО, ежегодно проводится около 1000 операций по ГРП, практически на всех типах продуктивных коллекторов.

Эффективным методом интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи является метод ФОЖ, причём отмечается, что наиболее целесообразно его применение на заключительной стадии разработки нефтяных месторождений.

Актуальной задачей эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири является регулирование заводнения с помощью потокоотклоняющих реагентов. Перспективными вариантами селективного снижения проницаемости наиболее проницаемых и, соответственно, выработанных пластов и проила-сгков, являются технологии, основанные на применении полимерных составов, силикатов и алюмосиликатов, карбамидно-формальдегидных смол, кремнийор-

ганических соединений. Высокой эффективностью обладает и комплексная технология, сочетающая интенсификацию отбора жидкости с физико-химическими МУН, в частости, закачкой болыпеобъёмных оторочек сшитых полимерно-гелевых составов. Наличие широкого ряда технологий интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеизвлечения делает актуальными работы по анализу их эффективности и оптимизации применения на месторождениях Западной Сибири.

Во второй главе приведены результаты исследований, направленных на анализ эффективности и совершенствование технологий применения ГРП на месторождениях нефти и газа Юганского региона.

Динамика проведения ГРП на месторождениях Юганского региона, в частности, ОАО «Юганскнефтегаз» (ОАО «ЮНГ»), приведена на рисунке 1. Из представленных данных видно, что на месторождениях нефти ОАО «Юганскнефтегаз» за 1988 - 2003 гг. было проведено свыше трех тысяч операций по гидроразрыву пласта. Наибольшее количество мероприятий по ГРП приходится на период 1996 -1997 гг., последовавший за этим спад обусловлен, в первую

ffl 11 IliSI!

I I I I I I I I

I I I I I I

I I

1968 1990 1992 1994 1996 1996 2000 2002 Год

Рисунок 1 - Динамика проведения ГРП на объектах ОАО «Юганскнефтегаз» за период 1988 - 2003 гг. очередь, экономическими проблемами в ОАО «ЮНГ», в последующем достигнута определённая стабилизация - порядка 250 - 300 операций ГРП в год.

Для опенки влияния ГРТТ на КИН на основных объектах разработки Юганского региона были использованы две различные методики расчета изменения коэффициента охвата. Первая основана на реальных трехмерных геологических моделях месторождений, вторая - на использовании геостохастического моделирования Используя построенные геологические модели пластов, определяли ожидаемый прирост коэффициента охвата, и, соответственно, прирост КИН и извлекаемых запасов, достигнутые при проведении ГРТТ. Значения прироста извлекаемых запасов и КИН для ряда объектов разработки Юганского региона приведены в таблице 1.

Оценка потенциала прироста извлекаемых запасов показала, что в целом, за весь срок разработки применение ГРТТ на пизкопродуктивных коллекторах Юганского региона может обеспечить потенциальный прирост извлекаемых запасов не менее чем на 300 млн. т, в основном, за счет Приобского, Приразлом-ного и Мало-Балыкского месторождений, где прирост КИН при применении ГРП составляет не менее 30 %.

Величина вовлеченных в разработку запасов при ГРП в результате подключения трещиной нефтепасыщенных пропластков и линз определялась по каждой скважине в отдельности но методике, утвержденной в ОАО «ЮНГ» в 2001 г. («Оценка технологической эффективности проведения геолого-техпи-ческих мероприятий № 403-88-У»), с использованием дифференциальных моделей для расчета дополнительной добычи нефти и характеристик вытеснения нефти водой для определения изменения значений остаточных запасов (для вы-сокообводнённых скважин) Методика позволяет оценивать и разделять дополнительную добычу нефти в результате проведения геолого-технического мероприятия по трем основным характеристикам работы скважин - коэффициенту эксплуатации, дебиту жидкости и обводнённости добываемой продукции. Технологическая эффективность ГТМ определялась как дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта (приращения вовлекаемых в разработку запасов нефти) путем сравнения фактических показателей с расчётными (базовыми), которые были бы характерны для базового метода разработки

Таблица 1 - Оценка прироста извлекаемых запасов за счет увеличения коэффициента охвата при проведении ГРП на объектах разработки месторождений нефти Юганского региона

Месторождение, (пласт) Кол-во скважин с ГРП Объём трещи- Средняя проницаемость, мД Средняя оптимальная длина трещины, м Прирост Кохв., % Максимально возможный прирост извлекаемых запасов на конец разработки, тыс. т

Усть-Балыкское (БСш) 88 21 185 13 0,0 28

Солкинское (ЮСг) 9 21 15 36 1,3 29

Юж-Сургутское( 1Б i о, 2Бю) 17 21 273 9 0,0 5

Юж-Сургутское(Ю 0 50 21 51 15 7,0 423

Вост-Сургутское (K>i) 10 21 10 59 0,5 46

Вост-Сургутское (Юг) 3 21 10 42 0,3 52

Омбинское (Юг) 24 21 6 79 1,2 111

Мамонтовское (БСю) 92 21 210 11 0,0 31

Мамонтовское (АС4) 51 21 210 12 0,3 164

Средне-Балыкское (Би) 49 21 9 58 2,7 237

Мало-Балыкское (Big) 573 21 6 58 3,7 4617

Угутское (Ю1) 79 21 26 37 0,4 181

Петелинское(АС4) 10 21 65 23 0,7 12

Киняминское (Юм) 3 21 24 35 0,0 3

Западно-Угугское (Юи) 9 21 15 36 5,1 128

Правдинское (Б$) 11 21 130 20 0,1 9

Правдинское (Ь6) 2 21 200 16 0,0 1

Правдинское (Б#) 68 21 205 11 1,7 238

Приразломное (Б4) 745 21 59 55 2,5 5772

Лемпинское (АСю-и) 25 21 20 44 0,0 13

Лемпинское (Бч) 13 21 15 70 0,3 31

Лемпинское (Бб) 3 21 40 41 0,0 2

ГГриобское 919 21 10 50 0,8 4687

Итого 16822

объекта без проведения ГТМ. Значения прироста запасов для отдельных скважин объектов Юганского региона, вовлеченных в разработку в результате проведения ГРП в 2003 г., приведены в таблице 2. Таблица 2 - Результаты проведения ГРП на объектах разработки Юганского

региона

Месторождение Пласт Кол-во обработанных скважин Прирост запасов, вовлекаемых в разработку, тыс. т Неизвле-чённые запасы нефти (НИЗ), тыс т % от НИЗ Прирост запасов, вовлекаемых в разработку, тыс т на одну скв.

Тепловское ЮС2 1 0,27 731 0,0369 0,2700

Мамонтовское БСю 2 43,08 532726 0,0081 21,5400

Мамонтовское АС4 7 21,29 47082 0,0452 3,0400

Майский регион 38 260,96 260539 0,1002 6,8674

Киняминское ЮСг/i 11 146,62 25126 0,5835 13,3291

Мало-Ьалыкское £С18 14 48,31 123280 0,0392 3,4507

Мало-Ьалыкское ас4 4 21,02 24908 0,0844 5,2550

Петелинское БСв 1 -10,97 35213 -0,0312 -10,9700

Петелинское ас4 1 -0,3 1771 -0,0169 -0,3000

Утугское ЮС1„ 4 37,46 20418 0,1835 9,3650

Угугское ЮСщ 1 5,9 7629 0,0773 5,9000

Угугское ЮСш 1 7,62 22194 0,0343 7,6200

Средне-Балыкское (юж.часть) ас4 1 5,3

Ириразломкое бс* 5 31,88 229883 0,0139 6,3760

Пемпинская площадь АСи 5 17,07 18058 0,0945 3,4140

Яеыпинская площадь БС 1 0,53 27999 0,0019 0,5300

Лемпинская площадь АСю 17 97,33 14212 0,6848 5,7253

Усть-Бальисское, BIO БСю 1 1,55 89828 0,0017 1,5500

Омбинское юс2 1 2,17 9307 0,0233 2,1700

Солкинское ЮС2 1 0,05 2280 0,0022 0,0500

Приобское АСю 14 75,75 73517 0,103 5,4107

Приобское АСи 5 196,11 278260 0,0705 39,2220

Приобское ACl2 4 7,15 301475 0,0024 1,7875

Итого 101 749,89

Из данных таблицы 2 видно, что практически все мероприятия по ГРП привели к приросту запасов нефти, вовлекаемых в разработку, за исключением Петелинского месторождения, однако, стоит отметить, что на нем было произведено всего две операции (по одной на каждом пласте).

Распределение количества проведённых мероприятий по ГРП на месторождениях Юганского региона в зависимости от групп пластов представлено на рисунке 2.

во л

50 -

Группа пластов

Рисунок 2 - Распределение количества проведённых мероприятий по ГРП на месторождениях нефти Юганского региона в зависимости от групп пластов

На основе исследования влияния геологических характеристик пластов, режимов работы скважин до мероприятия на эффективность ГРП, проведена классификация эффективности мероприятий по группам пластов. Наиболее успешно операции по ГРП были осуществлены на пластах группы Ю (имеющих наименьшую проницаемость), где доля удачно проведенных операций составляет 89,0 %. На пластах группы Б успешность составила 84,5 %, наименее же результативными оказались операции по ГРП на пластах группы А - 74,5 %. В целом по рассмотренным скважинам успешность составила 83,5 %. Полученное распределение объясняется тем, что значительное увеличение продуктивности при проведении ГРП происходит именно в низкопроницаемых коллекторах.

Наибольшая кратность увеличения дебитов нефти отмечается для коллекторов с проницаемостью 50- 100 мД, далее следуют коллекторы с проницаемо-

стью менее 20 и 20-50 мД. У коллекторов с проницаемостью меньше 100 мД среднее увеличение дебита по нефти составило 12,3 раза, для коллекторов с проницаемостью свыше 100 мД дебит нефти вырос в среднем в 6,2 раза.

Установлены зависимости дебита скважин по жидкости и нефти после проведения ГРП относительно соответствующих дебитов до ГРП. Наибольшее увеличение дебита отмечено у скважин, изначально работающих с невысокими .

дебетами.

Таким образом, несмотря на различия в геологическом строении месторождений, ГРП, как правило, проводился в скважинах малодебитных и с низкой обводнённостью. Обработанные скважины дренировали участки пласта с низкими фильтрационно-ёмкостными характеристиками. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 11 раз, что позволяло эффективно эксплуатировать ма-лодебитный и часто простаивающий фонд.

Анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность показал, что в условиях низкопроницаемых коллекторов предпочтительнее технология производства длинных и узких трещин - распределение скважин по величине скин-фактора после ГРП в этом случае более благоприятное.

Показано, что гидравлический разрыв пласта является наиболее эффективным методом разработки Приобского месторождения, за счет которого обеспечивается до 50 % всей добычи нефти региона. Отмечено, что на Приобском месторождении основная масса операций по ГРП проводится на высоко-дебитном фонде скважин пласта АСц. Для более равномерной выработки запасов необходимо увеличить количество мероприятий по ГРП и на пластах АСю и АС12.

Совершенствование технологий гидроразрыва пласта, а также примене- '

ние различных методов борьбы с выносом проппанта, обеспечивают не только более высокие приросты дебитов жидкости, но и значительно продлевают эффект от ГРП.

Таким образом, ГРП является мощным инструментом воздействия на пласт и влияет не только на текущие показатели отборов, но и на конечную нефтеотдачу пластов, воздействуя как на ПЗП, так и непосредственно на пласт, приводя к увеличению коэффициента охвата пласта сеткой скважин заводнения. По нашему мнению, основными механизмами увеличения КИН при ГРП являются:

- подключение трещиной гидродинамически изолированных нефтенасы-щеняых пропластков и линз. Можно ожидать значимого вклада этого механизма на сильно неоднородных и расчлененных пластах при больших длинах трещин. В однородных пластах, а также пластах с небольшими длинами трещин, увеличения КИН за счет данного механизма при проведении ГРП не наблюдается;

- в низкопроницаемых коллекторах увеличение КИН происходит, в основном, за счет двух составляющих. Во-первых - это подключение низкопродуктивных площадей, разработка которых без применения ГРП и других мероприятий по интенсификации неф!едобычи является нерентабельной. Примером может служить разработка Ачимовской пачки Мало-Балыкского месторождения, которая ведется практически только за счет ГРП. В отдельных случаях вклад ГРП в досьижение конечного значения КИН достигает 80 %. Вторая составляющая, приводящая к увеличению КИН при разработке низкопродуктивных коллекторов, это проведение ГРП в пластах, скважины которых не могут обеспечить выработку запасов за проектный срок. В этом случае увеличение темпов отбора и, как следствие, увеличение накопленной добычи нефти за проектный срок при применении ГРП, напрямую отражается и на конечном значении КИН. Следует отметить, что широкомасштабное внедрение операций по ГРП позволило почти в 8 раз (с 41,1 % до 5,8 %) сократить количество низкоде-битных скважин.

ГРП оказывает положительное влияние как на КИН, так и на темпы отбора нефти, в первую очередь, на низкопроницаемых, а также сильно расчле-

нённых и неоднородных по проницаемости коллекторах чисто нефтяных залежей.

В современных условиях рентабельная эксплуатация таких месторождений как Приобское (пласты АСю, АСп, АС1г), Приразломное (БС4.5), Мало-Балыкское (Ач), Обминское (ЮСг), являющихся на сегодняшний день основными объектами разработки Юганского региона, без широкомасштабного применения ГРП не представляется возможной. Более того, ГРП должен стать основным инструментом при введении в разработку гигантских запасов нефти, сосредоточенных в отложениях ачимовской толщи и нижней юры «старых» месторождений Западной Сибири.

В третьей главе представлены результаты исследования влияния форсированного отбора жидкости на текущую и конечную нефтеотдачу месторождений Юганского региона. Следует отметить, что проблема влияния темпа разработки нефтяных месторождений на степень извлечения нефти - одна из наиболее дискуссионных на протяжении всей истории применения заводнения в нефтедобыче.

Были исследованы скважины, оптимизация забойных давлений которых была произведена в период с 01.01.2001 по 30.04.2003 гг. Расчёта проводились по каждой скважине в отдельности, согласно вышеупомянутой методики расчёта дополнительно добытой нефти. Базовые показатели вычислялись на основе подбираемой математической модели, учитывающей взаимосвязь между величинами накопленных отборов нефти и жидкости (характеристики вытеснения).

Наибольшее количество мероприятий по интенсификации скважин было произведено на Мамонтовском (пласт БСю), Мало-Балыкском (БС^), Прираз-ломном (БСД Усть-Балыкском (БСю) и Южно-Сургутском (БСю) месторождениях. По всем этим объектам наблюдался значительный прирост извлекаемых запасов, причем наибольший эффект, как суммарный, так и средний на одну скважину, был получен на Приразломном месторождении (пласт БС4 ). Всего за период 2001 - 2003 гг. было проведено 1230 операций по интенсификации

добычи нефти посредством ФОЖ. В результате этого прирост извлекаемых запасов из скважин ОАО «ЮНГ» составил 4,557 млн. т.

Установлены закономерности процесса интенсификации добычи нефти путём ФОЖ. Анализ работы интенсифицированных скважин позволяет сделать вывод о наличии следующей зависимости - чем ниже начальная обводнённость продукции скважин, тем выше прирост продукции. Установлено, что оптимизация забойного давления способствует отставанию обводнённости от выработки запасов, о чём свидетельствуют результаты интенсификации, проведённые, в частности, па скважинах Приобского и Мало-Балыкского месторождений.

Показано, что продолжительность эффекта от проведения интенсификации скважин ряда месторождений, например, Приразломного (пласт БС4 ), Мало-Балыкского (пласт БС18 ), невелика (порядка 4 месяцев). Это объясняется сложными геологическими характеристиками объектов, в частности, низкой проницаемостью и высокой расчленённостью коллекторов. Разработка этих месторождений рентабельна лишь при условии применения ГРП, причём необходимо учитывать, что разработка объекта с применением ГРП обычно уменьшает продолжительность технологического эффекта от интенсификации путём ФОЖ. Тем не менее, даже за короткий срок интенсификации добычи нефти путём ФОЖ, за счет системного применения удается достигнуть значительного прироста извлекаемых запасов.

Длительность эффекта интенсификации для объектов с различной степенью выработки проявляется по-разному. В некоторых случаях высокая эффективность форсирования в первые месяцы после ГТМ, в последующий период может сопровождаться более низкими отборами нефти по сравнению с отборами до проведения мероприятия. За кратковременным снижением обводнённости, вызванным интенсификацией, может последовать её резкий скачок, что свидетельствует о том, что ФОЖ в условиях водонефтяных залежей или неоднородных по проницаемости коллекторов более рискован с точки зрения обводнения продукции скважин. В этом случае необходимо сочетать интенсификацию с обработкой нагнетательных скважин потокоотклоняющими составами.

Важным с точки зрения нефтеотдачи является и вопрос о степени интенсификации отборов жидкости, определяемой кратностью отборов до и после ГТМ. Степень интенсификации в условиях низкопроницаемых коллекторов напрямую связана с вовлечением в фильтрацию застойных зон и повышением конечного КИН. Принято считать, что более целесообразно поэтапное увеличение отборов жидкости. В этой связи была проанализирована кратность увеличения дебитов с точки зрения влияния на КИН для скважин Мамонтовского (пласты групп АС и БС) и Угутского (пласт группы ЮС) месторождений.

В результате было установлено, что для всех групп пластов с точки зрения успешности (под успешными погашаются мероприятия, приведшие к приросту вовлекаемых запасов) наиболее предпочтительны мероприятия по интенсификации, сопровождающиеся увеличением дебигга жидкости в 1,8 - 4 раза, наиболее эффективно применение ФОЖ на участках, разрабатываемых с низкими градиентами давления в период предшествующий форсированию. На участках, разрабатываемых с самого начала с предельными темпами отбора, ФОЖ менее эффективен.

Таким образом, метод интенсификации добычи нефти путём ФОЖ оказывает положительное влияние на темпы отбора нефти, в первую очередь, для месторождений, находящихся на 3 - 4 стадиях разработки, с обводнённостью продукции выше 70 %, с высокой послойной и зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

В четвёртой главе представлены результаты комплексного воздействия на пласт с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения. Суть комплексного метода заключается в обработке нагнетательных скважин потокооткло-няющими составами с последующей интенсификацией реагирующих добывающих скважин путём ФОЖ.

Направленный форсированный отбор в условиях неоднородного продуктивного пласта, как правило, приводит к увеличению темпа обводнения добываемой жидкости, особенно для залежей с активной подошвенной водой, а также краевых зон водонефтяного контакта. Совместное применение физико-хи-

мических методов увеличения нефтеотдачи и ФОЖ позволяет снизить отрицательное влияние неоднородности коллектора и улучшить показатели разработки месторождений.

Реализация метода включала в себя следующие этапы:

- разбивка залежей на элементы разработки, диагностика и регулирование заводнения по элементам;

- определение потенциала добычи нефти по скважинам, ранжирование скважин и элементов разработки по максимальному приросту дебита нефти;

- распространение ГТМ и МУН на всю площадь залежи.

Анализ результатов применения интенсификации отбора жидкости в сочетании с закачкой потокоотклоняющих полимерно-гелевых составов на основе сшитого полиакрил амид а с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения представлен на примере Ефремовского и Южно-Сургутского месторождений

Особенностью Ефремовского месторождения является то, что 77 % залежи пласта БСю и вся залежь пласта БСц относятся к водонефтяным зонам (ВНЗ). В связи с этим большинство добывающих скважин месторождения были введены в эксплуатацию обводнёнными. В первую очередь это относится к скважинам пласта БСц, в которых перфорацией были вскрыты пласты с подошвенной водой. При вскрытии перфорацией пластов с подошвенной водой обводнение продукции практически сразу при вводе скважины в эксплуатацию обычно связано с подтягиванием конуса подошвенной воды или с заколонной циркуляцией.

Однако, содержание воды в продукции скважин пласта БСП оказалось существенно больше, чем следовало ожидать при данном отношении толщины продуктивного коллектора к общей толщине пласта с подошвенной водой Это свидетельствует о том, что продуктивная часть коллектора пласта БСц, кроме связанной воды, содержит и подвижную воду. Факт наличия подвижной воды указывает на недонасьпценность части продуктивных коллекторов пласта БСц нефтью. Это указывает на возможность перераспределения нефти из пропласт-ков с повышенной нефтенасьпценностыо в прослои и линзы с недонасыщенной

нефтью коллекторами с помощью различных вариантов гидродинамического воздействия - циклического заводнения, периодической эксплуатации добывающих скважин, смены режима отбора жидкости и т.д.

Кроме того, опережающий прорыв воды ведет к блокированию части запасов нефти и исключению их из дальнейшей разработки. В этих условиях применение агентов по выравниванию фронта вытеснения становится необходимым условием для успешного проведения операций интенсификации скважин и достижения приемлемого значения конечной нефтеотдачи пластов.

Определяющим в разработке месторождения является пласт БС]0. Запасы нефти по основной залежи пласта БСю в 1,8 раза больше запасов нефти основной залежи пласта БСц. Содержание воды в добываемой продукции пласта БСю ниже на 8 %, текущий КИН выше на 0,061. Преимущества разработки пласта БСю над пластом БСц можно объяснить наличием чисто нефтяной зоны, которая составляет 23 % площади основной залежи пласта БСю.

Необходимо отметить, что в последние годы происходит ухудшение характера вытеснения нефти по пластам, в частности, увеличение отбора извлекаемых запасов пласта БСц сопровождается существенным ростом обводнённости. В последние шесть лет по пласту снизились и темпы добычи нефти.

С начала 2000 г. на Ефремовском месторождении реализуется программа по интенсификации добычи нефти в сочетании с применением потокооткло-няющих технологий. В частности, за период 2000-2002 гг. было проведено 62 операции по интенсификации добычи на 57 скважинах - 36 скважинах пласта БСю и 21 скважине пласта БСц. Одновременно с интенсификацией в нагнетательные скважины закачивали сшитые полимерно-гелевые составы.

В течение 2000 г. было проведено 18 операций по закачке большеобъём-ных гелеобразующих систем в 17 нагнетательных скважин (11 на пласте БСю и 6 на пласте БСц). В общей сложности было закачано 67,4 тыс.мг раствора по-лиакриламида, сшитого хромокалиевыми квасцами. В 2001 г. было обработано еше 13 скважин (8 на пласте БСю и 5 на пласте БСц). Всего было закачано 54,1

тыс.м3 полимерно-гелевого состава на основе полиакриламида марки Бе&риг и хромокалиевых квасцов.

Типичная динамика обводнения добываемой жидкости в интенсифицированной скважине без применения гелеобразующего состава, а также с его применением приведена на примерах скважин № 340 и 358 пласта БСю Ефремов-ского месторождения (рисунки 3 и 4).

«истцы

—1 -добыча нафтм, Кто —2 ■ добыч« жядкоетнтГто

'■*"*"— 3 - ибвиимшишь

Рисунок 3 - Динамика показателей работы скважины № 340 пласта БСю Еф-ремовского месторождения, интенсифицированной без применения гелеобразующего состава

1- Добыч« неф™, гшс'тщ 2- Довыча жидихгш, т/мвс

™™—3- Средняя обюднанносгь, %

Рисунок 4 - Динамика показателей работа скважины № 358 пласта БСю Еф-ремовского месторождения, интенсифицированной с применением гелеобразующего состава

Из рисунка 4 видно, что совместное воздействие позволило увеличить добычу нефти и стабилизировать рост обводнённости. Следует отметить, что повторная интенсификация, проведенная на скважине № 358 через 9 месяцев, существенно не повлияла на темп обводнения добываемой жидкости. Это говорит о том, что эффект от закачки БГС в соседние нагнетательные скважины продолжался. *

Расчет эффективности проведенных комплексных мероприятий показал, что для пласта БСю средняя дополнительная добыча нефти составила порядка 4

10 тыс. т на скважину, средняя длительность эффекта - 14,5 месяцев. Суммарная дополнительная добыча нефти, рассчитанная по отдельным скважинам, составила 390 тыс т. Средний коэффициент прироста добычи нефти к базовой -0,86 д. ед. Средний прирост дебита нефти по объекту составил 13 т/сут., дебита жидкости - 83 т/сут., прирост обводнённости составил в среднем 8 %. Интенсификация скважин пласта БСц, в целом, аналогична.

Внедрение мероприятий по комплексному воздействию на пласты Ефре-мовского месторождения, осуществлённое по рекомендациям данной диссертационной работы, позволило дополнительно добыть 263 тыс.т нефти.

На Южно-Сургутском месторождении комплексная технология интенсификация добычи нефти была реализована на объектах пластов БСю-1 и БСю>2 Выбранные для обработки участки характеризовались высокой расчлененностью и неоднородностью как по разрезу, так и по площади, а также невысокими продуктивными толщинами пропластков. Обработка полимерно-гелевым составом (ПГС) Темпоскрин осуществлялась 3-4 раза через 6-8 месяцев, причём на участке применения ПГС было интенсифицировано 183 скважины. Сопоставление динамик добычи жидкости, нефти, а гакже изменения обводнён- < ности и водо-нефтяного фактора, показало, что комплексное воздействие более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов, поэтому с повышением степени выработки запасов необходимо увеличивать объем закачиваемого по-лимерно-гелевого состава.

Технология комплексного применения интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки объектов Юганского региона была реализована и на ряде других месторождений. Всего на 12 месторождениях гелеобразующими составами было обработано 674 нагнетательные скважины и интенсифицировано путём ФОЖ 1827 добывающих скважин. Необходимо отметить, что комплексной интенсификации был подвергнут как высокообводнённый, так и низко- и среднеобводнённый фонд месторождений. Установлено, что большинство обработок были успешными, а потери, связанные с ростом обводнённости и выводом скважин в бездействующий фонд, незначительны по сравнению с приростом добычи.

Анализ применения комплексной технологии показал, что наиболее эффективно сё применение при разработке горизонтов БС в-п, при этом прирост конечного КИН может достигать 4 %. Обработка нагнетательных скважин полимерными составами должна производиться за 2 - 4 месяца до интенсификации добывающих скважин, что позволяет существенно снизить темп обводнения скважинной продукции при интенсификации. Комплексное воздействие более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов и высокой обводнённостью и менее эффективно на водо-нефтяных зонах, что связано с высокой активностью подошвенных вод. В данном случае необходимо одновременно производить селективную изоляцию водопротока в добывающих скважинах.

Таким образом, комплексное воздействие может быть рекомендовано, в первую очередь, для месторождений, находящихся на 3 - 4 стадиях разработки, с обводнённостью продукции выше 70 %, с высокой послойной и зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

нефти. Для пластов с наименьшей проницаемостью (пласты группы Ю) доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, для пластов группы А - 74,5 %.

2. Выявлено влияние особенностей систем разработки месторождений, а также технологий проведения ГРП на его эффективность.

3. Показано, что широкомасштабное проведение операций ГРП позволило почти в 8 раз (с 41,1 % до 5,8 %) сократить количество низкодебитных скважин. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку при проведении ГРП на объектах Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.

4. Установлено, что на месторождениях, характеризующихся высокой обводнённостью продукции, интенсификация отбора жидкости из скважин экономически целесообразна при условии увеличения дебита скважин по жидкости не менее, чем в 1,8 раза. ФОЖ оказывает положительное влияние на темпы отбора нефти, в первую очередь, для месторождений, находящихся на 3 - 4 стадиях разработки, с обводнённостью продукции выше 70 %, высокой послойной и зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

5 Показано, что комплексное воздействие (сочетание ФОЖ и потокоот-клоняющих технологий) более эффективно на залежах с меньшей степенью выработки запасов. Для условий неоднородных пластов месторождений нефти, находящихся на поздних стадиях разработки и обводнённостью продукции выше 70 %, целесообразно применение комплексного воздействия с превалированием потокоотклоняющих технологий.

6. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1. Пасынков А.Г., Муллагалин И.З., Усманов Т.С. и др. Комплексное использование интенсификации отбора жидкости и потокоотклоняющих технологий на Ефремовском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» // НТЖ Технологии ТЭК - М. - 2004. - № 12. - С. 36 - 41.

2. Пасынков А.Г, Муллагалин И.З., Усманов Т.С. и др. Результаты комплексного применения форсированного отбора жидкости и потокоотклоняю-

щих технологий на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз" // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи. Труды IV Международного технологического симпозиума. - Москва, 2005. - С, 471 - 482.

3. Абабков К.В., Еникеева Г.М., Пасынков А.Г. и др. Особенности проектирования разработки малопродуктивных залежей Восточно-Сургутского месторождения ОАО "Юганскнефтегаз" // НТЖ Нефтепромысловое дело. - 2005. -№6. -С. 14-19.

4. Латыпов АР, Исмагилов Т.А., Пасынков А.Г. и др. Перспективы применения газовых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Тезисы 5-й международной конференции. - Краснодар, 2005. - С. 45 -47.

5. Усманов Т.С., Хатмуллин И.Ф., Пасынков А.Г. и др. Влияние широкомасштабного внедрения ГРП на нефтеотдачу месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Тезисы 5-й международной конференции. - Краснодар, 2005. - С. 52 - 53.

6 Афанасьев И.С., Седых К.А., Пасынков А.Г. и др. Геологическое строение и некоторые вопросы разработки Приобского месторождения // НТЖ Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 58 - 61.

7. Афанасьев И.С., Антоненко Д А., Пасынков А.Г. и др. Результаты вне-дрепия массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении // НТЖ Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 62 - 65.

8. Александров В.М., Мазаев В.В., Пасынков А.Г. Эффективность кислотного воздействия на пласт ЮС\ Фаинского месторождения в зонах развития пород-коллекторов различного палеофациального генезиса // НТЖ Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 66 - 71.

Подписано в печать 15.11.05.Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16.

Печать трафаретная. Печ. л 1 Тираж 90 экз. Заказ 189

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Адрес типографии: 450062, г. Уфа, уя. Космонавтов, 1.

f-2 2 17 A

РНБ Русский фонд

2006-4 17204

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Пасынков, Андрей Героевич

Список сокращений.

Введение.

1. ОБЗОР МИРОВОГО ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

1.1. Гидравлический разрыв пласта.

1.1.1. Зарубежный опыт применения ГРП.

1.1.2. Опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.

1.1.3. Направления совершенствования технологии ГРП.

1.2. Форсированный отбор жидкости.

1.2.1. Возможные негативные процессы при форсированном отборе жидкости.

1.2.2. Влияние давления насыщения на процесс форсированного отбора жидкости.

1.2.3. Рекомендации по применению форсированного отбора жидкости на скважинах

1.3. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи.

1.3.1. Классификация методов селективной изоляции воды.

Выводы.

2. ВЛИЯНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ТЕКУЩУЮ И КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА.

2.1. Методики расчёта прироста КИН в результате мероприятий ГРП.

2.1.1. Увеличение КИН при подключении трещиной гидродинамически изолированных нефтенасыщенных пропластков и линз.

2.1.1.1. Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием трёхрехмерной геологической модели.

2.1.1.2. Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием геолого-стохастических моделей.

2.1.2. Увеличение КИН при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах Юганского региона месторождений.

2.1.3. Оценка прироста извлекаемых запасов и КИН при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона.

2.2. Основные закономерности мероприятий ГРП на месторождениях Юганского региона.

2.2.1. Влияние геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП.

2.2.2. Анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность.

2.3. Анализ эффективности применения ГРП на месторождениях Юганского региона.

2.3.1. Эффективность применения ГРП на Приобском месторождении.

2.3.2. Эффективность применения ГРП на Приразломном месторождении.

2.3.3. Эффективность применения ГРП на Омбинском месторождении.

Выводы.

3. ВЛИЯНИЕ ФОРСИРОВАННОГО ОТБОРА ЖИДКОСТИ НА ТЕКУЩУЮ

И КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ.

3.1. Основные показатели интенсификации добычи нефти путём ФОЖ на месторождениях Юганского региона.

3.2. Некоторые закономерности процесса интенсификации добычи нефти путём ФОЖ. 104 Выводы.

4. ВЛИЯНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОГОГИИ (ФОЖ И ПОТОКООКЛОНЯЮ-ЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ) НА НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА.

4.1. Применение комплексной технологии интенсификации добычи нефти для повышения эффективности разработки Ефремовского месторождения.

4.2. Комплексное применение ФОЖ и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Южно-Сургутском месторождении.

4.3.Анализ внедрения комплексной технологии интенсификации добычи нефти на месторождениях Юганского региона.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Системное применение методов интенсификации добычи нефти"

В настоящее время в процессе разработки месторождений нефти Западной Сибири находится большое количество пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Месторождения в своём большинстве характеризуются значительной и к тому же растущей обводнённостью продукции пластов, неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости, повышенной гидрофильно-стью пород и относительно низкой нефтенасыщенностью. При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасьиценности продуктивных горизонтов происходит опере-жаюшее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев. Вероятность отключения прослоев тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами по площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, меньше песчанистость разреза, а также эффективная толщина низкопроницаемых прослоев/81 /.

Снижение продуктивности добывающих скважин Юганского региона месторождений нефти и газа, наряду с другими причинами, связано с геолого-физическими особенностями продуктивных пластов и пластовых флюидов. В частности, снижение продуктивности скважин, эксплуатирующих один из основных пластов - БСю, в первую очередь вызвано снижением фазовой проницаемости для нефти по мере роста обводнённости добываемой продукции. Следствием проявления этих факторов является то, что при водона-сыщенности выше 0,7 объёмных долей нефть таких месторождений как Мамонтовское, Усть-Балыкское, Южно-Балыкское, Южно-Сургутское, практически не фильтруется, остаточная же нефтенасыщенность представлена в основном капиллярно защемлённой нефтью / 11 /.

На залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на ПЗП с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин. В настоящее время для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов используется широкий ряд методов — повышение давления на линии нагнетания, своевременный перенос фронта нагнетания, очаговое заводнение, эффективная изоляция пластовых вод, переход на форсированный отбор жидкости увеличение скоростей фильтрации), гидропескоструйную перфорацию, солянокислотные обработки и их разновидности и т.д.

Анализ воздействия на пласт показывает, что наиболее значимыми критериями выбора метода увеличения нефтеотдачи пластов являются геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщина нефтенасыщенного пласта, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и технологические критерии (размещение скважин, давление нагнетания, свойства применяемых для воздействия агентов) /30, 103 /.

Практика разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что для обеспечения высоких коэффициентов нефтеотдачи необходимо использование комплекса физических и физико-химических методов воздействия на газонефтеносные пласты и призабойные зоны скважин / 4,86,102 /. Для обоснования наиболее рационального варианта испытаний и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов необходимо технико-экономическое обоснование.

Одним из наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения производительности скважин и увеличения нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. Сущность метода заключается в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит расширение естественных, либо образование искусственных трещин в продуктивном пласте. При дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образовавшихся трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления / 141 /. В настоящее время ежегодно на месторождениях нефти Ханты - Мансийского автономного округа проводится более тысячи операций по гидроразрыву пласта, при этом добыча жидкости из обработанных скважин увеличилась более чем в 3 раза.

Другим действенным методом интенсификации добычи нефти является форсирование отбора жидкости из добывающих, преимущественно, обводнённых скважин. При ФОЖ увеличивается депрессия на пласт, при этом в более проницаемых пропластках давление снижается с более высокой скоростью, чем в относительно менее проницаемых. В результате создаётся перепад давления, нефть перетекает из более нефтенасыщенного пропластка в менее нефтенасыщенный и увлекается водой в к забою скважины, то есть при увеличении градиентов давления начинается движение нефти в малопроницаемых пропластках, в которых при меньших градиентах давления она находилась в покое. Это обстоятельство позволяет путём увеличения отбора жидкости создать условия для притока нефти из относительно малопроницаемых пропластков, С течением времени, вследствие выравнивания давления в пропластках, разность давлений уменьшается, переток нефти из менее проницаемого пропластка в более проницаемый уменьшается и для повторного увеличения добычи отбор жидкости нужно снова увеличивать.

Существует ряд основных признаков, указывающих на целесообразность применения метода ФОЖ для интенсификации добычи нефти. Основными из них являются:

- залежь нефти подвержена активному давлению пластовых вод;

- скважины обладают высокой проводимостью, динамические уровни достаточно высоки для увеличения отбора жидкости путём снижения забойного давления;

- стадия эксплуатации — поздняя, разрабатываемый объект полностью по всей площади или определённое его поле обводнён по всему простиранию. Нефть в значительных количествах сохранилась в плотных мелкозернистых линзах или пропластках, либо над водой у кровли пласта;

- продукция скважин сильно обводнена — содержание нефти в добываемой жидкости не превышает 15-20 %;

- снижение темпа отбора жидкости из скважин либо их остановка уже не дают благоприятного эффекта - скважины продолжают обводняться или временами переходят на отбор воды. Это объясняется тем, что на поздней стадии разработки не происходит выравнивания контура нефтеносности и не могут быть достигнуты удовлетворительные результаты добычи ввиду оседания конусов воды, так как зеркало подошвенных вод поднялось достаточно высоко;

- с увеличением темпа отбора жидкости содержание нефти в жидкости не уменьшается или темпы снижения его не интенсивнее, чем до форсирования;

- процесс обводнения скважин протекает равномерно;

- техническое состояние скважин не вызывает опасения прорыва вод или выхода из строя колонны.

Целесообразность использования метода ФОЖ для интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей с водонапорным режимом при высокой обводнённости продукции скважин в настоящее время не вызывает сомнения. Однако, это не исключает возможности применения метода и на более ранних стадиях разработки залежей. Вопрос о том, на какой стадии разработки и при какой обводнённости продукции необходимо осуществлять форсированный отбор жидкости, должен решаться в каждом конкретном случае индивидуально в зависимости от геолого-физических особенностей залежи. Вопросы применения ФОЖ на ранней стадии разработки должны быть предметом особого изучения для уточнения условий его рационального применения. При выборе объектов для форсированного отбора жидкости необходимо исходить из величины оставшихся запасов нефти, её качества, обводнённости продукции залежи и наличия благоприятных физических свойств коллекторов. Нефтепромысловая практика показывает, что путём поэтапного увеличения отбора жидкости удаётся длительно удерживать стабильный уровень добычи нефти на отдельных скважинах и по всей залежи в целом / 30 /.

Однако, следует отметить, что применение с целью интенсификации добычи нефти на месторождениях Юганского региона форсированного отбора жидкости, может служить причиной увеличения темпа обводнения добываемой жидкости, в первую очередь, для залежей с активной подошвенной водой, а также краевых зон водонефтяного контакта. Это обстоятельство придаёт особую важность проблеме селективной изоляции обводненных пропластков и ликвидации заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние, подошвенные воды). В этой связи в настоящее время широкое применение начинают приобретать методы интенсификации добычи нефти, основанные на сочетании методов ФОЖ с физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи, в частности, применением потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно-гелевых составов, что позволяет значительно снизить обводненность продукции при одновременном увеличении добычи нефти.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Анализ и разработка методического подхода к выбору системных технологий интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

- исследование влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность операций гидроразрыва пласта, анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность;

-оценка прироста извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах;

- оценка эффективности и выявление закономерностей процесса интенсификации добычи нефти путём форсированного отбора жидкости и комплексного применения технологии ФОЖ и потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно-гелевых составов.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

При решении поставленных задач использованы:

- математические методы моделирования при создании геологических моделей пластов, построенных с использованием методик геостохастического моделирования;

- методы химического анализа при определении физико-химических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. С использованием дифференциальных моделей расчета дополнительной добычи и характеристик вытеснения нефти водой рассчитаны величины вовлекаемых в разработку запасов при проведении операций ГРП.

2. Определены уровни влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП в зависимости от групп пластов, типов коллекторов и особенностей систем разработки месторождений.

3. Выявлена зависимость влияния технологии проведения ГРП, размеров трещин на эффективность ГРП.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

1. Показано, что для геолого-физических условий месторождений нефти Юганского региона, ГРП является одним из наиболее эффективных инструментов воздействия на пласт, обеспечивающим увеличение текущей и конечной нефтеотдачи. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку за счет увеличения коэффициента охвата при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.

2. Установлено, что наиболее успешно операции по ГРП осуществляются на пластах группы Ю (имеющих низкую проницаемость), где доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, а также на пластах группы А - 74,5 %. Совершенствование технологий гидроразрыва пласта, а также применение различных методов борьбы с выносом проппан-та, обеспечивают не только более высокие приросты дебитов жидкости, но и значительно продлевают эффект от ГРП.

3. Установлено, что для низкопроницаемых пластов (коллекторы Приразломного (БС4), Мало-Балыкского (БС]8) месторождений), сочетание технологий ФОЖ и ГРП обеспечивает максимальный прирост извлечения запасов нефти.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Содержание работы докладывалось и обсуждалось на Международном симпозиуме «Результаты комплексного применения интенсификации добычи нефти и потокоотклоняющих технологий на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», г. Москва, 2005 г.; 5-й Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», г. Краснодар, 2005 г.

ПУБЛИКАЦИИ.

По результатам выполненных исследований опубликовано 8 печатных работ.

СТРУКТУРА И ОБЪЁМ ДИССЕРТАЦИИ.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 211 наименований, содержит 149 страниц машинописного текста, 59 рисунков, 18 таблиц и 2 приложения объёмом 10 страниц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Пасынков, Андрей Героевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП по группам пластов месторождений нефти Юганского региона. Установлено, что для низкопроницаемых и неоднородных по проницаемости пластов проведение операций ГРП приводит к одновременному увеличению КИН и темпов отбора нефти. Для пластов с наименьшей проницаемостью (пласты группы Ю) доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, для пластов группы А - 74,5 %.

5. Показано, что комплексное воздействие (сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий) более эффективно на залежах с меньшей степенью выработки запасов. Для условий неоднородных пластов месторождений нефти, находящихся на поздних стадиях разработки и обводнённостью продукции выше 70 %, целесообразно применение комплексного воздействия с превалированием потокоотклоняющих технологий.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пасынков, Андрей Героевич, Уфа

1. Абатуров С.В., Рамазанов Д.Ш., Шпуров И.В., Матвеев К.Л., Старкова Н.Р., Гордеев А.О. О перспективах применения лигниносодержащих составов в технологиях повышения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9. - С. 62 - 65.

2. АКОР тампонажные составы (растворы) на основе этилсиликатов и катализатора для ремонтно-изоляционных работ в скважине. // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 10. — С. 65.

3. Александров В.М., Мазаев В.В., Пасынков А.Г. Эффективность кислотного воздействия на пласт ЮС\ Фаинского месторождения в зонах развития пород-коллекторов разлмчиого палеофациального генезиса. // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 66 — 71.

4. Алмаев Р.Х., Базекина Л.В., Мурзагулова Д.Р. Водорастворимые полимеры для повышения нефтеотдачи пластов. М.: Нефть и газ, 1992. // Труды ГАНГ. - Вып. 238. - С. 8-12.

5. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти. // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 12. - С. 22 - 24.

6. Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф. Основы полимерного воздействия на пласт чередующейся закачкой растворов. // Нефтепромысловое дело. 1992. - № 8. - С. 22 - 26.

7. Алмаев Р.Х. Технология повышения нефтеотдачи пластов на основе щелочпо-полимерных систем. // В сб.: Новые методы повышения нефтеотдачи пластов в интенсификации добычи нефти в республике. Уфа.: УНИ, 1990. - С. 9 - 12.

8. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. и др. Регулирование кинетических и реологических характеристик гелеобразующих систем для увеличения нефтеотдачи. // Химия нефти и газа: Материалы IV международной конференции. Томск: "STT". - 2000. - Т. 1. - С. 469 -473.

9. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г. Применение технологии комплексного воздействия па нагнетательные и добывающие скважины Урьевского месторождения с целью ограничения водопритоков. // НТЖ Интервал. 2002. - № 1(36). -С. 4 - 7.

10. Артемьев В.П., Госсман В.Р., Потапов A.M., Перевышин М.И., Воротилин О.И.,

11. Сумин Б.А., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Закирьянов М.Т. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на призабойную зону нефтяными растворителями. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2. — С. 56 - 60.

12. А.с. 1006712 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Г.М. Швед и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1983. - №11.

13. А.с. 1016486 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Способ селективной изоляции пластовых вод. / Н.В. Комаров и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1983. - № 17.

14. А.с. 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. / И.И. Клещенко и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1983. - № 9.

15. А.с. 1317099 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине. / О.В. Поздеев, Э.Д. Пасхина, В.И. Зотиков, Н.В. Михеев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1987. - № 22.

16. А.с. 1602975 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод. / Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, Т.А. Скороходова, Ю.М. Сухих, P.M. Минаева, С.А. Гершенев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1990. - № 40.

17. А.с. 1723307 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции кавернозной части ствола скважины. / Н.И. Крысин, A.M. Ишмухаметова, Ф.Н. Гребнева, В.А. Караваев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1992. - № 12.

18. А.с. 1770553 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Способ селективной изоляции притока воды в скважину. // Бюл. Открытия. Изобретения. № 39.

19. А.с. 1776766 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонажный состав. / Ю. Д. Абрамов, С.Н. Осипов, Г.М. Острянская, А.В. Ряжкевич, В.Н. Макаров. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1992. - № 43.

20. А.с. 1828490 СССР, МКИ К Е 21 В 33/138. Способ ограничения водопритоков. / П.М. Южапииов, Э.Д. Пасхина, Г.Ф. Колесников, Н.И. Кобяков. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1993.- № 26.

21. А.с. 675168 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор. / Н.М. Макеев, Е.П. Ильясов, ПИ. Астафьев, Б.М. Курочкин, Н.Н. Касаткина, А.А. Шамшурин. . // Бюл. Открытия. Изобретения. 1979. - № 27.

22. А.с. 732494 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор. / Г.М.Швед, И.А. Левченко, А.Г. Стороженко, М.Л. Шерстяной. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1980. -№ 17.

23. А.с. 976026 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока вод в скважину. / И.Г. Юсупов и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1982. - № 43.

24. Афанасьев И.С., Антоненко Д.А., Муллагалин И.З., Усманов Т.С., Свешников А.В., Пасынков А.Г. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении. // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 62 — 65.

25. Афанасьев И.С., Седых К.А., Усманов Т.С., Свешников А.В., Сергейчев А.В., Пасынков А.Г. Геологическое строение и некоторые вопросы разработки Приобского месторождения. //. Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 58 - 61.

26. Березин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтевытеснения. // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7.- С. 27 -29.

27. Бикбулатов А.У., Рахимкулов Р.Ш. Технология приготовления и закачки гипано-формалиновых смесей. // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 2.- С. 60 - 63.

28. Булавин В.Д., Краснопевцева Н.В. Технологический комплекс для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на основе отечественного биополимера. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 4. - С. 116 - 117.

29. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1983. 192 с.

30. Валиханов А.В. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления нагнетания. М.: Недра. - 1980.

31. Власов С.А., Каган Я.М., Фомин А.В. и др. Новые перспективы полимерного заводнения в России. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. - С. 46 - 49.

32. Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 4. - С. 30 - 31.

33. Галыбин A.M., Каримов В.Г., Кан В.А. Применение силиката натрия для водо-изоляционных работ в скважинах ПО "Удмуртнефть". // Сб. науч. тр. Всес. нефтегазНИИ. 1991.-№ 108.

34. Галыбин A.M., Соркин А.Е., Каримов В.Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождениях Удмуртии. // Сб. науч. тр. Всес. нефтегазНИИ. 1988. -№ 102.

35. Глумов И.Ф., Газизов A.LLI., Кочетков В.Д., Габдуллин Р.Г. Применение нефге-еернокиелотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины. / М.: ВНИИОЭНГ. 1985. - // Обзорная информ. Сер. "Нефтепромысловое дело". - Вып. 14 (103).

36. Глумов И.Ф., Слесарева В.В., Уваров С.Г., Афанасьева О.И., Андриянова О.М. Ранговая классификация ПАА зарубежных фирм.// Сб. Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века, Бугульма. 2000. - С. 133 - 139.

37. Голубева Г1.А., Алмаев Р.Х., Зельдина С.З. Стабилизация полиакриламида в агрессивных средах. М.: "Нефть и газ", 1992. - С. 45 - 52.

38. Городилов В.А., Мухаметзянов Р.П., Храмов Г.А., Зарицкая А.Т., Павлов М.В., Сонич В.П. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 69 с.

39. Григоращенко и др. Применение полимеров в добыче нефти. М.: Недра, 1978. — 213 с.

40. Губский А. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири. // Нефтегазовое обозрение. 2000. - № 3. - С. 4 - 9.

41. Гузеев В.В., Поздняков А.А., Зайцев Г.С. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского Автономного округа. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 6.-С. 116 - 119.

42. Гусев С.В., Бриллиант JI.C., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири. / Материалы совещания "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений" (г. Альметьевск, 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ. -1996.-С. 291 -303.

43. Гусев С.В., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО "Юганскнефтегаз". // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 7. -С. 15 - 18.

44. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. и др. Кремнийорганические соединения фирмы Wacker-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. 1995. -№3. - С. 65 -68.

45. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. и др. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы Wacker-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях АО "Юганскнефтегаз". // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 5.- С. 72.

46. Густов Б.М., Хатмуллин A.M., Асмоловский B.C. и др. Промысловые испытания гелевых технологий на Арланском месторождении. // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 2. -С. 36 -38.

47. Девятов В.В., Алмаев Р.Х., Пастух Г1.П., Сапкин В.М. Применение водоизолирующих химреагентов па обводненных месторождениях Шаимского района. / М.: ВНИИОЭНГ.- 1995.

48. Девятов В.В. Применение водоизолирующих составов на месторождениях Шаимского района. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5 - 6. - С. 59 - 61.

49. Джабраилов К.Т., Мусаев Р.А. Применение щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины. // Кратк. тез. докл. науч.-техн. сов. -Бугульма, 1989.

50. Еникеев P.P. Опыт и перспективы оптимизации режима работы скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз". // Нефтепромысловое дело.- 2001.- № 3.- С. 25 -31.

51. Жданов С.А., Константинов С.В. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 9. - С. 24 - 25.

52. Земцов Ю.В., Белогуров В.В., Ротанова О.А. Исследование свойств тампонажно-го материала на основе полифенилэтоксисилоксана. Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири: Тюмень: СибНИИНП. -1982.

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

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

55. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. -414 с.

56. Ивин М.О., Малышев Г.А. Анализ результатов ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" и основные направления совершенствования технологии его выполнения. // НТЖ Интервал. 2001. - № 11. - С. 6 - 13.

57. Исмагилов Т.А., Игдавлетова М.З., Федоров К.М. Оптимизация параметров технологии селективной изоляции водопритока в добывающие скважины композицией на основе самотермоиолимеризующейся смолы КФ-Ж. // Нефтепромысловое дело. 1998. - № 6.-С. 10- 12.

58. Исмагилов Т.Д., Федоров К.М., Пичугин О.П., Игдавлетова М.З. Кинетика полимеризации термореактивного полимера КФ-Ж, используемого для изоляции обводненных пропластков. // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 8 -10. - С. 45 - 47.

59. Казаков А.А. Оценка интерференции скважин. // Нефтяное хозяйство. 1984. -№ 12. - С. 38 - 42.

60. Казаков А.А. Пути повышения эффективности форсированного отбора жидкости. / М.: ВНИИОЭНГ, 1988. Обзор, информ. Сер. "Геология, геофизики и разработка нефтяных месторождений".

61. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А. и др. Гидрогели из растворов силиката натрия. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 10. — С. 44 - 46.

62. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышении нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 5. - С. 96 - 100.

63. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999. 213 с.

64. Канзафаров Ф.Я., Васильев А.С., Канзафарова С.Г. Составы для изоляции пластовых вод. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 2. — С. 20 — 22.

65. Карнаухов M.J1., Крамар Г.О., Гапонова JI.M. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях ноябрьского региона. // Нефтепромысловое дело. -1999.-№6.- С. 41 -43.

66. Каушанский Д.А. Однокомпонентная нолимерно-гелевая система "Темпоскрин" как технология физико-химического воздействия на нефтяные пласты. / II научно-практическая конференция "Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов". С. 40-43.

67. Клещенко И.И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла. // Нефтепромысловое дело. 1997. - № 8 - 9. - С. 15 - 16.

68. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при закан-чивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998.-267 с.

69. Клещенко И.И. Применение кремнийорганических жидкостей для водоизоля-ционных работ в скважинах. // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 3. - С. 53 - 56.

70. Клещенко И.И., Ягофаров А.К. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. / Информ. листок. № 85-6. - Тюмень: ТМТЦНТИ. -1985.

71. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У. и др. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. / М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 59 с.

72. Ковардаков В.А., Духненко Е.М., Комаров Н.В. и др. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод. // Нефтяное хозяйство. 1978. - № 1. - С. 40-43.

73. Колесников К.Э., Строганов В.М., Рябоконь С.А. и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 4. — С. 44 — 45.

74. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 8. — С. 13-15.

75. Комиссаров А.И., Моллаев Р.Х., Хаджиев Б.С. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. // Нефтяное хозяйство. 1985.- №6.-С. 55.

76. Комиссаров А.И., Соколов А.А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов. / Сев.Кав.НИПИнефть. Грозный, 1989. -Деп. в ВНИИОЭНГ 10.08.89. - № 1766.

77. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. / М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1985.-61 с.

78. Крутько Н.П., Воробьева Е.В., Мажайко Е.Ф. Комплексообразование между лиг-но-сульфонатами и формальдегидной смолой в водосолевой среде.// Журнал прикладной химии. 1988. - № 3. - С. 592 - 595.

79. Крянев Д.Ю., Чистяков А.А., Елисеев Н.Ю., Магадов Р.С. Хлобыстов Д.С. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. М.: Фирма «Блок», 1988.- 40 с.

80. Кувшинов В.А., Стасьева JI.A. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей. // НТЖ Интервал. 2000. - № 6 (17). - С. 3 - 7.

81. Курам шин P.M., Духовная Г1.А., Вязовая М.А., Бобылева И.В. Результаты проведения гидравлического разрыва пласта на Ермаковском месторождении. // Нефтяное хозяйство. 1997,- № 4. - С. 43 - 47.

82. Курамшин P.M., Иванов С.В., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района. // Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 12.-С. 58-60.

83. Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Г., Ширгазин Р.Г. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий. // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 2. - С. 39.

84. Мавлютов М.Р., Полканова Э.В., Нигматуллина А.Г. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении. / М.: ВНИЭМС. 1990. - // Обзорная информ. Сер. "Техника, технология и организация геолого-разведочных работ".

85. Максимова Т. Н., Кононова Т. Г., Фахретдинов Р. Н., Овсюков А. В., Блинов С. А., Гафиуллин М. Г. Гелеобразующие композиции иа основе цеолитного компонента. -Уфа: Изд-во Тилем", 1998. 238 с.

86. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения иа месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. - / Обзорная информ. Сер. "Нефтепромысловое дело" - Вып. 1(130).- 60 с.

87. Маляренко А.В., Земцов Ю.В., Шапатин А.С. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений. // Нефтяное хозяйство. 1981. - № 1. - С. 35 — 38.

88. Мартынцев О.Ф., Рыжик В.М. Исследования процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пластов. // Изв. АН СССР, сер. Механика. 1965 .- № 5.

89. Маслов И.И., Бичкевский А.Д., Левченко И.А., Губенко И.М. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод. // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 5. - С. 38 - 41.

90. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов иа основе кремнийорганических соединений. // Азерб. нефтяное хозяйство. 1983. - № 9.

91. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Малышев Г.А., Сонич В.П., Лушников А.Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". // Нефтяное хозяйство, 2001.- № 9. - С. 52-57.

92. Молчан И.А., Патий А.О. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1993.-№8.-С. 45 -58.

93. Муравьев И.М., Крылов ATI. Эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Гос-топтехиздат, 1949.

94. Овнатанов С.Т., Карапетов К.Л. Форсированный отбор жидкости. М.: Недра. 1967.- 132 с.

95. Овсюков А.В., Гафиуллин М.Г., Максимова Т.Н. и др. Возможность применения гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 1.

96. Овсюков А. В., Максимова Т. Н., Сафин С. Г., Гафиуллин М. Г. Исследование водоизолирующих свойств гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента. // Нефтепромысловое дело. 1997. - № 2. - С. 507.

97. Пасынков А.Г. Газимов P.P., Махов О.А., Михалков С.Г. Влияние особенностей геологического строения пластов АВ2-3 и АВ4.5 Самотлорского месторождения на состояние их разработки. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9. - С. 27 - 30.

98. Пат. РФ 2065442. МКИ С 07F 7/04, Е 21В 33/138. Способ изоляции водопритоков с помощью гелеобразования растворов производных кремниевой кислоты. / В.И. Титов, В.В. Дерябин, Н.И. Ахимов. / Бюл. Открытия. Изобретения. № 28. - 1996. - С. 163.

99. Пат. РФ 2089723. 6Е 21В 43/22. Способ разработки нефтяных месторождений. / Р.С. Мухаметзянова, P.M. Епикеев., Р.Н. Фахретдинов. / Бюл. Открытия. Изобретения. -1997.-№ 15.-С. 112.

100. Пат. РФ 2124622. МКИ 6 Е 21 В 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов. / М.И. Стартов, В.М. Айдуганов. / Бюл. Открытия. Изобретения. 1998. - № 1. -С. 384.

101. Пат. РФ 2127359 , МКИ 6 Е 21 В 43/22. Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде / Д.А. Каушанский Д.А., В.Б. Демьяновский. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999.-№ 7.-С. 471.

102. Пат. РФ 2133337. МКИ 6 Е 21 В 43/22. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину. / П.М. Южанинов, Т.В. Чабина, В.А. Качин. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 20. - С. 422.

103. Пат. РФ 213570. МКИ 6 Е 21 В 43/20, 43/26. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта. / Ю.Е. Батурин, А.Г. Малышев, В.П. Сонич, Г.А. Малышев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 24. - С. 451.

104. Пат. РФ 2136870. МКИ 6 Е 21 В 43/22. Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта. / Г.Н. Позднышев, В.Н. Манырин, А.Н. Досов, А.Г. Савельев, В.И. Пузенко. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 25. — С. 430.

105. Пат. РФ 2138629. МКИ 6 Е 21 В 43/22. Способ добычи нефти. / Ш.Ф. Тахаутди-нов, Н.С. Гатиятуллин, И.А. Бареев, С.Н. Головко, Т.А. Захарченко, М.И. Залалиев, С.Е. Войтович. / Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 27. - С. 308.

106. Пат. РФ 2142043. МКИ 6 Е 21 В 33/138, 43/22. Состав для изоляции водопритока в скважину. / С.В. Абатуров, П.Р. Старкова, И.В. Шпуров, Д.Ш. Рамазанов, С.Ф. Чер-навских. / Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 33. - С. 211.

107. Переработка сульфатного и сульфитного щелоков / Под ред. Б.Д. Богомолова и С.А. Сапотницкого. М.: Лесная промышленность, 1989.

108. Пермяков И.Г., Гудок Н.С. О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти. // Нефтяное хозяйство. 1961. - № 6. - С. jj - J8.

109. Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" в 1998 2005 гг. / Материалы конференции. // М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". - 1998. - С. 408.

110. Поздеев О.В. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах с низкопроницаемыми коллекторами. / Проблемы освоения трудпоизвлекаемых запасов нефти Перм. Прикамья.- М,- 1988. С. 80 - 84.

111. 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. - С. 46 - 48.

112. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. / Труды научно-практической конференции. Бугульма. 1997. - 360 с. // Казань.: Новое Знание, 1998.

113. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабойной зоны скважин. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 2. - С. 41 - 45.

114. Сабиров И.Х. Изучение перемещения водонефтяного контакта и нефтеотдачи пласта ДН Константиновского месторождения. // Нефтяное хозяйство. 1963. - № 10. - С. 29-35.

115. Сапотницкий С.А. Использование сульфитных щелоков. 3-е издание. - М.: Лесная промышленность. - 1981. - 224 с.

116. Скородиевская Л.А. Исследование гидрофобизирующей способности реагентов АКОР. // Сер. НГ геология, геофизика и бурение. 1985. - № 10.

117. Скородиевская Л.А., Хосроев Д.В., Строганов A.M. и др. Ограничение притока вод составами АКОР. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 6. — С. 32 - 34.

118. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Климов А.А., Афанасьев В.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения. // Нефтяное хозяйство. -2002.-№8.-С. 31 -33.

119. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов ОАО "НК "Лукойл". / II научно-производственная конференция. 1998. - С. 63.

120. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов ОАО "НК "Лукойл". / III научно-производственная конференция. 1999. - С. 54.

121. Сулейманов Э. И., Волков Ю. А., Голубев Г. В., Чекалин А. Н. Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27-28. 05. 1996. Казань: "Новое знание", 1997. - 304 с.

122. Тагиров Ю.Д., Мусаев Л.А., Халилов Э.Г. и др. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины. // Изв. АН АзССР, Сер. Наук о Земле. 1987. - № 6.

123. 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.

124. Техника и технология добычи нефти на современном этапе. / Сб. докладов научно-практической конференции. Альметьевск. 1997. - С. 276.

125. Технология селективной внутрипластовой изоляции водопромытых пластов и прослоев. //Нефтяное хозяйство. 1988. -№ 6.

126. Ульянов Н.С., Земцов Ю.В. Некоторые результаты водоизоляциоиных работ на Западно-Сургутском месторождении . // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 5. - С. 68 - 70.

127. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра, 1966. - 163 с.

128. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. 165 с.

129. Усеико В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. М.: Недра, 1967. - 216 с.

130. Фахретдинов Р.П., Еникеев Р. М., Мухаметзянова Р. С., Ризванова 3. И. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений. // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 5. - С. 12-13.

131. Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова Р. С., Берг А.А., Васильева Е.Ш., Камалов М.М., Илюков В.А. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 3. - С. 41 - 46.

132. Хасаев A.M. Изоляция вод в эксплуатационных скважинах. М.: Недра, 1965. -112 с. с черт.

133. Хасанов М.М., Исмагилов Т.А., Мангазеев В.П., Растроган А.Е. Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повышения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство. -2002.-№7.-С. 110-112.

134. Хачатуров P.M., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов. // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 9. - С. 43 - 45.

135. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.П., Тазиев М.З., Нурмухаметов Р.С. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ВНИИОЭНГ. - 2001. - 184 с.

136. Хлебников В.Н., Ленченкова JI.E. Новая гелеобразующая композиция для Ар-ланского месторождения. // Баш. хим. журнал. 1998. - Т. 5, № 2. - С. 72 - 74.

137. Хосроев Д.В., Янковский Ю.Н., Рябоконь С.А. и др. Ограничение водопритока составами АКОР. // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 9. - С. 71 - 72.

138. Черемисин Н.А. и др. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. -С. 58-61.

139. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Исследование условий формирования остаточной пефтенасыщениости в полимиктовых коллекторах при их заводнении. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 40 - 45.

140. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Ефимов П.А. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов. // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 69 - 75.

141. Шапатин А.С. и др. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности. Новые области применения метатлорганических соединений -М.: ГНИ-ИХТЭОС.- 1983.

142. Швецов И., Бакаев Г., Кабо Ei., Перунов В., Соляков 10. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 4 . -С. 37 - 41.

143. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара, 2000. - 336 с.

144. Шелепов В.В., Таранин В.В. Анализ применения ГРП на Повховском месторождении. / Материалы совещания "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений" (г. Альметьевск, 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - С. 303 - 308.

145. Шеметило В.Г., Мосунов А.Ю., Афанасьев В.А., и др. Форсированный отбор жидкости как метод повышения нефтеотдачи гранулярных коллекторов. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 2. - С. 54 - 58.

146. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г., Шарифуллин Ф.А. Анализ эффективности разработки запежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 50 - 53.

147. Щелкачев В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти. М.: Гостоптехиздат. - 1946.

148. Экономидес М.Ю., Олни Р., Валько П. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта. — 2003. — 221 с.

149. Ягафаров А.К., Демичев С.С., Клещенко И.И. и др. Эффективный способ ре-монтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. // Нефтяное хозяйство. -1990.-№4.-С. 80.

150. Янковский Ю.Н., Маслов И.И., Скородиевская JT.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 5.

151. Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А., Хайретдинов Р.С. Результаты применения составов АКОР в малодебитных скважинах. // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 1. - С. 59 - 62.

152. A. Stavland, В.A. Kvanvik, A. Lohne. Simulation model for predicting placement of gels. // SPE 28600. SPE 69. Annual Technical Conference, New Orleans, LA, USA. -1994. 25 -28 September. - P. 387 - 402.

153. Al-Hashim H., Kissami M., Al-Yousef H.Y. Effect of multiple hydraulic fracture on gas-well performance. // J. Petrol. Technol. 1993. - V. 45. - N 6. - P. 558 - 563.

154. B.J. Todd, G.P. Willhite, D.W. Green. A mathematical model of in-situ gelation of polyacrylamide be a redox process. // SPE 20215, SPE Reservoir Engineering. 1993. - Feb. -P. 51-61.

155. Blanco E.R., Hydraulic fracture requires extensive disciplinary interaction. // Oil and Gas J. 1990. -N.12.-P. 112-118.

156. Chase В., Chimlovvski W., et al. Clear fracturing fluids for increased well productivity. // Oil-field review 9. 1997. - N 3. - P. 20 - 33.

157. Clark J.B. Hydraulic process for increasing productivity of wells. // Trans. AIME. -1949.-V. 186.-P. 1-8.

158. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation.-Prentice Hall. Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. 1989. - 430 p.

159. Gruber N.G., Anderson H.A. Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results. // J. Canad. Petrol. Technol. 1996. - V. 35. - N 8. - P. 15 - 24.

160. Hannah P.R., Walker E.J. Fracturing a high permeability oil well at Prudhoe Bay, Alaska. // Paper SPE 14372. 1985.

161. Hannah R.R., Park E.I., Porter D.A., Black J.W. Combination fracturing/gravel -packing completion technique on the Amberjack , Mississippi Canyon 109 field. // SPE Prod, and Frac.- 1994. V. 9.- N 4. - P. 262 - 266.

162. Hickey J.W., Brown W.E., Crittenden S.J. The comparative effectiveness of propping agents in the Red Rock formation of the Anadarco Basin. // Paper SPE 10132 . 1981.

163. Hubbret M.K., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing. // Trans. AIME. -1957.-V. 210.-P. 153 -168.

164. J.E. Smith, J.C. Mack. Gels correct in-depth reservoir permeability variation. // Oil & gas Journal. 1997. - Jan. 6.

165. J. Liang, H. Sun, R.S. Seright. Reduction of oil and water permeabilities using gels. // SPE/DOE 24195, SPE/DOE. Eighth Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma. 1922. - 22 - 24 April. - P. 409 - 418.

166. J. Liang, R.L. Lee, R.S. Seright. Gel placement in production wells. // SPE Production & Facili-ties. 1993. - Nov. - P. 276 - 284.

167. J. Liang, R.S. Seright. Further investigations of why gels reduce water permeability more than oil permeability. // SPE Production & Facilities. 1997. - Nov. - P. 225 - 230.

168. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science.- Elsevier Science Publishers, 1989. 26. - 1240 p.

169. Martins J.P., Leung K.H., Jackson MR., Stewart D.R. Tip screen out fracturing applied to the Ravensprun South gas field development. // SPE Prod. Eng. 1992. - V. 7. - N 3. - P. 252 -258.

170. McDaniel R.R., Willingham J.R. The effect of various proppants and proppant mixtures on fracture permeability. // Paper SPE 7573. 1978.

171. Meese С.Л., Mullen M.E., Barree R.D. Offshore hydraulic fracturing technique. // J. Petrol. Technol. 1994. - V. 46. - N 3. - P. 226 - 229.

172. Mullen M.E., Norman W.D. Investigation of height growth in frac-pack completions. // Paper SPE 36458. 1996.

173. Overbey Jr. W.K., Yost II А.В., Wilkins D.A. Inducing multiple hydraulic fractures from horizontal wellbore. // Paper SPE 18249. 1989.

174. P.L. Bondor, G.J. Hirasaki, M.J. Tham. Mathematical simulation of polymer flooding in complex reservoirs. // SPE Journal. 1972. - October. - P. 369 - 382.

175. Paper SPE 10659. -1982. P. 11.

176. Pat. Europa 0260888. МКИ E 21B 33/138. Colloidal silica-based fluid diversion / Bennett К. E., Fitzjohn J. L., Harmon R. A., Yates H. С. // ИзО В. 87.- № 21.- 1988. С. 39.

177. Pat. USA 4037659. МКИ E 21В 43/22. Process for recovering oil from petroleumre-servoirs / LeRoy W., Fullerton C. Union Oil Company of California. // ИзО В. 24. .№ 8. - 1976. - С. 12. // Электронный сайт патентного ведомства США. - www. uspto. gov.

178. Pat. USA 4664194. МКИ E 21 В 43/22. Gel for retarding How. / Marrocco; Matthew L. Cites Oil and Gas Corporation. // Электронный сайт патентного ведомства США. — www. uspto. gov.

179. Pat. USA 4665987. МКИ E 21 В 33/38, 43/24. Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow. // Электронный сайт патентного ведомства США. — www. uspto. gov.

180. Pat. USA 4721161, МКИ E 21 В 33/138. Method for descreasing permeability around a wellbore. / Richardson; William C.; Whittinggton; Lawrence E.; Morrow; Lawrence R. Texaco Inc. // Электронный сайт патентного ведомства США. www. uspto. gov.

181. Pat. USA 4721163. МКИ E 21 В 23/00, 33/138. Subsea well head alignment system / Davis; Peter J.R. Texaco Inc. // Электронный сайт патентного ведомства США. — www. uspto. gov.

182. Pearson С., Clonts M. Use of longitudinally fractured horizontal wells in a multizone sand-stone formation. // Paper SPE 36454. 1996.

183. Pearson C.M., Bond A.J., Eck M.E., Schmidt J.H. Results of stress oriented and aligned perforating in fracturing deviated wells. // J. Petrol. Technol. 1992. - V. 44. - N 1. - P. 10- 18.

184. R.H. Lane, R.S. Seright. Gel water shutoff in fractured or faulted horizontal wells. // CIM/SPE 655527, 2000 SPE. Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Alberta, Canada. 2000. - 6 - 8 November.

185. R.S. Seright, J. Liang, H. Sun. Gel treatments in production wells with water-coning problems.//In. Situ. 1993.- 17(3).- P. 243 - 272.

186. R.S. Seright, J. Liang. A comparison of different types of blocking agents. // SPE 30120. // European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands. 1995. - May. — P . 15-16.

187. R.S. Seright, J. Liang. A survey of Field Applications of Gel Treatements for Water Shutoff. // SPE 26991. / III Latin American/Carribean Petroleum Engineering Conference, Argentina. 1994. - April. - P. 27 - 29.

188. R.S. Seright. Effect of rheology on gel placement. // SPE Reservoir Engineering. -1991,- May.- P. 212-218.

189. R.S. Seright. Gel placement in fractured systems. // SPE Production & Facilities. -1995.-Nov. -P. 241 -248.

190. R.S. Seright. Reduction of gas and water permeabilities using gels. // SPE Production & Facilities. 1995. - May. - P. 103 - 108.

191. Rooghard L.P. et al. Frac-and-pack stimulation: application, design, and field experience. // J. Petrol. Technol. 1994 .- V.46. - N 3. - P. 230 - 238.

192. Schechter R.S. Oil well stimulation. Prentice Hall. Eglewood Cliffs, NJ, 1992. - 2781. P

193. Smith M.B., Hannah R.R. High-permeability fracturing: the evolution of a technology. // J. Petrol. Technol. 1996. - V. 48. - N 6. - P. 628 - 633.

194. Tudor R., Poleschuk A. Low viscosity, low temperature fracture fluids. // J. Canad. Petrol. Technol.- 1996. V. 35. - N 7. - P. 31 - 36.

195. Underwood P.J., Kerley L. Evaluation of selective vs. point-source perforating for hydraulic fracturing. // Paper SPE 36480. 1996.

Информация о работе

Пасынков, Андрей Героевич
кандидата технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Системное применение методов интенсификации добычи нефти - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы