Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти"

На правах рукописи

Мухаметшин Рустам Закиевнч

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЭФФЕКТИВНОГО ОСВОЕНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Специальности 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва — 2006

Работа выполнена в ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Барков Сергей Львович

доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович

доктор геолого-минералогических наук Фурсов Альберт Яковлевич

Ведущая организация: Казанский государственный университет

(г.Казань)

Защита состоится «■/$?» 2006 г. в ^часов на заседании

диссертационного совета Д 002.236.01 при ФГУП «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» (ИГиРГИ) по адресу: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, 25, корп. 1 (конференц-зал).

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Института геологии и разработки горючих ископаемых.

Автореферат разослан «

2006г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук анов В.Ф.

ВВЕДЕНИЕ

Основным резервом поддержания уровней добычи нефти во многих регионах Российской Федерации в современных условиях развития отрасли являются трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ). Если в начале 60-х гг. доля ТИЗ в общем балансе СССР/России составляла примерно 10 %, то по данным ВНИИнефть уже в 90-е гг. она превысила 50 % и продолжает увеличиваться.

Актуальность проблемы. В сложившейся в России экономической ситуации проблема повышения эффективности извлечения запасов нефти на основе применения новейших технологий доразведки, разработки и доразработки месторождений в старых нефтедобывающих районах приобрела особую актуальность. По существу, запасы всех месторождений на поздней стадии разработки превращаются (В.Е.Гавура, 2001) в трудноизвлекаемые. Стабильность уровня нефтедобычи на месторождениях, вступивших в заключительные стадии разработки, определяется рациональным использованием оставшихся ТИЗ. Сейчас около половины добываемой в стране нефти обеспечивается (С.А.Жданов, 1999) за счет трудноизвлекаемых запасов. Для месторождений многих регионов, в том числе и Урало-Поволжья, актуальность проблемы определяется необходимостью вовлечения в активную разработку малоэффективных и низкорентабельных залежей и обводненных пластов, запасы которых с применением традиционных технологий вырабатываются крайне низкими темпами, и нефтеотдачей.

Эффективная выработка трудноизвлекаемых запасов нефти предполагает наличие надежной физико-геологической базы знаний, позволяющей оценивать добывные возможности продуктивных пластов, обоснованно подбирать и целенаправленно совершенствовать системы разработки, технологии интенсификации добычи нефти и методы увеличения нефтеотдачи (МУН), наиболее соответствующие определенным типам объектов.

Выбор месторождений Татарстана в качестве основных объектов исследований в представленной работе не случаен. Во-первых, здесь расположены крупнейшие нефтяные месторождения Урало-Поволжья, среди которых в первую очередь уникальное Ромалжинское и крупнейшие Ново-Елховское и Бавлинское. На протяжении всей более полувековой истории освоения они служат полигоном для опробования тех или иных технологий разведки, доразведки и технических решений от бурения скважин до добычи, первичной подготовки и транспортировки нефти, для испытания новейшей техники и передовых технологий и в настоящее время вступили в позднюю стадию разработки. Во-вторых, месторождения и залежи республики характеризуются многообразием как геологических условий залегания нефти, так и литолого-петрофизических характеристик пород-коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их нефтей. В-третьих, здесь велика роль ТИЗ с весьма широким спектром классификационных признаков. В-четвертых, весьма ценен опыт многолетнего освоения залежей нефти и пластов с ТИЗ и повышения эффективности их разработки.

Цель работы заключается в создании геологических основ эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти и совершенствовании методологии изучения строения содержащих их залежей и месторождений с использованием широкой гаммы лабораторных (модельных), промысловых экспериментов и опыта разработки малорентабельных объектов.

Основные задачи исследований:

• развитие методологии изучения строения залежей с ТИЗ для учета их особенностей с целью создании адресных моделей объектов, необходимых при проектировании систем разработки и их дальнейшем совершенствовании;

• научный анализ закономерностей размещения и масштабов концентрации трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения структуры запасов углеводородного сырья Татарстана, исследования физико-химических свойств УВ и установления причин их аномальности;

• выявление, систематизация и ранжирование геологических факторов, влияющих на выработку трудноизвлекаемых запасов;

• оценка параметров выработки запасов нефти в пластовых условиях на одно- и многопластовых объектах с мало- и высоковязкой нефтью;

• обобщение опыта разработки залежей с ТИЗ;

• оптимизация систем разработки месторождений с вязкой и высоковязкой нефтью на основе управления геологическими и технологическими факторами;

• исследование физико-геологических условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи;

• реализация информационного потенциала геофизических технологий для детализации геологического строения эксплуатационных объектов, изучения неодно-родностей продуктивных толщ, повышения эффективности геолого-разведочных работ при освоении небольших месторождений и мониторинга за выработкой запасов нефти в пластовых условиях,

Методологическими по отношению к предмету диссертационных исследований выступают геология нефти и газа, нефтегазопромысловая геология, литология, физика пласта, разработка нефтяных месторождений, промысловая и разведочная геофизика, а также ряд других геологических и смежных наук.

В основу методики исследований положен системный подход, базирующийся

на:

- фундаментальных теоретических и методических достижениях отечественных и зарубежных ученых в области нефтегазопромысловой геологии и других геологических и смежных наук;

- эмпирическом материале, полученном при бурении скважин, испытании в них продуктивных интервалов и при эксплуатации залежей и месторождений;

- лабораторных (инструментальных) исследованиях вещественного состава и петрофизических параметров пород-коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их углеводородов;

- моделировании техногенных процессов в лабораторных условиях;

- экспериментальных исследованиях процессов вытеснения нефти в пластовых условиях методами промысловой геофизики в скважинах специальной конструкции;

- результатах опытно-методических наземных геофизических измерений на землях месторождений;

- материалах, полученных с использованием вероятно-статистических методов;

- палеотектоническом анализе и реконструкциях природных процессов;

- анализе состояния и основных показателей разработки;

- результатах опытных и опытно-промышленных работ по применению вторичных и третичных МУН.

Научная новизна заключается в следующем:

• Уточнена классификационная схема ТИЗ; впервые введены и обосновываются понятия «технологически-измененные нефти» и «техногенно-осложненные запасы».

• Получены новые данные об условиях нефтенакопления; рассмотрены особенности формирования залежей, содержащих ТИЗ; выявлены геологические условия и механизмы преобразования нефтей в битумы в продуктивных отложениях верхнего девона и нижнего карбона РТ; описана новая миграционно-тектоническая линия битумогенсза; представлен комплекс инструментальных методов диагностики древних водонефтяных контактов.

• Расширены представления об условиях техногенных (технологических) преобразований нефтей и пород-коллекторов при длительном заводнении пластов: обнаружены процессы преобразования минералов тонкодисперсной фазы коллекторов, в частности, обратная трансформация гидрослюд в монтмориллонит.

• Впервые показана многофакторная роль палеовулканизма в процессах освоения и выработки объектов с ТИЗ, которая: а — в виде пачек вязких, разбухающих туфогенных глин затрудняет эксплуатацию нагнетательных скважин; б - обусловливает негативные процессы в пластах при заводнении глиносодержащих коллекторов.

• Впервые построена карта размещения нижнекаменноугольных эрозионных врезов на нефтеносных землях Татарстана, определен их генезис, уточнен тип связанных с ними залежей нефти, разработана схема корреляции терригенных продуктивных пластов в заполняющих эрозионные долины отложениях.

• Обосновано граничное значение вязкости для нефтей вязких и высоковязких, равное в пластовых условиях 50 мПа-с. Впервые построены обобщенные зависимости коэффициента вытеснения вязкой и высоковязкой нефти водой от проницаемости пород для терригенных и карбонатных пластов-коллекторов месторождений РТ.

• Впервые исследованы особенности динамики основных показателей разработки залежей вязкой и высоковязкой нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

• Разработана концепция освоения месторождений высоковязкой нефти Меле-кесской впадины.

• Обоснован механизм образования «техногенно-осложненных запасов» за счет массового нарушения эксплуатационной колонны нагнетательных скважин в интервале так называемых кыновских глин.

• Предложены рациональные геофизические технологии для поисково-оценочного и разведочно-эксплуатационного этапов, в том числе для освоения малоизученных территорий.

Основные защищаемые положения.

1. Классификационные признаки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе учета природных условий и техногенных факторов, их роли в изменении свойств системы нефть — порода и геологической среды, вмещающей последние.

2. Оценка возможности эффективной выработки и довыработки запасов в глинистых и заводненных пластах на длительно разрабатываемых месторождениях, основанная на исследовании остаточной нефти в керновом материале и проведении экспериментов в лабораторных и пластовых условиях.

3. Условия формирования и размещения нижнекамегаюугольных эрозион-

пых врезов на нефтеносных землях РТ, принципы расчленения и индексации терри-генных и терригенно-карбонатных разрезов эрозионного типа на основе факта унаследованности речных долин. Особенности выработки запасов нефти в рукаво-образных зонах, заключающиеся в отборе части запасов в карбонатных коллекторах массивно-пластовых, литологически разнородного типа залежей скважинами, вскрывшими песчаные пласты радаевско-бобриковского возраста.

4. Научно-методические приемы геолого-промыслового изучения сложнопо-строенных залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах перового и смешанного типов для обоснования выбора наиболее рациональных систем разработки.

5. Концепция освоения месторождений высоковязкой нефти на основе детализации геологического строения, дифференциации запасов и адаптации технологических решений к конкретным горно-геологическим условиям месторождений.

6. Комплекс геологических факторов, обусловливающих эффективность выработки запасов природных битумов. Условия преобразования нефти в твердые битумы в продуктивных пластах и их идентификация.

7. Рациональный комплекс методов полевой геофизики для оптимизации и ускорения геолого-разведочного процесса, в котором несейсмические методы используются не только на поисково-оценочном, но и па разведочно-эксплуатационном этапе.

Реализация работы и ее практическая ценность. Результаты проведенных соискателем исследований, обобщение и систематизация значительного объема геологической, промысловой и геофизической информации по строению объектов (месторождений и залежей) на различных иерархических уровнях их организации позволили использовать:

- разработанные методические приемы корреляции и геометризации терриген-, ных пластов в эрозионных врезах при подсчете запасов нефти Степноозерского месторождения, составлении проектов разработки Шегурчинского и Ямашинского месторождений;

- геолого-статистические разрезы при оценке запасов нефти турнейского яруса Ромашкинского месторождения;

- обоснование неизвлекаемости УВ из битуминозных песчаников (геологические запасы 1,75 млн т) при подсчете запасов нефти Нурлатского месторождения;

- обобщающие зависимости между проницаемостью и коэффициентом вытеснения нефти водой для групп моделей, насыщенных нефтью с различными реологическими свойствами, для расчета коэффициентов нефтеизвлечения в проектных документах ТатНИПИнефти, а также в качестве классификатора нефти по вязкости;

- при обосновании довыработки запасов заводненных пластов Ромашкинского месторождения (на основе изучения остаточной нефти и наблюдений за вытеснением нефти в пластах в мониторинговом режиме на скважинах специальной конструкции);

- при выборе оптимальных технологических решений по разработке пластов с глинистыми и глиносодержашими коллекторами на Ново-Елховском; с карбонатными коллекторами на Ромашкинском - залежь 221, Ямашинском, Шегурчинском; при использовании методов повышения нефтеотдачи на Ромашкинском - залежи 4, 9 и 33 бобриковского горизонта, Бурейкинском, Нурлатском, Степноозерском;

- выявленные возможности крупномасштабной гравиметрической съемки на Чегодайском месторождении для оптимизации систем разработки залежей нефти в

карбонатных коллекторах сложного строения;

- комплекс методов разведочной геофизики для поэтапного изучения площадей Казанско-Кажимского авлакогена (Республика Марий Эл).

Полученные результаты могут быть использованы в других нефтедобывающих районах — как в Урало-Поволжье, так и за его пределами.

Личный вклад автора. Соискателем осуществлялось научное руководство и координация на всех этапах и направлениях исследований ряда программ, принятых в ОАО (ПО) «Татнефть»: по оценке нефтевытесняющих свойств химреагентов, по изучению глинистых и глиносодержахдих коллекторов нефти и совершенствованию технологии их разработки и по изучению состава и свойств остаточной нефти.

Внедрению разработок и рекомендаций проведенных исследований способствовало руководство и участие соискателя в выполнении работ по подсчету запасов и проектированию разработки как крупных, так и небольших месторождений, научному сопровождению, анализу и обобщению опыта применения на них различных технологий. В 2000-2001 гг. автор в качестве научного руководителя принимал активное участие в разработке и внедрении новых геофизических технологий на поисково-оценочном и разведочно-эксплуатационном этапах изучения территорий и освоения месторождений.

В основу работы положен фактический материал, собранный в процессе выполнения полевых, камеральных, научно-исследовательских и тематических работ. Соискателем выполнены анализ и обобщение полученных материалов, проведена систематизация геологических, геолого-геохимических, промыслово-геофизических и промысловых данных, осуществлен большой объем литолого-петрографических исследований карбонатных и терригенных пород-коллекторов. Использованы многочисленные литературные источники.

В подавляющем большинстве опубликованных в соавторстве статей соискателю принадлежат постановка задачи, интерпретация и обсуждение результатов, а в публикациях, касающихся инструментальных исследований, — также и целенаправленный подбор объектов анализа, выбор методов исследований и обсуждение результатов.

Апробация работы. Основные положения были представлены и обсуждались на Международных симпозиумах «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (С.-Петербург, 1992, 1997), «Новые технологии в геофизике» (Уфа, 2001), на 7-м Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи (Moscow, 1993), на Международных конференциях «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов» (Казань, 1994), по химии нефти (Томск, 1994, 1997), «Тектонические и палеогеоморфологи-ческие аспекты нефтегазоносности» (Крым, 1996), AAPG Хэдбергская «Carbonate Reservoirs of the World: Problems, Solutions and Strategies for the Future» (Pau, France, 1996) и «East meets West» (Vienna, 1997), геофизической EAGE (Москва, 1997), UNITAR по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам (Beijing, 1998), «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2000-2005), «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического региона Российской Федерации» (С.-Петербург, 2000), «Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых» (Октябрьский, 2001), на Всесоюзной конференции по проблеме

комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей (Казань, 1991), на Всероссийских конференциях по термическому анализу и калориметрии (Казань, 1996), «Мониторинг геологической среды: активные эндогенные и экзогенные процессы» (Казань, 1997), «Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений» (Казань, 2000), на XIV, XV и XVII Губкинских чтениях (Москва, 1996, 1999, 2004), на технических конференциях Канадского общества нефтяников (Calgary, Canada, 1996, 1997), на VII Конгрессе CITOGIC «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Казань, 1998), на Юбилейной конференции ВНИГРИ (С.Петербург, 1999), на научно-практических конференциях международных выставок «Нефть, газ» (Казань, 1999-2001), на V Конгрессе нефтегазопромышленников России (Казань, 2004), на научных и научно-практических конференциях «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (Лениногорск, 1998), «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий» (Бугульма, 1998), «Проблемы обеспечения запасами углеводородов в республиках и областях Волго-Камского региона» (Казань, 1998), «Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа» (Москва, 2002), «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (Казань, 2005) и других форумах.

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 170 печатных работ, из которых 2 монографии, 105 докладов и статей, в том числе 28 — в рекомендованных ВАК отраслевых и академических журналах («Геология нефти и газа», «Нефтяное хозяйство», «Нефтепромысловое дело», «Нефтегазовая геология и геофизика», «Нефтехимия», «Геоэкология. Инженерная геология. Гидрогеология. Геокриология»), 31 — в сборниках материалов международных и всероссийских научных конференций и симпозиумов, а также 10 - в сборниках трудов ТатНИПИнефть, Казанского ун-та, БелНИПИнефтъ, Пермского политехнического ин-та.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, восьми глав, выводов, перечня использованной литературы из 350 наименований, приведен также список основных авторских работ. Текст изложен на 512 страницах, включая 232 рис. и 87 табл.

В основу крупного научного диссертационного обобщения положены результаты исследований автора, выполненных за 30-летний период. На направление исследований, на подход к решению проблемы эффективного освоения трудноизвле-каемых запасов нефти существенное влияние оказали такие выдающиеся геологи-нефтяники, как лауреат Ленинской премии, проф. М.М.Иванова и лауреат Государственной премии СССР, проф. Р.Х.Муслимов.

При написании настоящей работы использованы также материалы ОАО «Татнефть», ТатНИПИнефти, «Татнефтегеофизика», КГУ, ИОФХ и КФТИ КНЦ РАН, НПУ «Казаньгеофизика», ВНИГРИ, ИГиРГИ, НПФ «Геофизика» и др.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении дана общая характеристика диссертации: обоснована актуальность, сформулированы цель, задачи, защищаемые положения; изложены научная новизна, практическая значимость и реализация основных положений работы, степень личного участия автора в получении научных результатов и их апробации.

1. ОСОБЕННОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ОБЪЕКТОВ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ В РЕСПУБЛИКЕ ТАТАРСТАН

Проблема трудноизвлекаемых запасов нефти возникла не сразу, но с развитием нефтяной отрасли промышленности номенклатура таковых расширялась (особенно с внедрением методов заводнения), менялись и представления о масштабности распространения этой категории запасов. Особое внимание к ним обусловлено тем, что применяемые технологии разработки нефтяных месторождений, МУН и интенсификации добычи нефти на объектах с ТИЗ оказываются малоэффективными. Коэффициент нефтеизвлечения на таких объектах не превышает 10-25 % при многократном росте удельных капитальных вложений.

Значительный вклад в развитие представлений о трудноизвлекаемых запасах нефти и их систематику, в теорию и практику освоения месторождений с ТИЗ, подготовку к разработке и создание технологий для их выработки в нашей стране в последние десятилетия внесли Р.Г.Абдулмазитов, И.И.Абызбаев, И.М.Аметов, К.Б. Аширов, К.С.Баймухаметов, В.Ф.Базив, С.Л.Барков, А.А.Боксерман, Г.Г.Вахитов, В.Д.Викторин, В.Е.Гавура, Р.Г.Галеев, А.В.Гарушев, В.И.Грайфер, И.С.Гутман, Р.Н.Дияшев, А.А.Джавадян, С.А.Жданов, Ю£.Желто в, Р.Р.Ибатуллин, М.М.Иванова, В.Г.Каналин, И.М.Климушин, А.Г.Ковалев, В.И.Кудинов, Н.Н.Лисовский, Е.В.Лозин, В.Д. Лысенко, Р.А.Максутов, Г.С.Малютина, В.Н.Мартос, А.Х.Мирза-джанзаде, Н.Н.Михайлов, И.Т.Мшценко, Р.Х.Муслимов, Б.М.Орлинский, А.ГЛоно-марев, Б.Ф.Сазонов, Р.С.Сахибгареев, В.Е.Ступоченко, М.Л.Сургучев, Б.М.Сучков, М.А.Токарев, Р.Т.Фазлыев, ВЛ.Филиппов, АЛ.Фурсов, АЛ.Хавкин, Н.Ш.Хайре-динов, Э.М.Халимов, Р.С.Хисамов, Н.И.Хисамутдинов, И.П.Чоловский, Э.К.Швыд-кин, Э.М.Юлбарисов, 3 АЛпуразова и др.

Согласно классификации, разработанной специально для категории трудно-извлекаемых запасов (Э.М.Халимов, 2001; Э.М.Халимов, H.H.Лисовский, 2005), с учетом преобладания осложняющего разработку фактора принято выделять группы (классы): 1— аномальных нефтей; 2 — неблагоприятных коллекторов; 3 — контактных зон; 4 - с осложнением бурения скважин и добычи нефти; 5 — нефтей истощенных (остаточных).

Трудноизвлекаемые запасы нефти перечисленных групп отмечены по всему востоку Европейской части Росссии, но их роль особенно велика для Волго-Уральской антеклизы, в центральной части которой сконцентрированы многочисленные месторождения, в том числе уникальное Ромашкинское. К настоящему времени только на территории Татарстана общее число выявленных нефтяных месторождений с ТИЗ приближается к 100.

В отложениях палеозоя установлена промышленная нефтеносность 27 стратиграфических горизонтов, из которых 9 представлены терригенными и 18 - карбонатными коллекторами. В них выявлено около 1,5 тыс. скоплений УВ. Нефтеносные пласты залегают на глубине 600-1900 м. Диапазон распространения залежей нефти промышленного значения чрезвычайно широк и охватывает по разрезу почти весь палеозой от живетеких (средний девон) до каширских (средний карбон) отложений. В промысловой практике принято выделять следующие нефтеносные комплексы: 1- живетско-франский (терригенный девон); 2 - франско-фаменский (карбонатный девон); 3 - турнейский и окский (карбонатный нижний карбон); 4 — малиновско-яснополянский (терригенный нижний карбон); 5 — серпуховско-

башкирско-московский (карбонатный средний карбон). Комплексы отделены друг от друга более или менее выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными пачками пород тиманско(кыновско)-саргаевского, елховско-радаевского, тульско-алексинского и верейского возраста с подразделением горизонтов внутри них на регионально и локально нефтеносные (Н.Г.Абдуллин и др., 1974, 1979). Локальный характер нефтеносности горизонтов карбонатного верхнего девона, алексинского горизонта и серпуховского яруса нижнего карбона, каширского и подольского горизонтов среднего карбона объясняется отсутствием выдержанных покрышек в карбонатной части разреза. С отложениями пермского возраста связаны нефтебитумо-носпые комплексы: 1 - карбонатный нижней перми; 2 - терригепный уфимского яруса; 3 - терригенно-карбонатный казанского яруса.

Все выявленные месторождения нафтидов (нефти и битумов) за редким исключением располагаются в восточных районах республики и приурочены к ЮжноТатарскому своду (ЮТС) и его склонам, восточному борту Мелекесской впадины (МВ) и юго-восточному склону Северо-Татарского свода (СТС).

По физико-химическим свойствам и составу в палеозойских отложениях выделяются три группы нефтей: 1 — легкие, сернистые, маловязкие (терригенный девон - 022у-0}^; 2 — утяжеленные, высокосернистые, вязкие и высоковязкие (карбонатный девон - ВзНЭз&п, карбон - С); 3 - тяжелые, сверхвысоковязкие (до перехода в мальты, асфальты и асфальтиты), или природные битумы (Р) (табл. 1).

Таблица 1. Физико-химические свойства нефтей Южно-Татарского свода

Стратиграфический комплекс Глубина залегания, м Плотность г/см3 Содержание, %

серы парафина смол асфальтенов

Пермь, уфимский ярус (Р2и) 0-300 0,945-1,080 2,8-5,3 - 18,3-31,2 5,2-61,1

Карбон (С) -карбонатный девон (Г»3№3Гш) 650-1600 0,886-0,943 2,6-4,9 2,9-4,8 14,6-30,8 4,1-11,6

Терригенный девон (О2гк-Оз0 1650-1960 0,836-0,879 1,3-2,1 3,5-4,5 10,0-12,2 1,6-5,6

В результате длительной и интенсивной разработки нефтяных месторождений высокопродуктивные пласты с легкой нефтью истощились, что явилось причиной существенного (почти в 4 раза) снижения добычи нефти. Падение добычи нефти происходило не только за счет истощения запасов в целом по эксплуатационным объектам, но и как следствие изменения структуры оставшихся в недрах запасов. Последнее привело к тому, что доля относимых к группе крупнейших и выше месторождений в общем балансе запасов промышленных категорий республики к началу XXI века опустилась ниже отметки 40 %, тогда как для начальных запасов эта цифра была в два раза выше. Поэтому стабилизация добычи нефти из терригенных пластов горизонтов Д и До (базисного эксплуатационного объекта уникального Ро-машкинского и крупнейшего Ново-Елховского месторождений) связана с выработкой трудноизвлекаемых запасов: в первую очередь с остаточной нефтью и глиносо-держащими и низкопрошщаемыми пластами.

К трудноизвлекаемым практически целиком относятся запасы залежей так называемых верхних горизонтов — карбонатного девона (03£0з:£т), нижнего (С^ и

среднего (С?) карбона. Основная часть залежей нефти в этой части разреза сконцентрирована в регионально нефтеносных горизонтах нижнего (карбонатные и терри-генные) и среднего (карбонатные коллекторы) карбона. Значительная часть залежей верхних горизонтов содержит тяжелую (по западной терминологии) нефть. Общий объем запасов только тяжелой (плотностью 0,904 г/см и выше) нефти составляет 330 млн т. Преобладающую часть тяжелой нефти следует рассматривать как особую группу ТИЗ, относящуюся к запасам высоковязкой нефти. По прогнозам специалистов (Р.Х.Муслимов и др., 2000) к 2015 г. каждые тонны нефти из трех добытых в республике будут извлечены из пластов нижнего и среднего карбона.

2. ЗАПАСЫ НЕФТИ В ГЛИНИСТЫХ (ГЛИНОСОДЕРЖАЩИХ) ПЛАСТАХ

В пашийско-тиманских отложениях верхнего девона (базисный эксплуатационный объект) и терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) крупнейших и других месторождений существенная часть запасов нефти сосредоточена в глиносодержа-щих песчаниках и алевролитах: только на Ромашкинском месторождении они составляют почти 1 млрд т, или 22,8 % их суммарной величины основного объекта эксплуатации — многопластового (до 7-8 пластов в разрезе) горизонта Д. Из них более 56 % заключено в глинистых коллекторах первой (песчаники) и 44 % — второй (алевролиты) групп.

Рассмотренные объекты эксплуатации имеют сложный послойно и зонально неоднородный характер строения. В их составе глиносодержащие коллекторы занимают самое различное положение, залегая в разрезах порознь или совместно с высокопродуктивными и к настоящему времени практически повсеместно заводненными пресной или слабоминерализованной водой неглинистыми песчаниками. Ранее это объяснялось тем, что в большинстве нагнетательных скважин такие пласты вскрыты совместно с высокопроницаемыми и закачиваемая вода в коллекторы пониженной проницаемости не поступает.

По данным литолого-петрографичсских и лабораторных исследований преобладающим типом пород в средне- и низкопродуктивных пластах на юго-востоке Татарстана являются алевролиты и мелкозернистые алевритовые песчаники. Сопоставление результатов количественной интерпретации материалов ГИС с лабораторными исследованиями керна показало, что пласты с объемной глинистостью Кгл>2% и проницаемостью К>0,1 мкм2 действительно характеризуются ухудшением коллектореютх свойств по сравнению с неглинистыми породами, еще более низкие значения параметров отличают глинистые коллекторы с К<0,1 мкм2. Худшая сортировка обломочного материала свойственна условиям донных прибрежных течений.

Исследования, связанные с оценкой характера, масштабов и последствий техногенного изменения минерализации вод в пределах площадей и залежей, были начаты в 1982 г. (Р.Х.Муслимов и др., 1987) и продолжены в 90-е гг. под руководством автора по принятой в ОАО «Татнефть» специальной программе. Полученные в ходе исследований данные позволили произвести геолого-промысловую дифференциацию пластов-коллекторов, учитывающую их глинистость, проницаемость и продуктивность. Из всего многообразия разрезов (по В.Н.Дсшженкову их насчитывается 38 подвидов) наиболее широким распространением пользуются нерасчле-ненные (по данным ГИС) пласты, представленные только глинистыми коллекторами первой или второй группы. Анализ построенных в ТатНИПИнефти карт коллекторов по пластам горизонтов Д1 и До и площадям дал возможность выделить несколько типов залегания глиносодержащих (Кгл>2 %) пластов-коллекторов. Из табл.

2 видно, что 84 % запасов нефти сосредоточено в пластах-коллекторах, на которых можно организовать ту или иную систему заводнения. Это делает оптимистичным прогноз по выработке трудноизвлекаемых запасов базисного эксплуатационного объекта.

Таблица 2. Характерные условия залегания глинистых и глиносодержащих (Кгл>2%) пластов-коллекторов горизонта Д[ Ромашкинского месторождения

Тип залегания Характеристика пластов Доля запасов нефти,%

Площадной Вскрыты большим числом скважин 26,2

Мозаичный Перемежающееся залегание глинистых и неглинистых коллекторов 29,0

Линзовидный Линзы вскрыты единичными скважинами, всего: в том числе а — среди неглинистых коллекторов б — среди неколлекторов 32,9 25,3 7,6

Полосообразный Узкие зоны ограничены линиями замещения коллекторов 8,4

В работе приведены примеры, в том числе из литературных источников, показывающие связь обводнения глиносодержащих пластов и минерализации вытесняющей нефть воды. Показано, что выработка запасов из глинистых пластов-коллекторов характеризуется низкими темпами и происходит при ограниченном влиянии закачки со стороны соседних участков неглинистых коллекторов.

В результате обобщения и анализа материалов по геолого-промысловой дифференциации продуктивного разреза с учетом объемной глинистости пород, работе нагнетательных и добывающих скважин, минерализации закачиваемой и отбираемой попутно воды, сведений о характере процессов выработки запасов нефти и заводнения пластов за весь предыдущий срок их эксплуатации установлено следующее: а — глиносодержащие пласты-коллекторы при определенных условиях могут продолжительное время участвовать в эксплуатации; б - рост дебита нефти и жидкости по скважинам возможен в период их безводной эксплуатации или с попутным отбором пластовой воды плотностью 1,18 г/см3; в - снижение дебита жидкости совпадает по времени с появлением признаков опреснения воды в продукции скважин; г — динамика обводнения характеризуется нарастанием и последующей стабилизацией содержания воды в добываемой жидкости на уровне 35-45 % из глинистых коллекторов с проницаемостью менее 0,1 мкм2 и до 50-55 % из коллекторов с проницаемостью более 0,1 мкм2; д - отбор жидкости из глинистых коллекторов ведется, как правило, в условиях дефицита пластового давления по сравнению с окружающими неглинистыми коллекторами, в которые закачиваются большие объемы пресной и слабоминерализованной сточной воды; е — при снижении плотности минерализованной воды менее 1,11-1,09 г/см3 глинистые пласты-коллекторы практически не участвуют в эксплуатации.

Эксперименты по физическому моделированию процесса вытеснения нефти на микроуровне - на образцах пород - проводились в лаборатории петрофизики ТатНИПИнефта и показали: а - при вытеснении нефти сточной водой по мере ухудшения коллекторских свойств наблюдается значительное уменьшение степени из-

влечения нефти - с 0.712 до 0,485, т. е. на 22,7 пункта; б - сравнение результатов вытеснения технологической (пластовой) водой и водой сточной по моделям, составленным образцами «чистых» песчаников с высокой проницаемостью, свидетельствует о близости для них степени извлечения нефти (0,701 и 0,712); в - при вытеснении сточной и пресной водой из глиносодержащих пород с близкими емко-стно-фильтрационными свойствами изменение минерализация вытесняющей воды сказывается в первую очередь на низкопроницаемых коллекторах.

Пласт-коллектор в целом, выступая как геологическое тело иного иерархического уровня — макроуровня — испытывает на себе в процессе выработки запасов воздействие большего числа факторов (а не только свойств вытесняющего агента). Поэтому информация, полученная путем изучения керна из промытых зон продуктивных пластов, крайне ценна. Автором проведена статистическая обработка экспериментальных данных по определению коэффициентов вытеснения нефти Квыт водой различной минерализации в пластовых условиях терригенных коллекторов верхнего девона (горизонты Д и До) Ромашкинского месторождения. Оценка неф-тевытесняющих свойств рассматриваемых агентов (воды пластовой, сточной и пресной) производилась по 120 пластовым пересечениям в 94 скважинах с 2456 исследованными образцами пород-коллекторов. Как показал геолого-промысловый анализ, из всей выборки пластопересечений только 10, или 8,3 % оказались глиносо-держащими (Кгл>2 %). Примечательно, что среди последних не зафиксировано ни одного, который был бы заводнен пресной водой. Одновременно рассматривалось и влияние фильтрационной неоднородности пластов на полноту вытеснения нефти. Как правило, пластам с пониженной проницаемостью коллекторов свойственна повышенная неоднородность: 2/3 из 52 пластов со значениями проницаемости от 0,10 до 0,54 мкм2 имеют коэффициент вариации этого параметра более 0,5. Наименьшие значения Квьгг отмечены для глиносодержащих пластов с резко выраженной прони-цаемостной неоднородностью.

Главной причиной резкого снижения фильтрующей способности глиносодержащих терригенных коллекторов при закачке пресных (поверхностных) и технических вод принято считать набухание глинистого цемента. Способностью к набуханию обладают глинистые минеральные фазы, которые содержат лабильные межслоевые промежутки смектитового типа. Для оценки влияния состава глинистой компоненты пластов-коллекторов на изменение их фильтрационных характеристик в процессе эксплуатации керновый материал исследовался на кафедре минералогии КГУ (Г.А.Кринари) специальными методами рентгеновской дифрактомет-рии: традиционная съемка ориентированных препаратов пелитовой фракции дополнялась процедурой многократного накопления спектров и регистрацией небазаль-ных рефлексов по методу сканирования обратного пространства текстур. Для алев-ропесчаников горизонтов Д и До вне зон интенсивного техногенного воздействия наиболее типичной является простая, широко распространенная и соответствующая уровню мезо-катагенеза иллит-хлоритовая ассоциация с варьирующей от слоя к слою примесью каолинита и крайне низкой концентрацией смешанослойных, что подтверждает результаты проведенных ранее исследований (Т.ТКлубова, 1970). Выполненные М.Г.Храмченковым (НИИММ им. Чеботарева) расчеты для песчаников девона Татарстана при реальной величине общей глинистости 5 % и полученных сведениях о составе глинистых минералов показали изменение пористости за счет набухания, равное всего 0,09 %. Поэтому ни один из известных механизмов ре-

акции коллекторов на закачку пресной воды не может быть признан достаточным, если считать, что минеральный состав глинистой компоненты породы остается неизменным в процессе разработки.

Наиболее вероятными представляются трансформация кристаллических структур минералов дисперсной компоненты пород и образование «вторичного» монтмориллонита за счет диоктаэдрических слюд, являющихся продуктом катагенеза смектитов и обладающих не вполне упорядоченной однослойной структурой (по-лигип 1М-1Мо) (В.А.Дриц, А.Г.Коссовская, 1991). В слюдистой компоненте терри-генных коллекторов девона Татарстана сочетаются все факторы, обеспечивающие ее техногенное преобразование в смектитовые фазы. Подтверждение тому получено при исследовании состава пелитовой фракции образцов песчаника продуктивного пласта Д-а в скв.5454д Алькеевской площади, пробуренной в 1994 г. в качестве дублера нагнетательной после длительной (с 1963 г.) эксплуатации последней в основном разрезающем ряду. По данным ГИС пласт-коллектор ко времени бурения скважины-дублера приобрел ярко выраженную зональность: верхняя его часть сохранила нефтенасыщенность, близкую начальной, середина пласта оказалась интенсивно промытой, а нижняя часть представлена глинистым, более уплотненным песчаником. На рис. 1 приведены дифракционные картины б аз алы шх рефлексов глинистой фракции трех наиболее типичных (из семи проанализированных) образцов. Вблизи кровли (верхний спектр), где объемная глинистость составляет 2,5 %, фиксируется примесь пирокластшси, но концентрация разбухающих фаз крайне мала. Средний спектр соответствует промытой части пласта, где наблюдается довольно высокая концентрация разбухшего в этиленгликоле монтмориллонита при сохранении индикаторов вулканического пепла (минералов камуфлированной пирокластики — пирок-сенов, амфиболов, клиноптилолита, анальцима), который служит источником железа. Здесь же установлена примесь техногенного барита. Нижний спектр содержит рефлексы слюды, каолинита и кварца при низком содержании смешанослойных фаз. Приведенные данные свидетельствуют: длительная закачка пресных вод из водоемов действительно сопровождается «обратным» переходом в монтмориллонит «вторичных» слюд, относящихся к низкотемпературному политипу 1М-1М0.

Процесс образования в коллекторах смектитовой компоненты предполагает уменьшите связи слюдяных пластин с твердым скелетом породы. Тогда возникшие в результате минеральных преобразований дисперсные кристаллические фазы дол-

Рис. 1. Дифракционные картины пелитовой фракции образцов песчаника из пласта Дга (скв. 5454д Алькеевской площади). Части пласта: а-верхняя, б~ средняя, в -нижняя Отражения: К— каолинит, И- юлит (слюды), М—монтмориллонит, X— хлорит, О - амфибол, С -клиноптилолит, А - анальцим, ¡2 -ортоклаз, И/М- смешанослойные иллит-монтмориллонитовые фазы. '" ....."о!»;.' ' ,' \' ......о:»' ' 1 ' ' ' ' Этиленгликолъ

жны были транспортироваться в пористой среде на значительные расстояния. Однако согласно полученной методом высокочувствительной съемки дифрактограмме

осадка с установки по первичной подготовке нефти преобладающим среди явно привнесенных с попутно добытой водой минералов является иллит без признаков смешанослойности, а монтмориллонит практически отсутствует. Кроме того, содержатся слабые отражения клиноптилолита и амфибола. Низкая способность смек-титов к миграции в пористой среде объясняется тем, что его частицы, обладая исключительно высокой дисперсностью, быстро фиксируются «смектитоподобными» поверхностями минералов глинистого цемента. Следовательно, единственной новообразованной минеральной фазой, способной значимо влиять на фильтрационные процессы в алевропесчанике, остается железистая однослойная диоктаэдрическая слюда. При относительно низкой общей глинистости процесс диспергации глинистых частиц со сменой гидрохимического режима должен завершаться практически полным «очищением» кристаллов 1 М слюды от межслоевых промежутков смекти-тового типа. В итоге поверхность переносимых потоком слюдяных пластин будет иметь отрицательный электрический заряд. Почти мшенные в силу своих размеров и высокого заряда возможности фиксироваться поверхностью глинистого цемента, пластинки 1М слюды перемещаются потоком, пока не оказываются «запертыми» в какой-то точке перового пространства за счет его геометрической неоднородности и в итоге образуется дополнительная поверхность твердой фазы, несущая высокий отрицательный потенциал. Самого факта появления в поровом растворе дисперсных минералов с высоком зарядом поверхности вполне достаточно, чтобы объяснить любое техногенное снижение проницаемости продуктивных пластов. Действие «электрокинетического экрана» проявляется, очевидно, не только на макро-, но и на микроуровне, блокируя в породе-коллекторе отдельные локальные участки, насыщенные нефтью. Электрокинетические эффекты сильно зависят от электрических параметров пластовых вод. Это легко объясняет весьма существенное увеличение приемистости нагнетательных скважин при закачке магнитообработанной воды.

По результатам измерений, проведенных в лаборатории физики нефтяного пласта МННХ и ГП, смачивающие свойства пластовых вод месторождений РТ нейтральные (0=90°), поэтому они в условиях неоднородных гранулярных коллекторов обладают лучшими нефтевытесняющими свойствами (Ш.К.Гиматудинов, А.И.Ширковский, 1982). Использование в качестве вытесняющего агента пластовой воды началось сравнительно недавно и получило широкое распространение на Холмовской площади. По состоянию на 1995 г. метод межскважинной перекачки (МСП) использован в 35 нагнетательных скважинах. При закачке пластовой воды в пласт «а» отмечается заметный рост среднесуточных дебитов жидкости и нефти. Другим примером служит участок МСП В.-Лениногорской площади, запущенный в работу в 1990 г. (Н.И.Хаминов и др., 2002). Результатом внедрения МСП на данном участке явились увеличение дебита нефти и рост пластового давления, а дополнительная добыча только по двум скважинам составила около 16 тыс.т.

Положительное влияние от закачки высокоминерализованной воды подтверждают и экспериментальные исследования на Зеленогорском опытном участке (ОУ) — на одном из трех участков, созданных в виде обращенных пятиточечных элементов согласно составленной автором программе экспериментальных исследований по оценке эффективности применения нефтевытесняющих композиций и реагентов. Изучение пород-коллекторов из рассматриваемых пластов показало, что они представлены алевропесчаниками с ухудшенными коллекторскими свойствами. Мониторинг за изменением нефтеводонасыщенности коллекторов осуществлялся

специалистами ОМП ПО «Татиефтегеофизика» индукционным методом по технологии, разработанной во ВНИИнефтепромгеофизике (В.Г.Дворецкий и др.).

Скважинные исследования после бурения показали, что традиционная система размещения скважин (600x800 м) при обычном удалении на 1,2-2,0 км от источника заводнения, несмотря на высокие коэффициенты распространения коллекторов рассматриваемых пластов (0,75 и 1,0), обеспечивает лишь около 60 % запроектированной нефтеотдачи. Это обусловлено низкими значениями коэффициента вытеснения в пластовых условиях (до 0,46) и охвата по толщине (0,82) для пласта «г2+з» и площади (0,25) для литологически более неоднородного и менее выдержанного по толщине пласта «п».

Стационарное заводнение участка высокоминерализованной водой на протяжении 4,5 дет привело к достижению в пластах, вскрытых нагнетательной и контрольными скважинами, неснижаемой нефтенасыщенности. Предельные значения остаточной нефтенасыщенности (26 %) в интервале перфорации нагнетательной скважины практически совпадают с величиной этого параметра при физическом моделировании. Максимальные значения Квш- (0,624) получены и в отдельных интервалах контрольных скважин. Сопоставление параметров выработки интервалов анализируемых пластов по группам «чистых» (неглинистых) и глинистых коллекторов (табл. 3) показывает, что вытеснение нефти высокоминерализованной водой происходит однотипно и независимо от содержания глинистой компоненты в коллекторах. Результаты проведенных на Зеленогорском ОУ исследований доказывают также, что оптимизация размещения скважин является эффективным мероприятием и на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения; оно особенно эффективно для многопластовых объектов с глинистыми коллекторами и позволяет даже при традиционном заводнении минерализованной водой превысить запроектированные для таких пластов-коллекторов значения коэффициента нефтеизвлечения.

Таблица 3. Параметры выработки «чистых» песчаников и глиносодержащих коллекторов по скважинам Зеленогорского опытного участка

Скважины

Пласт 3711д (нагнет.) 19909 (очаг - 150 м) 19915 (очаг-90 м) 19917 (очаг-60 м)

песч-к глин.коя-р песч-к глин.кол-р песч-к глин.кол-р песч-к глин.кол-р

«Г|» 40.0 0,539 38,0 0,562 - - 45.1 0,446 48.8 0,438 50,1 0,425 ^

«Г2+3» 32.2 0,629 49.7 0,427 43.5 0,498 42.6 0,509 36.7 0,577 32.6 0,624 40.4 0,535

Примечание: числитель — остаточная нефтенасыщенностъ (%);знаменатепь~ коэффициент вытеснения (доли ед.) по состоянию на август 1996 г.

Тонкодисперсные минералы глинистой компоненты пород-коллекторов являются образованиями с неустойчивой кристаллохимической структурой и активными поверхностными свойствами, что определяет их роль в литогеохимическом равновесии системы нефть - коллектор. Именно поэтому вопросам применения химических реагентов для увеличения нефтеотдачи глинистых пластов необходимо уделять особое внимание. На новообразованные монтмориллониты и в некоторой степени гидрослюды в пористых средах наибольшее влияние оказывают дисперсии (растворы) НПАВ. Для оценки этого влияния и определения параметров

довытеснения нефти из образцов керна в лаборатории методов повышения нефтеотдачи ТатНИПИнефти проведены целенаправленные исследования. Наблюдения показали, что ни в одном из опытов с довытеснением нативной нефти сточной водой не отмечено появления даже следов нефти, в то время как из 23 опытов с дисперсией маслорастворимого АФ9-6 в 21 опыте зафиксировано наличие нефти на выходе до 1 см , гаи до 20 % объема порового пространства. Сравнение процессов вытеснения нефти сточной водой и оторочкой водной дисперсии АФ9-6 из искусственно насыщенных девонской нефтью образцов показало, что если в первой серии опытов Квьгг закономерно возрастает с 42,0 до 64,4 %, то при воздействии на образцы алевропесчаников вытесняющим агентом на основе НПАВ наблюдается четко выраженная обратная зависимость этого коэффициента от проницаемости: в том же диапазоне значений проницаемости он уменьшается с 90,5 до 84,4 %, т.е. в области низких и пониженных значений проницаемости Квыт является максимальным (рис. 2). Очевидно, это обусловлено тем, что глинистые минералы типа сме-шанослойных и гидрослюд теряют межслоевую воду и «усыхают», что подтверждено результатами изучения фазового состава тонкодисперсной составляющей образцов из использованных в опытах по вытеснению нефти.

Рис. 2. Зависимости коэффициента вытеснения нефти сточной водой и оторочкой водной дисперсии (раствора) НПАВ от проницаемости. 1 — по данным моделирования на образцах керна из пластов опытных участков Зеле-ногорской и Миннибаевской пл. (вытеснение сточной водой), 2 — то же (вытеснение водной дисперсией АФя-б), 3 — то же, но на образцах пород Алькеевской пл. (вытеснение раствором АФг12), 4 — для образцов алевропесчаников из заводненных пластов горизонта Д1 Ромашкннского месторождения (по Е.А.Юдинцеву, ¡985)

Использование растворов (вернее, дисперсий) поверхностно-активных веществ неионогенного класса (НПАВ) является одним из перспективных направлений физико-химического воздействия на глиносодержащие пласты-коллекторы. Это иллюстрирует проводимый на Ново-Елховском месторождения комплекс мероприятий по «оживлению» пластов тульского горизонта, запланированный при участии автора. После 1998 г. начался поэтапный ввод в разработку ранее законсервированных залежей. Наблюдались явления, аналогичные тем, что происходили с этими залежами в 80-е гт. — отсутствие влияния от нагнетательных скважин и снижение пластового давления. Поэтому в 2001 г. впервые использовали НПАВ в двух нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти от закачки НПАВ за период с сентября 2001 г. по октябрь 2004 г. составила 7,3 тыс.т.

В целом же рогласно проведенным в рамках настоящей работы исследованиям для повышения эффективности выработки запасов нефти в глинистых (глиносо-держащих) коллекторах рекомендуется комплекс геолого-технологических мероприятий, главные из которых следующие:

А. Выделение глиносодержащих пластов в самостоятельный эксплуатационный объект; по возможности разукрупнение многопластовых объектов и преобразо-

ванне их в большинстве эксплуатационных скважин в однопластовые.

Б. Своевременное создание системы поддержания пластового давления (ППД) с учетом деформационных явлений в глиносодержащих коллекторах.

В. Реконструкция и совершенствование системы ППД и подготовки воды под закачку.

Г. Применение новых способов и технологий разработки.

Д. Обработка закачиваемой воды реагентами сообразно минеральному составу пород-коллекторов и их особенностям.

Е. Учет электрокинетических явлений в процессах фильтрации.

Ж. Оптимизация размещения скважин.

3. ЗАПАСЫ ВЯЗКОЙ НЕФТИ

Залежи нефти в терригешюй толще нижнего карбона (ТТНК) относятся ко второму по значимости (после терригенного девона) нефтегазоносному комплексу. В его строении принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, прослои углей елховского, радаевского, бобриковского и тульского возраста преимущественно общей мощностью от 15 до 40 м. Переслаивание разных типов пород, фациальная пестрота и невыдержанность пластов-коллекторов в пространстве обусловили трудности при корреляции разрезов (особенно нижней, радаевско-бобриковской части), их расчленении и выделении объектов подсчета запасов нефти и эксплуатации.

В нормальных разрезах этой толщи установлен один, два или три основных продуктивных горизонта, а в их составе — до шести пластов-коллекторов. В 1982 г. в качестве основной в ПО «Татнефть» принята схема корреляции и индексации, предложенная И.С.Гутманом.

Важнейшей особенностью геологического строения продуктивных отложений нижнего карбона, выявленной в процессе промышленного освоения месторождений восточного борта МВ, западного склона ЮТС, а также северных площадей Ромашкинского месторождения, является резко увеличенная толщина радаевско-бобриковских отложений и продуктивных пластов в зонах так называемых эрозионных врезов. Детальное изучение терригенных пород, компенсационно заполняющих эрозионные ложбины, показало (М.М.Грачевский, В.Г.Кузнецов, 1963; Э.М.Халимов и др., 1975; Р.З.Мухаметшин, 1981), что они имеют все признаки осадков водных потоков, или палеорек. Характерной чертой песчано-алевритовых пород в рукавообразных эрозионных зонах являются более грубый гранулометрический состав, резкое преобладание рыхлой укладки зерен кварца, что обусловливает их высокие коллекторские свойства и тем самым повышенную продуктивность добывающих скважин. Морфологически речные долины выражены в виде узких (0,1-3,0 км) извилистых рукавов протяженностью до 60 км (рис. 3).

Вскрытые в рукавообразных зонах и в зоне площадного размыва (Аксубаев-ская палеовозвышенность) дополнительные песчано-алевропесчаные тела принято относить к пластам группы Вв0. Из самого принципа индексации пластов в эрозионных врезах (сверху вниз - Вв0', Вв02 и т.д.) следует, что число пластов и их суммарная толщина зависят в первую очередь от глубины размыва елховско-турнейского ложа, достигающей 50-60 м и более. По мнению автора, принципы правильного и однозначного расчленения рассматриваемой толщи заложены в особенностях ее формирования. По Н.М.Страхову (1960) развитие аллювия в условиях рельефа одного типа имеет некоторый предел по толщине: для равнины европейс-

кой части России он составляет всего 16-20 м (ЕЛЗ.Шанцер, 1951). Принято считать,

Рис. 3. Карта нижнекаменноугольных врезов (фрагмент) на севере Ромашкинского месторождения (Сармановская, Ташлиярская и Чишминская площади). 1 - границы эрозионных врезов; скважины, вскрывшие: 2 - нормальные и эрозионные типы разрезов, 3 — «нераспечатанные» палеорусла в турнейской толще

что по глубине врезов можно приближенно оценить амплитуду подъема территории за время перерыва в осадконакоплении: она обычно в 1,5 —2,0 раза превышает максимальную глубину врезов (В.Е.Хаин, 1973). В таком случае воздымание в визей-ском веке должно составлять около 150-200 м, что не согласуется с палеогеографической обстановкой и подтверждает наложение визейских врезов на турнейские. Фациальный анализ показал (Г.И.Васясин и др., 1974), что условия для деятельности водных потоков существовали не только в предбобриковское и предьелховское время, но и в конце черепетского, у пинского, малевского и даже заволжского времени. Так, верхний пласт Вв0' появляется в разрезе на уровне кровли кизеловского горизонта, пласт Вв02 расположен вблизи размытой поверхности черепетского горизонта и т.д. Задача индексации пластов облегчается тем, что толща с внутриформа-ционными размывами заключена между двумя корреляционными поверхностями: подошвой визейской карбонатной толщи (алексинский горизонт) или репером «тульский известняк» сверху и реперной пачкой С1-1 в подошве турнейской карбонатной тсшщи, или малевского горизонта, а внутри этой толщи уверенно выделяются и промежуточные реперы. В плане пласты зоны Вво вытянуты вдоль русел па-леорек, а к их берегам выклиниваются в соответствии с особенностями строения аллювиальных осадков. Детальное изучение ряда месторождений западного склона ЮТС показало, что рукавообразные зоны могут иметь ширину, равную или меньше

19

расстояний между эксплуатационными скважинами. При геометризации рукавооб-разных залежей в подобных случаях необходимо придерживаться следующих правил: а — границы рукавообразной зоны следует проводить с учетом ширины русла, установленной с наибольшей вероятностью на одном из участков; б — карты изопа-хит внутри зоны строятся по способу треугольников; в - граница коллектор -неколлектор проводится на половине расстояния между скважинами. Тогда карту нефтенасыщенных толщин по залежи в целом можно получить способом графического сложения карт отдельных пластов (З.Г.Борисенко, М.Н.Сосон, 1973).

Эксплуатационное разбуривание месторождений и детальное изучение продуктивных отложений ТТНК в целом показали, что нефтегазоносные пласты - это сложные по строению тела, неоднородность которых проявляется (М.М.Иванова и др., 1981) как на микро- (цитологическая, емкостная и проницаемостная неоднородности), так и макроуровне (объемная неоднородность, характеризующая изменчивость формы среды, насыщенной УВ). Оценку показателей первой группы неоднородности объектов, в принципе, можно производить по ограниченному числу поисково-разведочных скважин, продуктивные интервалы разреза которых охарактеризованы керповым материалом. Проведенные исследования изменчивости проницаемости коллекторов Ромашкинского и Бавлинского месторождений по керну показали весьма высокую степень неоднородности этого параметра: коэффициент вариации составил 1,50 и 1,32 соответственно, что выше в 1,6-1,9 раза этого показателя по пластам терригенного девона (А.С.Акишева и др., 1973).

В разрезах большинства объектов отложения ТТНК представлены одним-тремя пластами алевропесчаников, нередко пропластками. В процессе разбуривания залежей нефти представления о строения и границах распространения коллекторов существенно менялись, что отражалось на показателях, характеризующих объемную неоднородность (а именно она ,прежде всего, обусловливает степень охвата воздействием объекта разработки и в конечном счете полноту извлечения нефти). Весьма примечательно, что даже в условиях изученности залежей по сверхплотной сетке (0,25 га/скв.) сохраняются некоторая неопределенность в пространственном распространении пластов коллекторов и вероятность бурения непродуктивных скважин. Это означает, что в межскважинном пространстве разбуретшых по основной сетке объектов может располагаться несколько литологических экранов. В целом же ввиду высокой прерывистости и сложных форм залегания продуктивных пластов величина вероятности вскрытия коллекторов меняется в широком диапазоне — от 0,04 до 0,66, что делает их весьма схожими с верхними пластами горизонта Д центральных площадей Ромашкинского месторождения.

С целью изучения влияния вязкости нефти на процесс вытеснения ее водой рассмотрены группы модельных образцов пород, насыщенных нефтью, с различными реологическими свойствами. Согласно полученным зависимостям коэффициента вытеснения от проницаемости уверенно выделяются три группы коллекторов -с вязкостью нефти до 5-6 мПа-с (маловязкие), 12-50 мПа-с (вязкие) и свыше 50 мПа-с (высоковязкие), т. е. исследованиями подтверждено граничное значение между вязкими и высоковязких нефтями,по МЛ.Сургучеву (1985).

Характер вытеснения вязкой и высоковязкой нефти в пластовых условиях также был до недавнего времени слабо изучен. Первые исследования в этом направлении стали проводиться на залежи 8 бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения (В.Г.Дворецкий и др., 1993), которая разрабатывается с применени-

ем законтурного и внутриконтурного заводнения. В 1979 г. для специальных исследований по технологии ВНИИнефтепромгеофизики в режиме мониторинга был создан линейный элемент из двух экспериментальных скважин, обсаженных в интервале продуктивных пластов стеклопластиковыми трубами (СПОТ), с расстоянием между забоями контрольной и добывающей/нагнетательной около 50 м. Продуктивный пласт В3|, представленный двумя пропластками песчаников, имеет в скважинах со СПОТ суммарную толщину 8-12 м и обладает высокими коллекторскими свойствами — пористость колеблется по слоям в пределах 15,2-28,6 %, а проницаемость может достигать почти 2 мкм2. Вязкость нефти около 30 мПа-с.

С июля 1988 г. на этом элементе скважин производились опытные работы по специальной программе. В режиме обычного заводнения после прокачки четырех поровых объемов воды Квыт в наиболее вырабатываемых интервалах контрольной и нагнетательной скважин равен соответственно 0,22-0,27 и 0,47, а текущая нефтеотдача участка по основному пропластку Вв]3 составила 16,4 %. На этапе полимерного заводнения остаточная нефтенасыщенность достигла в нагнетательной скважине 28,5 %, что соответствует Квьгг, равному 0,60, а в контрольной скважине зафиксировано выравнивание параметров вытеснения по толщине пласта. Активная динамика заводнения в последней отмечена на следующем этапе программы (закачка воды, загущенной оксиэтилцеллюлозой — ОЭЦ), когда в ее призабойной зоне нефтенасыщенность снизилась в среднем до 22,2 % (Квьгг=0,69). Закачка ОЭЦ привела к увеличению добычи нефти в окружающих добывающих скважинах этого участка.

Полученные данные нашли свое подтверждение на созданном на залежи 5 Ромашкинского месторождения пятиточечном элементе из скважин со СПОТ. За истекшие с начала организации опытных работ годы на различных этапах эксплуатации участка проведено, по существу, несколько экспериментов. По данным исследований скважин после бурения традиционное заводнение при обычном для этих объектов размещении скважин (с шагом 400-500 м) не обеспечивает запроектированной нефтеотдачи даже в условиях непрерывного пласта: расчеты показывают, что первоначально охват пласта заводнением составляет всего 0,40 по площади и 0,26 по толщине. Замер в нагнетательной скважине в декабре 1995 г. после закачки в нее 9,6 тыс.м3 сточной воды на каждый метр пласта показал величину несни-жаемой остаточной нефтенасьпценности, равную в среднем 45,3 % для пласта Вв13 при вытеснении нефти практически по всей толщине пласта; Квыт при этом составил 0,49. Выполненные в контрольных скважинах измерения показали, что охват заводнением в них при обычном заводнении равен 0,50-0,55, а К8ЫТ — 0,3 3-0,41.

Согласно исследованиям после закачки загущенной 15т ОЭЦ воды коэффициент вытеснения в контрольной скважине увеличился на 10 пунктов и составил 0,59. Следует особо отметить, что при использовании технологий МУН, основанных на применении загустителей воды, наряду с увеличением охвата заводнением происходит снижение нефтенасьпценности и в ранее заводненном объеме и тем самым подтверждается факт довытеснения части капиллярно-защемленной в поровом объеме вязкой нефти из уже обводненных слоев.

Значительная часть запасов вязкой нефти сосредоточена в регионально нефтеносных турнейских и башкирско-верейских карбонатных отложениях. Из содержащихся в карбонатных коллекторах республики 1,250 млрд т геологических запасов нефти, около 0,9 млрд т, или примерно 3/4 имеют вязкость от 12 до 50 мПа-с (в пластовых условиях), из которых в свою очередь 75 % - вязкость > 30 мПа-с. Непо-

средственный перенос опыта разработки залежей нефти в карбонатных породах из других районов региона в условия месторождений Татарстана ограничен ввиду специфичности геолого-физических условий залегания нефти, из которых помимо вязкости нефти отмечается пониженная проницаемость (в основном 0,01-0,05 мкм2) и неоднородность пластов, т. е. налицо «букет» показателей трудной извлекаемости запасов, обусловивших низкую продуктивность скважин.

Нефтевмещающие карбонатные отложения представлены преимущественно известняками, среди которых широким распространением пользуются органогенно-детритовые, биоморфные, органогенно-обломочные, комковатые, сгустковые разности, а также известняковые раковинные песчаники (по классификации И.В.Хворовой). По структурно-генетическим признакам выделяется несколько типов; автором впервые проведена типизация карбонатных пород среднего карбона. Относительно лучшей коллекторской характеристикой обладают породы, относящиеся к комплексу фаций литоральной зоны и отмелей открытого моря — известняковые раковинные песчаники, известняки обломочные, комковатые. Установленная связь пористости пород с условиями осадконакопления позволяет использовать данные ГИС в качестве основы выделения седиментационных ритмов. По структуре пустотного пространства коллекторы турнейских и башкирско-верейских продуктивных отложений относятся преимущественно к порово-трещинному и поровому типам. В исследованных образцах пород встречены микротрещины с величиной раскрытия обычно 15-25 мкм. Преобладают субвертикальные микротрещины прямолинейной или слабоизвилистой конфигурации; большая часть их открытая. Прямым и наиболее объективным показателем степени трещиноватости пород является объемная плотность трещин (Е.М.Смехов и др., 1969). Отмечается связь трещино-образования со структурно-генетическими типами пород и пористостью.

В чисто карбонатных разрезах выделение относительно обособленных частей, или группирование слоев в пласты обычными методами считается (В.Д.Викторин, Н.А.Лыков, 1980) сложной задачей. Поэтому возникает необходимость привлекать математические и другие методы. Одним из таких, но нетрадиционных для карбонатных разрезов, является метод построения геолого-статистических разрезов (ГСР), предложенный В.А.Бадьяновым в 1964 г. для терри-генных разрезов горизонта ffj Ромашкинского месторождения. На ГСР, построенных по турнейским и башкирским толщам, выделяются ритмы, выраженные волнообразными повышениями и понижениями доли коллекторов Дк в разрезе. Выделяемые на ГСР зональные интервалы - это, по существу, многослойные пласты, на которые принципиально можно применить самостоятельные системы воздействия. Поэтому ГСР, по мнению автора, могут быть использованы в качестве основы для оптимального расчлейения изучаемых карбонатных продуктивных толщ. Показана также возможность определения объемов нефтенасыщенных пород через долю коллекторов Дк, которая в свою очередь рассчитывается по ГСР, представляющему собой не что иное, как распределение коллекторов по толщине. Помимо оперативности преимущество этого метода расчета Дк заключается в его точности.

Расчленение карбонатных толщ на пласты на основе выделения ритмов осадконакопления позволило изменить представления о строении залежей и уточнить схему их классификации. Проведенные исследования дают основание полагать, что залежи нефти массивного типа не получили в республике широкого развития, а в турнейской и башкирской частях разреза возможно выделение пластовых сводовых

и массивно-пластовых залежей. В нижнекаменноугольных отложениях западного склона ЮТС и восточного борта MB автором впервые выявлено широкое развитие залежей нефти массивно-пластового литологически разнородного типа, образованных карбонатными пластами турнейского яруса и терригенными пластами преимущественно радаевско-бобриковского возраста, прилегающими к первым в рукаво-образных зонах эрозионных врезов.

Установленные ритмичность и нормальная последовательность в осадкона-коплении дают возможность применять статистический способ определения прерывистости слоев с помощью профильных построений и прогнозировать коэффициент охвата их процессом вытеснения. Исследования показали, что наибольшей прерывистостью обладают слои коллекторов башкирского яруса — более половины из них имеют протяженность менее 200 м; в верхнетурнейском подъярусе Шегурчинского месторождения линейные размеры 40 % слоев менее 300 м. В качестве же меры послойной неоднородности целесообразно использовать коэффициент вариации проницаемости нефтенасьпценных слоев, выделенных по керну в опорных по информативности признака скважинах.

Залежи нефти в карбонатных коллекторах относятся к категории сложнопо-строенных. Вследствие неоднородного строения пластов упругие силы водонапорных систем резко ограничены, поэтому изменение природного режима на более эффективный режим вытеснения нефти водой путем искусственного заводнения является необходимым условием увеличения КИН — с 7-12 до 20-30 % и более. Если карбонатные коллекторы с высокой поровой проницаемостью по строению пустотного пространства близки к терригенным и трещинная проницаемость имеет для них второстепенное значение (В.Д.Викторин, НА.Лыков, 1980), то в условиях низко- и среднепроницаемых пластов фильтрация нагнетаемой в пласт воды происходит в основном по трещинам, что приводит к преждевременному обводнению скважин. Этим явлением объясняются более низкие (на 30-50 %) конечные коэффициенты извлечения нефти по залежам со сложными коллекторами — обычно менее 0,15-0,20.

В соответствии с республиканскими целевыми программами на ряде участков 10 месторождений проведены опытно-промышленные работы (ОПР) для отработки наиболее доступных гидродинамических методов разработки. В результате ОПР доказано: а — разработка залежей вязкой нефти в карбонатных пластах с поддержанием пластового давления путем заводнения технологически целесообразна; б - апробированными методами повышения нефтеотдачи (до 25 % и более) на залежах вязкой нефти в карбонатных коллекторах являются (наряду с использованием гидродинамических методов воздействия) уплотнение сетки скважин до 0,04-0,09 км2/скв. и создание на забоях скважин искусственных каверн-накопителей нефти с помощью кратных соляно-кислотных ванн (по методу К.Б.Аширова); в) вскрытие пластов целесообразно проводить по бесперфораторной технологии (или с использованием сверлящих перфораторов).

При исследованиях скважин на ОУ выявлены многочисленные признаки трещиноватости карбонатных пород в пластовых условиях. Как показывают расчеты, бблыпая часть вертикальных трещин в продуктивных пластах Татарстана может быть раскрытой для фильтрации флюидов уже при пластовых давлениях, превышающих начальное на 0,1-0,5 и 0,3-0,8 МПа соответственно для залежей среднего и нижнего карбона. Подобный динамический характер фильтрационных свойств пластов весьма типичен для коллекторов смешанного и трещинного ти-

пов. Отсюда следует, что выявление зон повышенной тектонической трещинова-тости в продуктивных отложениях, направление которых далеко не всегда совпадает с ориентацией систем планетарной трещиноватости, является важным и необходимым звеном при проектировании систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах.

Осадочный чехол в трещиноватых зонах выступает как геологическое тело, обладающее особыми свойствами (Ю.А.Косыгин, 1974). Существенную помощь в прогнозировании зон повышенной и интенсивной тектонической трещиноватости и их трассировании оказывает разведочная геофизика. Данные о зонах интенсивной трещиноватости могут быть получены при исследовании объектов разработанным во ВНИИГеосистем и его предприятии «Геоакустик» методом сейсмолокации бокового обзора (СЛБО) (Р.Х.Муслимов и др., 1996), который предназначен для изучения трещиноватости больших объемов геосреды (от 1 до 200 км3), качественной оценки напряженно-деформировашюго состояния и его изменения под влиянием геологических и техногенных процессов. Зоны тектонического разуплотнения в осадочной толще (разломы, трещиноватость) выделяются такими традиционными методами, как сейсморазведка МОГТ и электроразведка ЗСБЗ. Анализ временных разрезов на эталонном участке Беркет-Ключевского месторождения показал оха-рактеризованность зоны трещиноватости пород изменениями формы записи и уменьшением интенсивности осей синфазности, а по отражающему горизонту Д (девон) фиксируется наличие разрывного нарушения.

Эффективным методом выявления и трассирования зон повышенной трещиноватости осадочной толщи являются на территории Урало-Поволжья высокоточные гравиметрические измерения (З.М.Слепак, 1980, 1989; В.П.Боронин и др., 1981; М.Я.Боровский и др., 1991). На землях месторождений (Урмышлинское, Лангуев-ское), изученных крупномасштабной гравиразведкой, отмечается взаимосвязь локальных гравитационных минимумов с тектоническими нарушениями, выделенными сейсморазведкой. Для оптимизации заключительных этапов освоения нефтяных месторождений с целью достижения запроектированных коэффициентов нефтеизв-лечения и их увеличения нами предложено выполнить высокоточные наблюдения по сети, соответствующей нормативным показателям гравиметрической съемки масштаба 1:10000. В качестве полигона выбран участок Чегодайского месторождения (западный склон ЮТС), где в турнейском карбонатном комплексе выявлена залежь, приуроченная к высокоамплитудной (более 40 м высотой) структуре. Измерения на площади 51 км2 выполнены по сети 100x50 м. По полученным графикам (наблюденному полю) проведено выделение эффектов от отрицательных локальных аномалий и линейных зон — индикаторов трещиноватости разреза, которые отражаются на графиках в виде узких протяженных отрицательных аномалий интенсивностью до 0,15 мГал. Локальные минимумы такой конфигурации однозначно трассируют тектопически-ослабленные зоны в осадочной толще, отличающиеся по плот-ностным свойствам от остальной части разреза. Не случайно к выявленным зонам разуплотнения тяготеют скважины повышенной продуктивности. Анализ результатов выполненных в предшествующие годы геолого-геофизических исследований (комплекс геофизико-геохимических методов -11 ХМ, СЛБО, сейсморазведка ЗО и др.) подтвердил геологическую природу локальных минимумов силы тяжести. Полученные результаты позволили впервые рекомендовать использование такого мобильного и «малозатратного» метода, как высокоточная гравиразведка на этапе под-

готовки к разработке скоплений углеводородного сырья. Закартированная «сеть» прогнозных линейных зон трещиноватости и изометричных зон разуплотнения позволяют внести в действующий проектный документ на разработку определенные коррективы, в первую очередь по размещению нагнетательных скважин.

В плане возможного размещения рядов нагнетательных скважин относительно линейных зон трещиноватости интерес представляет сравнительный анализ разработки двух ОУ залежи 221 верхнетурнейского подьяруса. Результаты многолетних исследований участков, единственное отличие которых друг от друга — это расположение рядов нагнетательных скважин относительно основного направления трещиноватости, показали, что размещение рядов нагнетательных и добывающих скважин параллельно трещинам позволило приблизиться к величине предельной нефтеотдачи и достичь текущей нефтеотдачи 38.4 %, что в 1,7 раза выше, чем при их ортогональном размещении. Это подтверждают и результаты гидродинамического моделировании (А.В.Насыбуллин, 2005).

В целом же из результатов проведенных исследований важным представляется вывод о значительной роли таких факторов, как макро- и микронеоднородность соответственно залежей и пород-коллекторов, по существу, определяющих для данной группы объектов с ТИЗ выбор систем разработки и методов увеличения нефтеотдачи. Это нашло подтверждение при оценке влияния геологических и технологических факторов на динамику показателей по каждому типу коллекторов (терриген-ные и карбонатные) на характер динамики показателей разработки залежей при разных диапазонах вязкости пластовой нефти, проницаемости пластов, доле запасов в BPD (три геологических параметра), плотности сетки скважин (ПСС), удельных извлекаемых запасов на скважину и виде заводнения (три технологических параметра).

4. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Начальные геологические (балансовые) запасы высоковязкой (свыше 50 мПа-с) нефти (ВВН) составили 13 % суммарных разведанных запасов нефти в РТ. За прошедшие годы доля текущих запасов ВВН возросла в 1,5 раза. Основные запасы ВВН (около 2/3) сконцентрированы на средних и мелких месторождениях восточного борта MB, где доля высоковязкой и тяжелой нефти в общем балансе разведанных запасов превысила 92 %.

Высокая вязкость нефти создает дополнительные осложнения при разработке залежей на любом режиме, но особенно затрудняет применение заводнения.

Для успешного вовлечения в активную разработку месторождений ВВН необходим в первую очередь учет особенностей геологического строения. Почти три десятка разведанных небольших и средних по размерам многопластовых (многоэтажных) и многообъектных месторождений на северо-западе MB (в пределах административных границ РТ) имеют следующие характерные черты: 1 - залежи, выявленные на глубине 960-1360 м, приурочены к локальным поднятиям (за небольшим исключением) седиментационного и тектоно-седиментационного типов и потому в плане полностью или частично совпадают; 2 - основные запасы нефти распределены поровну в комплексах карбона - каширско-верейско-башкирском карбонатном и бобршсовско-радаевском терригенном; скопления нефти в регионально нефтеносных турнейских отложениях имеют в основном остаточный характер и доля их запасов не превышает 6 % в общем балансе; 3 - базисный эксплуатационный

объект большинства месторождений - залежи нефти в ТТН - многопластовый (за исключением некоторых месторождений — прежде всего, Нурлатского и Ильмов-ского); 4 — широкое распространение нижнекаменноугольных эрозионных врезов площадного (в пределах Аксубаевской палеовозвышенности) и руслового типов; 5 -весьма высокая вязкость нефти в пластовых условиях - от 50 до 530 мПа-с; вверх по разрезу карбона наблюдается снижение вязкости пластовой нефти, что обусловлено историей геологического развития данной территории; 6 — предельная величина нефтеотдачи, или К„ыт. в условиях реального пласта редко достигает 50 % (табл. 4).

Месторождения с ВВН (Тавельское месторождение - западный склон ЮТС; Ильмовское, Нурлатское — МВ) начали эксплуатировать со второй половины 70-х гг. на природном режиме. Несмотря на невысокие темпы разработки весьма характерным для них оказалось резкое падение пластового давления (до 30-50 % начального) и соответственно дебитов скважин. С целью создания эффективных способов выработки запасов нефти на ряде месторождений в 80-е и начале 90-х гг. организовано несколько опытных участков.

Таблица 4 . Сопоставление коэффициентов вытеснения нефти водой (%) для терригенных и карбонатных коллекторов месторождений Татарстана

Проницаемость, мкм2 Тип коллекторов

терригенный карбонатный

вязкость модели нефти, мПа-с

<5,0 12-42 57-121 <5* 12-42 57-121

0,05 56,7 57,0 27,7 63,1 50,4 32,1

0,1 61,5 58,9 32,8 67,1 51,6 35,5

0,5 72,8 63,8 44,5 76,4 53,5 41,6

1,0 77,7 66,0 49,6 80,3 55,9 46,9

* Месторождения Самарской и Оренбургской областей (по Б.Ф.Борисову и др., 1983).

Гидродинамические методы воздействия испытывались на участках бобри-ковской залежи Нурлатского месторождения. Уже первые эксперименты показали, что применение даже обычного заводнения в пластах-коллекторах с ВВН позволяет резко повысить производительность скважин. Поскольку проектная величина нефтеотдачи при заводнении таких пластов из-за быстрого прорыва вытесняющего агента в добывающие скважины оказывается невысокой (25-28 %), специалистами ТатНИПИнефти (В.ДЛысенко, В.Н.Соловьева) предложена технология, основанная на использовании чередующейся закачки в пласт воды и высоковязкой нефти, добываемой на том же месторождении. Она отрабатывалась на залежи высоковязкой (118,3 мПа-с) нефти бобриковского горизонта Ильмовского месторождения. Результаты эксперимента четко указали на увеличение охвата продуктивного пласта заводнением. Применение данной технологии обеспечивает повышение конечной нефтеотдачи более чем на 11 пунктов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по залежи составил 0,117 при обводненности 47 %. Однако для достижения КИН, сопоставимых с таковыми для объектов с вязкой (до 50 мПа-с) нефтью (0.40-0.45), необходимо применение третичных МУН.

Теплохимическое воздействие на насыщенные высоковязкой нефтью пласты проводилось на Нурлатском месторождении (район скв. 1811). Анализ показал (М.М.Мусин и др., 1994), что суточная добыча нефти с опытного участка в процессе

внедрения влажного внутрипластового горения (ВВГ) возросла в 2,6 раза и достигла 51.6 т, а количество дополнительно добытой нефти составило 21,0 тыс.т. Проведенные на этом, а также на Архангельском и Ромашкинском (залежь 24) месторождениях ОПР показали, что ВВГ является технологически эффективным методом увеличения нефтеотдачи пластов. Однако при внедрении процесса выявился и ряд осложнений технологического характера, в том числе связанных с образованием стойкой водонефтяной эмульсии, что вынудило руководство ОАО «Татнефть» прекратить опытные работы. Кроме того, эффективному применению термических методов в геолого-физических условиях МВ препятствуют значительная глубина залегания продуктивных пластов нижнего и среднего карбона и рассредоточенность запасов нефти по мелким залежам (Б.Ф.Сазонов, 2003).

В последние десятилетия созданы десятки потокоотклоняющих технологий воздействия на пласт. На месторождениях Татарстана широкое распространение получила технология регулирования заводнения неоднородных пластов с помощью сшитых полимерных систем (СПС), разработанная НИВП «Нефтеотдача» (.Самара). После закачки реагентов на участке Бурейкинского месторождения наблюдалось снижение обводненности по залежи в целом на 4,4%, а по ряду скважин - до 30 %. В короткий промежуток времени проявилось заметное улучшение работы скважин, особенно первого рада: дебиты нефти возросли в 1,3-3,9 раза, а абсолютный прирост составил от 2,5 до 26,2 т/сут. По нагнетательным скважинам отмечено подключение к работе ранее не принимавших интервалов пласта.

Опыт разработки высокоемких (пористостью 22-34 %) песчаных пластов русловых фаций в эрозионной части разреза, в которых сосредоточены основные запасы базисного эксплуатационного объекта большинства месторождений, показал, что вытеснение нефти происходит на активном водонапорном режиме. Значительная концентрация запасов нефти в подобных залежах позволяет уплотнить сетку скважин, улучшая тем самым характеристику вытеснения и показатели разработки, и рассчитывать на конечную нефтеотдачу не менее 35-40 %, что характерно для заводняемых пластов с менее вязкой (18-35 мПа-с) нефтью.

Пути повышения эффективности освоения месторождений МВ и высоковязкой нефти в целом представляются следующими:

1. Первоочередное разбуривание пластов в эрозионных зонах (наряду с уточнением структурных планов и границ детализационные сейсморазведочные работы МОГТ позволяют вести целенаправленный поиск залежей повышенной продуктивности) и ввод в разработку наиболее продуктивных объектов.

Целесообразность освоения месторождений, начиная с базисного объекта в эрозионных врезах, вызвана и тем, что эффективность выработки запасов нефти в нижнекаменноугольных отложениях увеличивается за счет вовлечения в процесс дренирования карбонатных коллекторов турнейского яруса: эрозионные ложбины, заполненные рыхлым песком или слабосцементированным песчаником, представляют собой не что иное, как имеющие значительные размеры естественные каверны-накопители. Впервые доказательства в пользу преимущественно латеральной гидродинамической связи между рассматриваемыми частями геологического разреза в рукавообразной зоне приведены автором в 1985 г. Это подтверждено и явным несоответствием объемов подсчитанных запасов в терригенных пластах нижнего карбона и добытой из них нефти на ряде месторождений.

Автор считает целесообразным внедрение на месторождениях МВ энергосбе-

регающей технологии, основанной на газификации угольных пластов (К. В .Антонов и др., 1997; А.Ф.Косолапов, К.ВАнтонов, 2002). В результате передачи тепловой энергии в нефтяном пласте обеспечивается оптимальная для максимального вытеснения нефти температура пароводяной смеси - 340-350°С. Данная технология легко может быть адаптирована для нижнекаменноугольных залежей нефти, поскольку угольные пласты связаны именно с породами, компенсационно заполняющими па-леодолины. Соотношение углей и песчаников в разрезе соответствует тому, как пойменные фации ассоциируют с русловыми. Объемы углей и углистых сланцев весьма значительны и соизмеримы с объемом нефтенасьпценных пород.

2. Выделение одного-двух самостоятельных эксплуатационных объектов в среднем карбоне с применением внутриконтурного заводнения; остальные объекты в этой части разреза эксплуатируются с максимальным использованием возвратных с нижних объектов скважин.

Специфика физико-геологических характеристик залежей нефти в карбонатных коллекторах МВ указывает на то, что их запасы являются вдвойне и даже втройне трудноизвлекаемыми. Это подтвердили неоднократные попытки вовлечь запасы рассматриваемых отложений в активную разработку как с заводнением, так и с использованием горизонтальных скважин.

На промыслах НГДУ «ТатРИТЭК» успешно внедряются технологии вскрытия карбонатных пластов на депрессии, разработанной в ПермНИПИнефти под руководством Н.И.Крысина. Как показал опыт освоения участка Черемуховского месторождения с применением данной технологии и его почти двухлетней эксплуатации, даже в условиях высокой вязкости нефти и чрезвычайно неоднородных карбонатных пластов башкирского яруса, представляется возможным и эффективным создание очагов заводнения. Дебиты нефти по 13 эксплуатирующим пласты башкирского яруса скважинам, вскрытие которых производилось на депрессии, колебались 6,1 до 23,2 т/сут и составили в среднем 14,4 т/сут, что в 2,9 раза выше таковых по скважинам, где пласты вскрьгга по традиционной технологии.

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ- И ТЕХНОГЕННО-ОСЛОЖНЕННЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ

В заводненных пластах крупнейших месторождений Урало-Поволжья, эксплуатируемых на протяжении более полувека, содержатся значительные по объему остаточные запасы нефти. По мнению специалистов метод заводнения в ближайшие десятки лет останется основным методом разработки большинства нефтяных месторождений. Однако накопленный за 60 лет его внедрения опыт свидетельствует (В.Е.Гавура, Р.Н.Дияшев, С.А.Жданов, М.М.Иванова, Н.Н.Михайлов, Р.Х.Мусли-мов, М.Л.Сургучев и др.), что в целом высокоэффективный метод заводнения имеет и ряд существенных недостатков. Поэтому на поздней стадии разработки месторождений приходится решать две основные задачи (Р.Х.Муслимов, 2000): ввод в эффективную разработку невырабатываемых запасов и обеспечение наиболее полной отработки охваченных заводнением активных запасов.

Для пластов большинства месторождений характерны два основных класса остаточных нефтей (В.И.Титов, С.А.Жданов, 1988; Н-Н.Михайлов, 1992): макроуровня и микроуровня. Наиболее важным отличием остаточной нефти является ее прерывистость, проявляющаяся на различных уровнях масштабности, начиная от отдельных пор (защемленная нефть) и кончая уровнем участков залежи (целики остаточной нефти). В обводненных зонах пласта она может находиться одновременно

в различных состояниях. Характер распределения остаточной, или технологически осложненной нефти зависит от структуры порового пространства и физико-химических свойств соприкасающихся фаз. Другая важная черта такой нефти — отличие ее физико-химических свойств от свойств природной нефти.

Изучению влияния закачиваемой в пласт воды на изменение состава и свойств нефтей Ромашкинского месторождения посвящен цикл работ 1993-1998 гг., выполненный автором совместно с сотрудниками лаборатории нефти ИОФХ КНЦ РАН. В качестве объектов исследования использованы остаточные нефти, выделенные из кернового материала, и добываемые нефти из тех же, что и керн обводненных пластов. Оценка состава экстрактов из пород-коллекторов и добываемых нефтей из скважин производилась методами термического (ТА) и физико-химического (ИК-спектроскопия, газожидкостная хроматография и др.) анализов.

Исследования динамики процессов изменения остающейся в пластах нефти проводились на опытных участках, оборудованных скважинами со СПОТ. Они показали, что заводнение пластов пресными водами сопровождается экспоненциальным снижением доли легких и средних фракций в экстракте, при этом происходит окисление нефти кислородом и увеличивается суммарное содержание гетерокомпо-нентов в виде кислот и сульфоксидов. Экстракты из образцов пород Миннибаевско-го участка, заводняемых минерализованными водами, содержат в своем составе больше парафиновых структур по сравнению с ароматическими, чем экстракты из образцов пород Зеленогорского ОУ, заводненных пресными водами.

Особое значение для оценки качества остаточной нефти имеет исследование структурно-группового состава смолисто-асфальтеновых компонентов (САК): последние определяют такие поверхностно-молекулярные характеристики, как смачиваемость, капиллярная пропитка, а также поверхностное натяжение на границе нефти с водой. Адсорбция САК на внутрипоровой поверхности приводит к увеличению гидрофобности коллекторов и соответственно количества пленочной нефти (И.Л.Мархасин, 1977). Поэтому решение о возможности доизвлечения остаточной нефти (в первую очередь таких ее видов, как капиллярно-защемленная и пленочная) и путях его осуществления во многом зависит от степени изменения состава САК, а поверхностная активность извлекаемых нефтей обусловлена суммарным содержанием полярных соединений, которые концентрируются в высокомолекулярных, тяжелых фракциях нефти. Проведенная идентификация САК добываемых (из скважин) и остаточных (по керну) нефтей из одних и тех же интервалов разреза продуктивных пластов Ромашкинского месторождения по ТА как потеря масс позволила суммарно оценивать массовую долю заместителей поликонденсированной структуры углеводородного и гетероатомного характера.

Кислородсодержащие функциональные группы, образующиеся в результате действия различных факторов в пласте при вытеснении нефти, вместе с первоначально имеющимися гетероатомами усиливают адсорбционную активность остаточных нефтей. Определение количественного распределения шести их наиболее представительных структурных фрагментов показало, что для ССБ наиболее ощутим вклад фенешьных, карбоксильных и сульфоксидных групп, а для асфальтенов карбоксил!,ш,[х и сульфоксидных. В асфальтенах остаточных нефтей более высокое содержание гетероатомных заместителей при меньшем значении молекулярной массы обеспечивает повышение поверхностной активности и в результате они в большей степени адсорбируются на поверхности поровых каналов, удерживая соль-

ватную оболочку, содержащую неполярные компоненты нефти, и это существенно влияет на вытеснение нефти. Повышенное же содержание ССБ по сравнению с ас-фальтенами в малоподвижной части остаточных нефтей также вполне объяснимо наличием в последних большого числа гетерозаместителей, придающих им высокие поверхностно-активные свойства и удерживающих их на породе в еще большей степени, чем асфальтены.

Существенную роль в адсорбции поверхностно-активных веществ нефти и гидрофобизации коллекторов играют глинистые минералы. Установленная необратимая адсорбция нефтяных компонентов на поверхности глинистых минералов в присутствии воды свидетельствует об образовании органоминеральных комплексов по механизму кислотно-основных взаимодействий в системе нефть - вода — порода (Т.Н.Юсупова, 2002). Влияние глинистой составляющей пород-коллекторов паший-ского возраста на свойства добываемой нефти подтверждается систематизированными автором результатами массовых исследований проб пластовой нефти (всего 1139 по Ромашкинскому и 186 по Ново-Елховскому месторождениям). Графическая визуализация осредненных по площадям данных показала, что такие интегральные показатели, как вязкость и плотность отражают связь свойств и состава нефти с содержанием глинистой компоненты и тенденцию снижения этих параметров с ухудшением коллекторских свойств пластов. Ранее литологический аспект облегчения нефти из глиносодержащих пластов отмечали Г.Х.Галикаев, Р.С.Сахибгареев (1974) и ОАЛерников (1981).

В продуктивных пластах, разрабатываемых с внутриконтурным заводнением из поверхностных источников, возникают техногенные температурные аномалии и связанные с ними осложнения процессов вытеснения нефти. Горно-геологические условия девонских пластов таковы, что начальная пластовая температура на 15°С превышает температуру насыщения нефти парафином, которая составляет в среднем 19°С. Мнение о том, что закачка больших масс холодной воды в пласты Ро-машкинского месторождения приведет к ухудшению условий выработки пластов, было впервые высказано Н.Н.Непримеровым (1958). Задокументировать же факт выпадения твердого парафина в пластах горизонта Дт Ромашкинского месторождения нам удалось при исследовании образцов керна из скважин Азнакаевской и Аль-кеевской площадей. Установлена существенная неоднороднородность состава содержащейся в них нефти по разрезу пластов: если в породах нижней, промытой, части пластов относительное содержание парафиновых структур соответствует таковому в добываемой нефти, то в образцах из верхней его части оно значительно выше. Дуплет с максимумами поглощения 720 и 730 см"1 в ИК-спектрах экстрактов подтверждает наличие в них значительного количества твердых парафинов. Доля содержания масел из-за вклада в их состав высокомолекулярных парафиновых углеводородов настолько велика, что эти экстракты выпадают из общего ряда. Поэтому наряду со слабо измененными остаточными нефтями нами выделена особая категория технологически измененных нефтей, которые следует отнести к сильнопре-образованным. Согласно многочисленным исследованиям, в том числе с участием автора, общая схема структуры остаточных нефтей в пластовых условиях на современном уровне знаний представляется нам в следующем виде (рис. 4).

Снижение пластовой температуры осложняет условия разработки пластов. Оно проявляется в первую очередь в зонах, прилегающих к нагнетательным рядам, на участках слияния высоко- и низкопроницаемых пластов и высоких скоростей

фильтрации воды. Этого же следует ожидать и для неохваченных заводнением запасов нефти в низкопроницаемых пластах на участках их совместного залегания с песчаными коллекторами при незначительной толщине раздела между ними. Негативное влияние максимально проявляется при кинжальном прорыве воды. В то же время при очаговом заводнении зона существенного охлаждения (более 5°С) от нагнетательной скважины распространяется по радиусу не более чем на 300-400 м (Р.С.Хисамов и др., 2001).

Рис. 4. Структуризация остаточных нефтей и методы их извлечения

Особое значение в комплексе технологий повышения нефтеотдачи объектов, вступивших в позднюю стадию разработки, имеют потокорегулирующие технологии. Наряду с нестационарным заводнением эти технологии считаются одним из основных методов повышения степени выработки слабодренируемых запасов нефти в высокообводненных объектах. Именно в условиях, когда эффективное использование других методов ограничено, данные технологии воздействия позволяют получить высокие результаты: увеличить КИН на 2-15 % и снизить себестоимость добычи нефти в 1,2-2,0 раза (В.Е.Ступоченко и др., 2005).

Для извлечения капиллярно-защемленной и части пленочной нефти дополнительно требуется применение методов, повышающих отмыв остаточной нефти из пласта — частично физико-химические, тепловые и микробиологические методы увеличения нефтеотдачи (ММУН) (Р.Х.Муслимов, 2003). Как показали проведенные автором исследования на Миннибаевском ОУ, при использовании оторочек ОЭЦ, наряду с увеличением охвата заводнением происходит снижение нефтенасы-щенности в ранее заводненном объеме. Эффект от закачки ОЭЦ подтвержден промысловыми данными; в скважинах со СЛОТ он проявился через прирост коэффициента охвата и снижение нефтенасьпценности в ранее заводненных интервалах. В нагнетательной скв. 20403 в интенсивно промытой части пласта «в» толщиной 5,0 м после ОЭЦ коэффициент остаточной нефтенасыщенности снизился с 28,4 до 23,2 %, что соответствует коэффициенту вытеснения 0,754. Близкие значения остаточной нефтенасыщенности зафиксированы и по отдельным интервалам контрольных скважин 29580, 29612, 29590. Следовательно, при заводнении ОЭЦ происходит вытеснение части каппилярно-защемленной в поровом объеме нефти из высокоемких обводненных слоев. Это позволяет рекомендовать и эффективно использовать данный третичный метод повышения нефтеотдачи и на поздней стадии разработки даже квазиоднородных высокопроницаемых пластов.

Одной из перспективных для высокообводненных пластов является в настоящее время технология микробиологического воздействия. Она позволяет извлекать как подвижную, так и неподвижную (часть пленочной и некоторую долю адсорбированной) нефть, что подтверждают промысловые эксперименты (Э.М.Юл-барисов, 1991; Р.Р.Ибатуллин и др., 2004). По имеющимся сведениям (Э.М.Юлба-рисов, 2002) продукты микробного метаболизма изменяют не только физико-химические свойства нефти, но и вызывают биодеструкцию силикатных минералов.

В скважинах эксплуатационного фонда иногда реализуются негативные явления, связанные со специфическими свойствами перекрывающих пород или пластов промежуточной толщи. Так, освоение продуктивных пластов в кыновских отложениях девона (горизонт До), распространеных на северных площадях Ромашкинского месторождения, оказалось сопряженным с трудностями технологического и технического плана: мероприятия по поддержанию пластового давления в пласте привели к систематическому выбытию нагнетательных скважин из действующего фонда. За последние 20 лет ликвидировано или переведено на другие горизонты более 50 скважин. Основными формами проявления аварийных ситуаций являются вываливание пород на забой через перфорационные отверстия с прихватом подземного оборудования и смятие эксплуатационной колонны, часто с разрывным смещением, или срезанием; нередко фиксируется сочетание обеих форм. Накопленные факты позволяют констатировать следующее: а - негативные явления проявляются в при-забойной зоне не сразу, а спустя несколько (обычно 4-6) лет после начала нагнетания слабоминерализованной воды; б — сужение ствола скважины происходит вблизи интервала перфорации; в — породы, вывалившиеся на забои скважин, представлены аргиллитами и алевропесчаниками; г — в процессе бурения проявления аварийных интервалов не наблюдалось.

При детальном изучении как кернового материала, так и образцов пород, вывалившихся на забои аварийных скважин, удалось выявить в толще аргиллитов практически весь ряд катагенетической шшитизации смектитов, включающий рек-торитовые фазы (В.А.Дриц, Б.А.Сахаров, 1976). В керне скв. 22245 Сармановская и 31015 Холмовская автором обнаружены слои глин зеленовато-серых, вязких, пластичных, легко размокающих в воде, главным минералом которых является слабо-измененный смектит. Причина появления монтмориллонитовой глины на несвойственной ей глубине (>1600 м) установлена по диагностируемым на уровне малых концентраций индикаторным минералам камуфлированной пирокласшки.

Показано, что сжатие (смятие) эксплуатационных колонн может происходить в результате совместного действия нескольких факторов: а - наличия в исходной породе монтмориллонитовой составляющей пирокластической природы, не преобразованной полностью в Ре-иллит; б — проникновения закачиваемой кислородсодержащей воды в потенциально опасные участки разреза и реализации механизма техногенной монтмориллонитизации смешанослойных фаз, превращающей породу в систему с малым сопротивлением сдвигу; в - разбухания глин монтмориллонито-вого состава и, как следствие, дробление и выдавливание сопредельных слоев пород на забой. Величина нагрузок на обсадную колонну, создаваемых имеющим минералогическую природу изменением деформационных параметров пласта, может быть вполне достаточной для ее механического разрушения.

Важнейший элемент комплекса мероприятий по предотвращению аварий на забоях нагнетательных скважин - выявление вблизи продуктивной части разреза

туфогенных глинистых пород со слоями разбухающих минералов. Поскольку реакция разных групп глинистых минералов, особенно вулканогенных, на воздействие воды переменной минерализации или содержащей те или иные реагенты различна, то необходимо исследование проектируемых под нагнетание скважин расширенным комплексом ГИС, включающим методы гамма-спектрометрии. Это позволяет выявлять в продуктивных разрезах интервалы, обогащенные пирокластическим материалом (алгоритм интерпретации разработан в РГУ нефти и газа Д.А.Кожевниковым). Снижение вероятности возникновения подобных аварийных ситуаций может обеспечиваться рядом вполне очевидных мероприятий: 1 - формирование оптимального состава закачиваемых вод, что осуществимо путем смешивания поверхностных и технических вод с добавлением необходимого количества растворимых солей калия; 2 — предотвращение затрубной циркуляции в аварийно-опасных интервалах; 3- размещение нагнетательных скважин вне зон тектонических нарушений.

6. ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ: ГЕОЛОГИЯ И ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ

Месторождения природных битумов (ПБ) относятся к числу альтернативных источников углеводородного сырья, на которые в будущем человечество возлагает особые надежды. Термин «природные битумы», используемый в настоящей работе, относится к вязким, вязкопластичным и твердым битумам, которые не могут быть извлечены обычными для нефтедобычи способами.

На территории России основные перспективы освоения месторождений ПБ связаны с пермскими породами центральных районов Урало-Поволжья, где по состоянию изученности месторождений битумов в РФ ведущее место занимает Татарстан: если по оценкам ИГиРГИ (Э.М.Халимов, Н.В.Колесникова, 1997) сырьевая база природных битумов в стране составляет 20,6 млрд т, в том числе на категорию разведанных (С|) запасов ПБ приходится 279,5 млнт, предварительно оцененных (Сг) - 790,5 млн т, то значительная часть последних (соответственно 93,6 и 87,6%) сосредоточена на месторождениях республики.

Ближайшие перспективы освоения ПБ связываются с отложениями уфимского яруса, залежи которых залегают на на глубинах от 60 до 100 м и могут разрабатываться тепловыми скважинными методами. При опробовании пластов получены притоки мальты до 10 т/сут. Верхняя часть шешминского битумоносного горизонта (песчаниковая пачка) уфимского яруса получила преимущественное развитие па западном склоне ЮТС (бассейн р.Шешмы). Разрез сложен мелкозернистыми поли-миктовыми песками и песчаниками с пористостью от 10 до 40 %, газопроницаемостью от тысячных долей до нескольких мкм2, битумонасыщенностью до 15-17 % (масс.). Региональной покрышкой залежей ПБ песчаниковой пачки являются «лин-гуловые глины» казанского яруса толщиной до 20 м и более.

Накопленный к настоящему времени опыт освоения скоплений ПБ позволяет говорить о таких особенностях геологического строения объектов разведки и эксплуатации, как наличие в битумоносной части продуктивных горизонтов свободной воды, способной к перемещению, существование в объеме залежи зон с повышенными емкостно-фильтрационными параметрами и участков с ухудшенными реологическими свойствами нафтидов в силу гипергешюго воздействия и даже разрушения скоплений УВ, строение водобитумного контакта.

Эффективность освоения залежей ПБ (тяжелых нефтей) в отложениях пермской системы в большей степени, нежели это характерно для нефтяных пластов, за-

летающих на значительных глубинах, зависит от полноты информации о строении геологической среды, под которой следует понимать не только продуктивный горизонт, но и перекрывающие и подстилающие толщи. Это обусловливает необходимость рассмотрения ряда геологических факторов, роль которых не столь выражена при освоении нефтяных месторождений. Благоприятным фактором для их определения служит опережающий характер геофизических работ. В настоящее время на детально изученных скоплениях ПБ Татарстана осуществлены опытно-методические наблюдения с опробованием широкого набора методов разведочной геофизики для выбора рациональной методики поисков и разведки, которые рассмотрены в авторской работе (М.Я.Боровский и др., 2000). Информативными методами для изучения значимых геологических факторов признаны:

A. Зоны развития повышенной тектонической трещиноватости осадочной толщи могут находить отображение в виде: 1 - локальных отрицательных аномалий силы тяжести (высокоточная гравиразведка); 2 — локальных максимумов концентраций ториевой составлящей гамма-поля (спектральная гамма-съемка); 3 — повышенных значений кажущейся поляризуемости (электроразведка методом вызванной поляризации ВП); 4 — аномалий повышенной электропроводности (электроразведка ЗСБЗ).

Б. Долины палеорек (неогеновые врезы). Как показывает опыт освоения Ашальчинского месторождения, жидкая или менее вязкая нефть добывается из скважин, удаленных от эрозионной зоны, в то время как битумы в виде асфальтов и асфальтитов встречается вблизи вреза. Выявлять и оконтуривать (детализировать) их в плане в пределах битумных залежей позволяют высокоточная гравиразведка и вертикальное электрическое зондирование.

B. Степень разрушенности битумной залежи. Различие в составе и обшей минерализации внутриконтурных и законтурных вод битумной залежи, а также вторичные изменения осадочных пород разреза под влиянием ореола «вторжения» обусловливают изменение электрических свойств разреза как в области залежи, так и в надпродуктивной толще. Скоплениям битумов, не затронутых разрушением, отвечают электрические неоднородности столбообразной формы, охватывающие как саму залежь, так и вышележащую толщу (при анализе использованы данные электроразведки ВЭЗ-ВП (шаг съемки 450 м, максимальные разносы АВ 900-1500 м). Различие в составе вод битумной залежи и за ее контуром также находит отображение на разрезах дифференциальных проводимостей AS-c/AHt (материалы ЗСБЗ, шаг съемки 150 м) в виде обрамления мозаичной аномалии низкой проводимости (отождествляется с залежью) зоной повышенных значений параметра ASt/ДНт (МЛ.Боровский и др., 1997).

Г. Гидрогеологические особенности верхней части разреза. Известно смещение залежей ПБ в направлении стока подземных вод (И-М.Акишев, Ф.С.Гилязова, 1976), которое необходимо учитывать: а — при поисках, разведке и подсчете запасов битумов; б - для надежного определения геологической природы геофизических и геохимических аномалий. Традиционными полевыми методами изучения обводненных естественным путем участков является электроразведочные: ВЭЗ, ВЭЗ-ВП, ЭП, ЕП (Ю.С.Корольков, 1988; Ф.М.Ляховицкий и др., 1989; А.А.Огильви, 1990).

Возможности применения тех или иных способов разработки залежей пермских битумов РТ ранее изложены в ряде публикаций (ПА.Шалин, 1984;

Г.Г.Вахитов и др., 1986; Э.М.Халимов и др., 1987; В.М.Глазова и др., 1988). Высокая вязкость природных битумов препятствует их извлечению традиционными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений. В настоящее время добыча природных битумов скважинным способом с применением теплового воздействия (внутрипластовое горение ВГ, вытеснение паром) осуществляется в республике на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях; на опытном участке первого из них при с применением ВГ получена высокая нефтеотдача 27 %, а на одном элементе даже 56 % (З.АЛшуразова и др., 1999).

В процессе опытно-промышленной разработки упомянутых месторождений испытаны практически все тепловые методы и их модификации, основным технологическим эффектом которых является существенное снижение вязкости высоковязкой нефти или битума за счет увеличения температуры. Для каждой группы методов выявлены определенные недостатки:

1. При паротепловом воздействии на пласт по мере остывания и конденсации пара исчезает его газобарическое воздействие на пласт, в связи с чем разогретый битум необходимо извлекать каким-либо механизированным способом.

2. Внутрипластовое горение характеризуется трудной управляемостью процесса в пласте, значительными изменениями физико-химических свойств добываемого продукта.

Прогресс техники и технологии разработки ПБ и ВВП осуществляется по направлениям: первое — совершенствование тех тепловых методов, которые уже вышли на промышленный уровень (в частности, циклическая закачка пара); второе -исследование новых и оригинальных технологий и технических средств; третье -использование горизонтальных скважин. Успешность паротеплового воздействия зависит в первую очередь от того, насколько полно используется закачиваемое тепло: чем больше поверхность, через которую идет инфильтрация заканчиваемого пара вглубь продуктивной толщи, тем выше и собственно нефтеотдача. Для оценки возможностей горизонтальных скважин при разработке битумных месторождений с паротепловым воздействием на пласт на Мордово-Кармальском месторождении впервые в республике пробурены на глубине до 100 м от поверхности две параллельные скважины с длиной горизонтальной части ствола 100 м при общей длине 240 м. Расстояние между стволами скважин, верхняя из которых нагнетательная, а нижняя добывающая, составляет 5-7 м (Р.М.Ахунов и др., 2005). Принципиально новая схема обустройства горизонтальной скважины позволяет подавать пар с одновременной закачкой воздуха (азота, инертного газа) для охлаждения эксплуатационной колонны. Применение вместо теплоизолированных обычных насосно-компрессорных труб значительно снижает затраты при приемлемых потерях тепла при транспортировке пара от устья до забоя. Достигнутая максимальная температура в ходе пробной эксплуатации составляла 65°С, что отражает существенный прогрев пласта между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами.

Одной из перспективных комплексных физико-химических технологий для залежей ПБ является термоволновое (комбинирование теплового с волновым) воздействие на призабойную зону и пласт (В.Е.Алемасов, 1999), опробованное на участках Мордово-Кармальского месторождения (Р.Х.Муслимов и др., 2003). В качестве одного из путей эффективной эксплуатации месторождений природных битумов и тяжелых нефтей специалистами РНТЦ ВНИИнефть предлагается создание центра по совместной добыче и переработке нафтидов с получением всей гаммы ценных

товарных продуктов, в том числе концентратов ванадия и никеля: содержание последних на многих месторождениях ПБ и ВВН превышает кондиционные. Согласно расчетам окупаемость капитальных вложений — до 4 лет.

К настоящему времени многочисленные проявления битуминозных, или так называемых черных песчаников выявлены и в нефтеносных пластах многих месторождений нефти Урало-Поволжья, Калининградской области и в других районах (И.С.Гольдберг, 1975; В.М.Березин и др., 1983; Р.С.Сахибгареев, 1989 и др.). Эти природно-преобразованные нефти, несомненно, следует рассматривать как особый класс нафтидов. Процессы природного преобразования нефтей в продуктивных пластах могут охватывать значительные по объему части залежей. Так, по бобри-ковской залежи Нурлатского месторождения геологические запасы превращенных в вязкопластичные нафтиды нефтей составили 1,67 млн т, а на основной залежи Бав-линского месторождения они оценены автором в 6,5 млн т. Следствием перечисленного является важность установления геологических причин и механизмов преобразования обычных нефтей в нефти (вернее, в нафтиды) с аномальными свойствами. С этой целью на протяжения ряда лет проводились комплексные исследования содержащих битуминозные породы продуктивных пластов. Лабораторное изучение состава и свойств битумов в нефтенасыщенных коллекторах регионально нефтеносных горизонтов девона (Djp) и карбона (Cird-bb) производились в ИОФХ КНЦ РАН (Л.М.Петрова, Т.Н.Юсупова, Ю.М.Ганеева).

Проведенные автором исследования основной залежи Бавлинского месторождения показали, что черные и темно-серые битуминозные песчаники толщиной от 2 до 9 м, залегающие среди нефтенасыщенных пород пашийского горизонта, имеют пластовую форму залегания, но не занимают строго горизонтального положения в разрезе и локализуются в плане в виде двух участков в северо-западном секторе во-донефтяной зоны. Использованный при исследовании комплекс инструментальных методов позволил выявить по разрезу продуктивного пласта толщиной 15-18 м как минеральные изменения в коллекторах, так и неоднородности углеводородной фазы, а литолого-петрографическое изучение пород-коллекторов показало наличие в поровом пространстве кварцевых песчаников нафтидов по крайней мере двух генераций в виде: 1 — легкой нефти и 2 — битумов вязкой консистенции и твердых. Выделенные слои битуминозных песчаников имеют все признаки древнего водонефтя-ного контакта прогрессивного типа (по Р.С.Сахибгарееву); для них характерны слабая цементация и рыхлая упаковка обломочных зерен, что в целом не свойственно песчаникам девона. Исследование выделенного битума показало, что его природа не соответствует гипергенным изменениям углеводородов под воздействием окислительных процессов. Высокотемпературные преобразования нефти также не подтверждаются проведенными в ИГиРГИ палеотемпературными (по витриниту) исследованиями. Из этого следует, что битумопроявления в пашийских слоях, в зоне древнего ВНК Бавлинского месторождения обусловлены осаждением асфальтенов из первично тяжелой (вязкой) окисленной нефти при подтоке легких УВ, т. е. налицо битумогенез линии фазово-миграционной дифференциации (Б.А.Клубов, 1995; С.Г.Неручев и др., 1998). По данным палеомашитных исследований битуминозных песчаников (Д.К.Нургалиев) выделяются три группы направлений NRM, близкие: I и II — положительным и отрицательным направлениям девонского геомагнитного поля на данной территории; Ш — направлениям современного поля с характерными для неогена наклонениями. С учетом палеотектонических построений процесс фор-

мирования девонской залежи Бавлинского месторождения представляется как многофазный, растянутый во времени - от среднего карбона до неогена включительно.

Выпадение битумов в поровом пространстве в результате деасфальтизации нефти на уровне древнего ВНК, как это наблюдалось на Бавлинском месторождении, приводит к возрастанию макронеоднородности эксплуатационного объекта. Встречающиеся среди нефтенасьпценных коллекторов слои «черных песчаников» как бы увеличивают расчлененность пластов за счет «экранирующей» способности; битумный цемент снижает пористость таких песчаников до 2 раз и проницаемость на 1,5-2 порядка. Близкие результаты получены и по данным проведенных в Баш-НИПИнефти исследований (В.М.Березин и др., 1983). Таким образом, появление в продуктивном пласте битуминозных пород существенно ухудшает и усложняет процессы вытеснения даже неизмененной нефти.

Считается, что основными причинами образования битумов в продуктивных пластах являются фазово-миграционные и окислительные процессы. На примере пласта высокопористых (23 %) песчаников бобриковского горизонта Нурлатского месторождения, содержащего высоковязкую (в среднем 96 мПа-с) нефть, показано проявление иной линии битумогенеза. При эксплуатационном разбуривании северовосточной периферии основной залежи этого месторождения из ряда скважин извлечен керн, представленный песчаниками темно-коричневыми, среднезернистыми, слабосцемеитированными вязкопластичной окисленной нефтью почти черного цвета. Наличие неподвижной нефти (битума) в этой зоне подтверждено результатами опробования полутора десятка скважин и их исследованиями ядерно-магнитным методом (ЯММ). Детальное изучение залежи показало, что основное поле битуминозных пород примыкает к осложняющему северо-восточное крыло Нурлатского вала дизъюнктивному нарушению; последнее задокументировано по повторению в разрезе репера «аяксы» (скв. 1835, таманский, или кыновский горизонт верхнего девона). Не вызывает сомнения обогащение песчаников этой зоны смолисто-асфальтеновыми компонентами из-за утечки нефти и ее дегазации по тектоническому разлому в период активизации последнего. Здесь уместна аналогия с накоплением САК в призабойной зоне добывающих скважин. На это указывает и факт изменения физико-химических свойств нафтидов по всему разрезу пласта. По содержанию асфальтенов экстракты битумов заметно превосходят экстракты нефтей одновозрастных отложений. Кроме того, в битумах в значительных количествах присутствуют карбено-карбоидные соединения, что может свидетельствовать о накоплении САК как за счет улетучивания легких УВ, так и за счет новообразования в результате окисления. В пользу первого фактора свидетельствует следующее: а — общие закономерности формирования месторождений МВ, где в отличие от месторождений других тектонических элементов наблюдается закономерное ухудшение свойств нефти вниз по разрезу каменноугольных отложений, т.е. обратный градиент вертикального изменения плотности нефти (А.Н.Гусева и др., 1966); б -значительное обогащение нафтидов (битумов) нижнего карбона металлами (V и №). Высокое содержание ванадилпорфиринов в исследованных образцах не может быть объяснено только за счет высокой концентрации в них САК; такие нефти согласно А.Н.Ратову и др. (1995) следует считать вторично обогащенными металлами. Накопление V, № и др. металлов в нефтях этого типа происходит за счет растворения оставшихся в пластах САК нефтей в процессе многофазного формирования и разрушения залежей. Следует отметить, что такой по существу смешанный процесс би-

тумогенеза, связанный с утечкой компонентов, дегазацией тяжелой нефти по тектоническому разлому и ее окислением, подробно не рассматривался в специальной литературе. Эта линия битумогенеза названа автором миграционно-теюпонической.

Задача подсчета запасов битумов (преобразованных нефтей) этого типа легко решается путем оконтуривания зоны по результатам опробования скважин и интерпретации материалов ГИС, включающего ЯММ хотя бы по единичным скважинам. Более сложной представляется оценка запасов битумов - продуктов деасфальтиза-ции нефтей. Следует особо подчеркнуть, что выделение слоев, связанных с древним ВНЕС битуминозных песчаников, в незаводненных пластах чрезвычайно затруднено без керновых данных и (или) расширенного комплекса ГИС. Несовпадение древнего и современного структурных планов не позволяет использовать для картирования гипсометрию пласта. Поэтому подсчет запасов битумов линии фазово-миграционной дифференциации целесообразен и возможен только на разрабатываемых месторождениях с привлечением всего объема геолого-промысловой информации и обязательным освещением разреза керном.

7. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

В «старых» регионах нефтедобычи, где самые крупные месторождения вступили в завершающую стадию разработки (как это наблюдается, в частности, в Ура-ло-Поволжье), геолого-разведочные работы (ГРР) осуществляются в условиях высокой освоенности начальных потенциальных ресурсов нефти (в РТ опоискован-ность НПР по разным оценкам составляет от 72 до 91 %). Наряду с повышением нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях снижению темпов падения добычи нефти служат выявление и ввод в разработку новых запасов.

На территории Татарстана начальные суммарные геологические и извлекаемые ресурсы нефти по Татарстану оцениваются соответственно в 12,4 и 4,35 млрд т (Р.Х.Муслимов и др., 2000). Это означает, что по крайней мере 9 % начальных суммарных ресурсов нефти, или 1,1 млрдг остаются еще не разведанными и составляют потенциал развития сырьевой базы республики. Вместе с тем обобщение опыта геолого-геофизических работ на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показало крайне низкую геолого-экономическую эффективность промышленного освоения месторождений с небольшими залежами в ловушках и коллекторах сложного строения по традиционной стадийной схеме. Даже дегализационные сейсморазведочные работы далеко не всегда дают достоверную информацию о строении продуктивной части разреза (В ЛГрайфер и др., 2000).

Для эффективного проведения ГРР на современном этапе опоискования НПР рационально выделение следующих категорий земель в пределах: I — границ залежей базисного объекта эксплуатации (терригенных отложений девона) разрабатываемых крупных и средних месторождений; II — границ разрабатываемых небольших месторождений; III - перспективных для поисков нефти территорий. Для ускоренного прироста запасов используются земли категорий I и П, тогда удельная стоимость подготовки запасов нефти существенно сокращается (Е.Б.Грунис и др., 2001).

Различная степень опоискованности НПР по нефтегазоносным комплексам и площади выделенных категорий земель предопределяет различия в методах проведения ГРР. На землях категории I прирост запасов нефти связан с локально нефтеносными горизонтами девона и карбона, расположенными как выше, так и ниже ос-

новного эксплуатационного объекта. Эффективная методика поисков и разведки залежей нефти в сложнопостроенных коллекторах основана на целенаправленном применении расширенного комплекса детальных методов ГИС (Р.Х.Муслимов и др., 1985). Что касается объектов, расположенных ниже базисного горизонта, то для их освоения используются углубленные скважины старого фонда либо целенаправленно бурятся специальные скважины на наиболее перспективных участках. Основные принципы и методы подготовки новых запасов в локально нефтеносных горизонтах, внедряемые на крупных месторождениях, применимы и для разрабатываемых небольших месторождений (земли категории II). Для земель категории III рекомендации по совершенствованию методов ведения ГРР те же, что и на землях категорий I и П. Отличительной чертой работ на перспективных землях является изучение в первую очередь регионально нефтеносных отложений.

В старых нефтедобывающих районах европейской части РФ так называемые легкие методы разведочной геофизики (грави-, магнито- и электроразведка) традиционно принято использовать на региональном этапе геолого-разведочного процесса. Проведенными нами исследованиями (МЛ.Боровский и др., 1999; ВЛ.Грайфер и др., 2000; Р.З.Мухаметшин и др., 2000; Богатое В.И. и др., 2001, 2002; Э.К.Швыдкин и др., 2002) показаны возможности мобильных методов в прогнозировании локальных особенностей геологического разреза и следовательно целесообразность их использования и на заключительных стадиях геолого-разведочного процесса. Одна из технологий изучения залежей нефти в карбонатных коллекторах приведена в главе 3. По мнению автора, детализационные работы должны быть направлены на получение информации о тех неоднородностях разреза, которые в первую очередь определяют принципы и системы разработки месторождения в целом и залежей, в частности, в том числе и способы воздействия на пласты. Такие исследования позволяют обосновывать порядок и очередность разбуривания (выбор местоположения разведочных и оптимальное размещение на залежах эксплуатационных скважин). В то же время, несмотря на резкое увеличение точности определения аномалии геофизических полей, корректное решение геолого-разведочных задач по объективным причинам не может быть обеспечено материалами одного геофизического метода; обоснованное привлечение данных других методов увеличивает «вероятность успеха» (Д.К.Нургалиев, Э.К.Швыдкин, 1999). Для подготовки объектов к разбуриванию эксплуатационными скважинами необходим комплекс методов разведочной геофизики, каждый из которых может решать свою, строго определенную задачу. Как правило, комплекс наземных несейсмических геофизических работ опережает сейсмические исследования, подготавливающие структуры под глубокое поисково-разведочное бурение. Это открывает возможность использования результатов мобильных геофизических методов для уточнения скоростных параметров разреза и решения детальных структурных задач. Существование функциональных и корреляционных связей между физическими свойствами горных пород (плотность и скорость, скорость и электрические параметры) общеизвестно (В.М.Березкин, 1973; В.В.Бродовой и др., 1984). Именно в комплексировании сейсморазведки как основного метода подготовки структур с высокоточной гравиразведкой и другими мобильными методами видится путь для решения задач структурной геологии (В.И.Богатов и др., 2002).

Особое место в составе мобильных геофизических методов занимает электромагнитное зондирование становлением поля в ближней зоне (ЗСБЗ). Оно успешно и

эффективно применяется в РТ, так как в отличие от других методов (грави- и магниторазведка) позволяет получать дифференцированную по глубине характеристику исследуемого разреза (В А.Сидоров, В.В.Тшапаев, 1969). Это свойство метода дает возможность картировать зоны развития коллекторов, а в совокупности с другими ранее проведенными исследованиями — выделять первоочередные участки под дета-лизационные работы, в том числе и дорогостоящими методами, и тем самым ускорить перевод структур из числа «выявленных» в «подготовленные». Этим снижаются затраты на опоискование территорий (лицензионных участков) и степень риска бурения глубоких скважин в сложных геологических условиях. В НПУ «Казаньгеофизика» разработана технология выделения и прослеживания эрозионных врезов электроразведкой ЗСБЗ, которая базируется на возрастании величины проводимости в интервале эродированной части разреза за счет увеличенной мощности терриген-ных образований. В целях детализации зон выклинивания коллекторов, границ эрозионных врезов и т.д. возможно и рационально использование электроразведки ЗСБЗ в профильном варианте с неравномерным уплотнением точек наблюдений.

На малоизученных землях стадийность геолого-разведочных работ на нефть и газ предполагает последовательный переход от мобильных (грави-, магнито- и электроразведка) к более информативным, но дорогостоящим геофизическим методам. Предварительная оценка продуктивности выделенной структуры может быть осуществлена с помощью комплекса, включающего мобильные, относительно недорогие методы — высокоточная магниторазведка, электроразведка (естественные электрические потенциалы) и геохимические методы. На базе этих методов разработана и успешно применяется технология поисков залежей нефти геофизико-геохимическими методами (ГТХМ) (Э.К.Швыдкин, 1996).

В последние годы «рейтинг» запада республики и сопредельной части Марий Эл (Казанско-Кажимский прогиб) в отношении перспектив нефтегазоносности заметно повысился благодаря исследованиям, изложенным в ряде публикаций (Р.Х.Муслимов и др., 2000; И.АЛарочкина, 2002), в том числе и автора (Г.Н.Гордадзе, Р.З.Мухаметшин, 2001; Р.З.Мухаметпшн и др., 2001). Прежние неудачи поисков объясняются недоработками в проведении ГРР: по данным исследования Э.Ф.Тимошенкова (2000) только одна глубокая скважина (из 21) на территории южной части Предволжья РТ пробурена почти в оптимальных условиях.

С целью оптимизации геолого-разведочного процесса взамен традиционного поэтапного изучения территорий группой специалистов НПУ «Казаньгеофизика» (с участием автора) предложен рациональный комплекс работ, в котором несейсмические методы, в том числе и ГТХМ, широко используются на поисково-оценочном этапе. Необходимым условием применения несейсмических методов геофизической разведки по нетрадиционной технологии служит повышение детальности измерений как в плане, так и по разрезу (уплотнение сети наблюдений, увеличение числа точек регистрации переходных процессов и др.). Даже с учетом этого резко сокращаются (расчеты проведены по Илетской площади Марий Эл) сроки проведения (в 3 раза) и стоимость (в 1,5 раза) работ.

8. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИЗУЧЕНИЯ ОБЪЕКТОВ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ

В результате проведенного геолого-промыслового изучения месторождений Татарстана, в том числе уникального Ромашкинского, разрабатываемого на

протяжении более полувека, предложена уточненная классификация трудноиз-влекаемых запасов нефти. В ее основу положены критерии, разработанные Э.М.Халимовым (2001 г.), Э.М.Халимовым и Н.Н.Лисовским (2005). Главное же отличие предлагаемой уточненной классификации - это акцентированный учет (помимо природных условий) технологического и техногенного факторов (табл. 5). Общим для первых трех групп запасов является необходимость более плотного размещения эксплуатирующих залежи (объекты) скважин, а для некоторых классов еще и разработки и применения новых, нетрадиционных технологий воздействия на пласты.

Природные особенности эксплуатационного объекта (строение пласта, условия залегания нефти и ее вязкостная характеристика, литолого-физические свойства коллекторов и др.) оказывают доминирующее влияние на процесс и конечные результаты разработки, включая величину коэффициента извлечения нефти (П.Д.Алексеев и др., 1993; В.Е.Гавура, 1995). Условия формирования скоплений нефти и других нафтидов, равно как и формы их нахождения в природе, чрезвычайно сложны и разнообразны. Реконструкция этих условий в той или иной мере возможна на основании изучения сопутствующих этому процессам в породах и насыщающих коллекторы флюидам. Сейчас очевидно, что процессы миграции, формирования и разрушения скоплений нефти и природных битумов продолжались в течение длительного времени, получая новые импульсы в периоды активизации движения земной коры, поэтому объяснения выявленному их разнообразию могут быть даны только с историко-геологических позиций. Что же касается нефтевмещающих пород, то весьма важным для оценки аномальности свойств коллекторов с точки зрения их емкостно-фильтрационных свойств служит анализ литолого-фациальной обстановки, которая является следствием палеогеографических особенностей формирования продуктивных горизонтов. Прерывистость же коллекторов, обусловливающая отнесение приуроченных к ним запасов нефти к категории трудноизвлекаемых, может быть выявлена лишь в процессе освоения месторождений.

Залежь УВ — метастабильная, многокомпонентная система, формирующаяся в течение длительного геологического времени — многих сотен тысяч, миллионов лет. Равновесие нарушают первые же скважины, вскрывшие залежь, и оно усугубляется в течение всего времени освоения и разработки (И.П.Жабрев, О.А.Черников, 1993). Как установлено, наиболее активным фактором изменения свойств нефти и даже минерального состава пород-коллекторов, является кисло-родосодержащая вода. Влияние последней тем больше, чем сильнее различия составов закачиваемых и пластовых вод. Немаловажен также температурный фактор: снижение температуры в пласте за счет закачивания в зимний период охлажденного вытесняющего агента приводит к повышению вязкости вытесняемой нефти, а затем и к выпадению парафинов в поровом пространстве.

Технологический фактор играет весьма существенную роль для пластов, представленных глинистыми и глиносодержащими коллекторами: глинистая тон-

Таблица 5. Классификационная схема трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений Урало-Поволжья

Группы Подгруппы Классы

А. Аномальных нефтей I. Природно-тменевных Залежей, содержащих в пластовых условиях нефти вязкостью > 30 мПа-с

II. Природно-преобразованных Залежей тяжелой нефти и природных битумов

Ш. Технологически изменен ных Остаточной нефти (или истощенные, по ЭМХалимову) при добыче 70 % НИЗ и/или при текущей обводненности добываемой нефти >90%

Б. Неблагоприятных коллекторов IV. Природно- неблагоприятных 1.В пластах (залежах) низкопроницаемых коллекторов (<0,1 мкм2). 2.Пластов прерывистых и линзовидных коллекторов с Крашр^ 0,5. 3.В пластах (залежах) с карбонатными коллекторами низкой и средней проницаемости сложного строения. 4.В пластах малой толщины (<2-4 м)

V. Технологически неблагоприятных В глинистых и глиносодержащих коллекторах проницаемостью <0,5 мкм2

В. Наложенных факторов VI. Повышенной вязкости нефти и неоднородности пластов-коллекторов 1. Пластов зонально-неоднородных (Кра^ 0,5-0,7), содержащих в пластовых условиях нефти вязкостью от 10 до 30 мПа-с. 2. Пластов (объектов) с высокой послойной неоднородностью коллекторов, проницаемость которых различается на 1,5-2 порядка, содержащих в пластовых условиях нефти вязкостью от 10 до 30 мПа-с

Г. Техногенно осложненных VII. Техногенно осложненных В пластах, для которых бурение скважин и их эксплуатация со-рояжены с осложнениями

Примечание: К^р - коэффициент распространения коллекторов по площади пласта (залежи).

кодисперсная составляющая является наиболее активным компонентом пород. Под воздействием закачиваемых «чуждых» вод происходит изменение минерального состава коллекторов, а при снижения пластового давления в глиносо-держащих коллекторах — необратимые деформационные явления.

Проведенные автором исследования показали, что для получения адекватных представлений об объектах с трудноизвлекаемыми запасами, подготавливаемых к разработке и разрабатываемых, необходимо не только обобщение всей накопленной в ходе поисково-разведочных работ геологической информации (М.Д.Белонин, 1997), но и проведение специальных исследований, в том числе па физических моделях и в промысловых условиях. Комплексный характер исследований обусловливает привлечение широкого спектра научных дисциплин. К таковым наряду с традиционными для нефтяной геологии дисциплинами (геология нефти и газа, нефтегазопромысловая геология, физика пласта, литология, разработка нефтяных месторождений, разведочная и промысловая геофизика) относятся минералогия, механика, физика твердого тела, седиментология, ядерная физика, органическая, физическая и коллоидная химия, геохимия, прикладная математика и др. В то же время в литературе постоянно отмечается недооценка единства методических подходов к исследованию систем разработки и добычи нефти и газа и междисциплинарного взаимодействия наук различного профиля (Е.И.Березнякова, 2002). Благодаря мультидисциплинарному подходу изменяются постановка, методы решения и область применения полученных решений «старых» задач, появляется возможность постановки и решения «новых» задач, возникает необходимость проведения новых углубленных исследований в фундаментальных областях науки, «обслуживающих» прикладные науки, связанные с изучением месторождений нефти и газа (М.М.Элланский, 2001). Методологией же качественного исследования и моделирования объектов различной природы служит системный подход. Формализацию процедур системного подхода, по мнению автора, должно предварять выделение классов запасов. Каждый из выделенных классов ТИЗ отражает приоритетность определяющих признаков (одного или двух) трудной извлекаемости запасов нефти, на изучение которых должен быть нацелен комплекс методов исследования.

Наиболее последовательно технология изучения объектов с ТИЗ отражена в работе применительно к объектам с карбонатными и глинистыми (глиносодер-жащими) коллекторами, которые являются сложными по строению порового пространства: первые из-за многообразия состава и свойств глинистых минералов и форм нахождения их в породе, вторые — в результате нерегулярности пустотного пространства и яркого проявления динамического характера проницаемости. И для тех, и для других рассмотрена схема, или алгоритм исследований.

Проведенные нами исследования (Р.А.Манапов и др., 1994, 1997, 1999) показывают, что дополнительным методом анализа, который (наряду с традиционными методами) расширяет возможности оценки пород-коллекторов, может служить мёссбауэровская, или ГР-спектроскопия: ее преимущество заключается в том, она позволяет получить без дезинтеграции образца предварительную информацию о важной составной части породы-коллектора — цементе. То обстоятельство, что в спектре регистрируются карбонаты и сульфиды железа, позволяет полнее характеризовать данные геофизических методов исследования (например, по удельному электрическому сопротивлению). Особенно ценным здесь то, что в

ГР-спектрах находят отражение тонкодисперсные и плохоокристаллизованные фракции глинистых минералов, определение которых другими структурно-чувствительными методами затруднено. При этом малое содержание глинистой фракции не является препятствием к применению метода.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе сбора, обработки, обобщения и систематизации накопленной за многие десятки лет геологической, геолого-промысловой и геофизической информации по месторождениям Татарстана и проведенных специальных исследований (инструментальных, лабораторных экспериментов, опытных и опытно-промышленных работ) автором получены следующие результаты:

1. Разработана на основе изучения горно-геологических условий месторождений Урало-Поволжья классификационная схема трудноизвлекаемых запасов нефти. Выделена группа неизвлекаемых известными технологиями запасов УВ.

2. Выявлены геологические условия формирования многоэтажных месторождений с залежами, содержащими трудноизвлекаемые запасы нефти.

3. Изложена принципиальная схема геологических исследований для каждой группы объектов с ТЗН, включающая в себя набор инструментальных методов, в том числе и нетрадиционных для нефтяной геологии.

4. Установлены минералогические факторы и механизм резкого снижения продуктивности глиносодержащих пластов-коллекторов, что позволяет целенаправленно совершенствовать технологии гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.

5. На основе моделирования вытеснения нефти водой предложена уточненная классификация залежей нефти по вязкости пластовой нефти. Выявлены особенности динамики основных показателей разработки залежей (объектов) вязкой и высоковязкой нефти.

6. По данным мониторинга скважин специальной конструкции (со стекло-пластиковыми обсадными трубами) выявлены особенности процессов вытеснения маловязкой вязкой и высоковязкой нефти в пластовых условиях и определена эффективность вторичных и третичных МУН на залежах маловязкой (девонской) и вязкой (каменноугольной) нефти; прзведена оценка влияния уплотнения сетки скважин на охват заводнением.

7. Детально исследованы условия формирования и размещения нижнекаменноугольных эрозионных врезов для нефтеносных земель РТ (восточный борт Меле-кесской впадины и Южно-Татарский свод). Впервые разработаны принципы расчленения и индексации терригенных и терригенно-карбонатных разрезов эрозионного типа на основе аллювиального характера осадков, заполняющих эрозионные ложбины в турнейском карбонатном ложе, и факта унаследованности речных долин на протяжении раннекаменноугольной эпохи. Показаны возможности прогнозирования рукавообразных песчаных тел, связанных с древними эрозионными долинами, геофизическими методами разведки.

8. Впервые установлена латеральная гидродинамическая связь между терри-генными пластами группы Вво в эрозионных врезах нижнекаменноугольного (преимущественно визейского) возраста и карбонатными коллекторами турнейского яруса. Впервые для условий Татарстана выделены залежи нового типа — массивно-пластовые литологически разнородные. Обоснована выработка части запасов нефти карбонатных коллекторов скважинами, вскрывшими пласты песчаников.

9. Созданы физико-геологические основы повышения эффективности разработки залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах. Выявлен динамический характер степени трещиноватости и трещинной проницаемости карбонатных коллекторов сложного типа. Впервые предложена технология крупномасштабных геофизических съемок для выявления зон повышенной трещиноватости осадочного разреза, которые внедрены НПУ «Казаньгеофизика» на Чегодайском и Краскоок-тябрьском месторождениях.

10. Установлены природные условия изменения нефтей по разрезу месторождений и залежей и техногенные факторы, влияющие на свойства остающейся на породе нефти в процессе длительного заводнения терригенных пластов. Рассмотрены геологические условия, способствующие протеканию тех или иных техногенных процессов, в том числе задокументировано парафшюотложение в пластовых условиях в зоне активной фильтрации холодной воды.

11.Разработаны основные положения концепции освоения месторождений высоковязкой нефти Мелекесской впадины, базирующиеся на: а - выделении пластов радаевско-бобриковского горизонта, представленных высокопористыми коллекторами русловых фаций, в качестве базисного объекта разработки: б — обосновании возможности выработки части запасов нефти залежей нефти турнейского яруса скважинами базисного объекта (пласты эрозионных врезов являются естественными кавернами-накопителями нефти, заполненными часто слабосцементированными псаммитами); в — использовании применительно к карбонатным пластам среднего карбона адаптированной системы разработки (по В.Д.Лысенко , В.И.Грайферу).

12.Выявлены древние ВНК прогрессивного типа в нефтеносных пластах девона, в частности, на крупном Бавлинском месторождении и предложены инструментальные методы идентификации связанных с ними твердых битумов. Обоснованы методические приемы оценки запасов бшуминозных песчаников в нефтеносных пластах. Раскрыт новый механизм формирования битуминозных песчаников; линия битумогенеза, по существу, смешанного процесса названа автором миграционно-тектонической.

13.На основе изучения особенностей геологического строения осадочной толщи предложены новые геофизические технологии, повышающие эффективность освоения как подготавливаемых к разработке месторождений, так и новых неосвоенных территорий (лицензионных участков).

Изложенная автором методология изучения ТИЗ позволяет повысить эффективность ГРР в старых нефтедобывающих регионах и степень извлечения нефти в осложненных природными условиями и техногенными факторами объектах.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации Монографии

1. Боровский М.Я., Швыдкин Э.К., Мухаметшин Р.З., Халабуда Ю.Э., Успенский Б.В. Геофизические методы подготовки и контроля процессов эксплуатации месторождений природных битумов / Под ред. Р.З.Мухаметшина - М.: Геос, 2000. — 170 с.

2. Мухаметшин Р.З. Палеоврезы и их роль в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. - М.: ООО «Геойнформарк», 2006. - 78 с.

Статьи и материалы конференций, симпозиумов

3. Мухаметшин Р.З. О влиянии литологичсского фактора на трещиновагость карбонатных пород // Тр. ТатНИПИнефть. — Вып.44. — Бугульма, 1980.-С.12-15.

4. Мухаметшин Р.З. Зависимость коллекторских свойств карбонатных пород от условий седиментации // Нефтегазовая геология и геофизика. — Jfsll. -М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-С.16-19.

5. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозионных врезов Татарии и влияние их на нефтеносность // Нефтегазовая геология и геофизика - №3. - М: ВНИИОЭНГ, 1981. -С.9-13.

6. Коцюбинский ВЛ., Мухаметшин Р.З. О соотношении коллекторских свойств пород нефтяной и водоносной частей карбонатных резервуаров отдельных месторождений Татарии // Тр. ТатНИПИнефгь. - Вып.48. - Бугульма, 1981. - С.73-78.

7. Мухаметшин Р.З. Оценка целесообразности доразведки и разработки небольших залежей нефти// Нефтегазовая геология и геофизика-№11.-М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - С.2-4.

8. Мухаметшин Р.З. Применение статистических методов для оптимального расчленения и корреляции карбонатных толщ // Нефтегазовая геология и геофизика — №6. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. — С.25-27.

9. Мухаметшин Р.З. Вычисление объемов нефтенасьпценных пород с помощью геолого-статисгических разрезов // Нефтяное хозяйство. -1982. - №7. -С.24-26.

10. Колеватова А.Н., Мухаметшин Р.З., Поздняков А.Г. Особенности заводнения карбонатных коллекторов башкирского яруса Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело.-№12.-М: ВНИИОЭНГ, 1982.-С.5-6.

11. Сулейманов Э.И., Мухаметшин Р.З., Поздняков AT. О строении залежей нефти башкирского яруса и об оценке их запасов // Нефтегазовая геология и геофизика. — Х®3. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-С.4-5.

12. Мухаметшин Р.З., Халтурин В.Г., Тихонов В.В. Особенности разработки залежей нефти, осложненных эрозионными врезами // Нефтяное хозяйство. -1983. - № 10. - С.24-27.

13. Коцюбинский В.Л., Мухаметшин Р.З., Юдшщев Е.А. О методике подсчета запасов нефти карбонатных коллекторов //Геология нефти и газа -1985. -Х»8. - С.36-39.

14. Мухаметшин Р.З., Рам азанов Р.Г., Сулейманов Э.И. Влияние латеральной гидродинамической связи между залежами нефти турнейского и визейского ярусов на их разработку И Геология нефш и газа -1985. - №3. - С.36-39.

15. Мухаметшин Р.З., Булыпша Н.Ф., Горюнова С.М. Корреляция продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона в зонах эрозионных врезов // Тр. ТатНИПИнефгь. — Вып.5б. - Бугульма, 1985. -С.79-86.

16. Мочалов Е.Ю., Мухаметшин Р.З. Эффективность применения заводнения для разработки небольших месторождений высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. - 1985. -№3. - С.29-33.

17. Мухаметшин Р.З., Кашицкая HB., Хафизова ЭА. Предварительные результаты разработки турнейской залежи Ямашкнского месторождения на естественном режиме // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - №7. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - С.2-4.

18. Мухаметшин Р.З., Кандаурова Г.Ф., Мигович О Л, Мочалов Е.Ю., Гайнаншина А.М., Ги-лязов Ш-Я. Создание эффективных систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. -1987. - №2. - С.37-42.

19. Мухаметшин Р.З. К оценке кондиционных пределов карбонатных пластов // Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. - Пермь: ППИ, 1987. - С.52-57.

/^ЗЛМухаметшин Р.З, Булыгина НФ., Юдинцев ЕЛ. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. —1988. -№5. - С.34-38.

21. Мухаметшин Р.З. Изучение неоднородности залежей нефти в карбонатных коллекторах порового типа // Тр. ТатНИПИнефть. - Вып.64. - Бугульма, 1989. - С.55-63.

22. Мухаметшин Р.З. Типизация залежей нефти основных продуктивных горизонтов карбонатных отложений Татарии II Проблемы повышения эффективности геолого-разведочных работ в Татарии. — Альметьевск: ПО «Татнефть», 1989. — С.26-27.

23. Мухаметшин Р.З., Напалков В.Н Пути эффективной разработки залежей нефти и битумов в карбонатных коллекторах Татарии // Геология и разработка нефтебитумоносных месторождений. -Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1990. - С. 104-121.

<^4Л1ухаметшин Р.З., Мочалов Е.Ю., Гайнаншина AM., Панарин AT. Особенности разра-

ботки залежей нефти в карбонатных коллекторах верхнегурнейского подъяруса ЮжноТатарского свода // Геология нефти и газа. -1992. - №5. - С.31-35. /_25)Мухаметшин Р.З., Миннуллин Р.М., Нафиков А.З. Результаты опытно-промышленных работ по созданию эффективных технологий разработки залежей высоковязкой нефти //11еф-тяное хозяйство. -1992. - №6. - С.46-49.

26. Мухаметшин Р.З., Боровский МЛ., Успенский Б.В. О целесообразности применения высокоточной гравиразведки при доразведке и проектировании разработки залежей нефти и природных битумов // Вопросы геологии и нефтебитуминозности центральных районов Вол-го-Уральской области. — Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1992. — С.43-57. (*77Жаюкова Г.П., Курбский Г.П., Юсупова Т.Н., Габитова Р.К., Муталапова Р.И., Нигмедзя-нбва JI.3. Мухаметшин Р.З. Особенности состава и свойств нефтей по разрезу продуктивных толщ в Татарстане // Геология нефти и газа. —1993. - №5. - С.37- 43.

28. Ibatullin R.R., Mukhametshin R.Z., Izotov V.G., Sitdikova L.M. Investigation of the Oil Displacement Process with the Nonionic Surfactant Assistance in Clay Containing Formations // 7th European Symposium on Jmproved OURecovery (Moscow, Russia): Proceedings. — Vol.I.— 1993.— P.265-271.

29. Каюкова ГЛ., Мухаметшин P.3., Курбский Г.П. и др. Региональные закономерности изменения состава и свойств природных битумов по разрезу и площади развития пермских продуктивных отложений на территории Татарстана // II Международная конференция по химии нефти. -Томск, 1994. - С.54-55.

30. Долженков В.Н., Мухаметшин Р.З., Сулейманов Э.И. Проблемы повышения эффективности разработки пластов с глиносодержащими коллекторами нефти // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов: Матер, науч,-пракгач. конфер. — Альметьевск: АО «Татнефть», 1994. - С.51-53.

31. Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Юсупова Т.Н., Семкин В.И., Романов Г.В. Сравнительный анализ состава остаточных и добываемых нефтей с целью оценки возможности их до-извлечения //Там же. - С.150-152.

32. Мухаметшин Р.З., Юдинцев Е.А., Сулейманов Э.И. Оценка нефтевытесняющих свойств воды различной минерализации по данным изучения керна из заводненных пластов // Там же. — С.153-155.

^З^Сулейманов Э.И., Мухаметшин Р.З. Поиски, оценка запасов и проблемы эффективной разработки залежей вязкой нефти со сложными коллекторами (на примере месторождений Татарстана) // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - №11. - М.: ВНИИОЭПГ, 1994.-С.2-7.

/STjIaaiioBa ММ., Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т. Динамика основных показателей разра-" Оотки залежей вязкой и высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. - 1994. - №11/12. - С.64-70.

35. Юсупова Т.Н., Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Абрамов И.В., Романов Г.В. Особенности состава и свойств остаточной нефти в заводненных терригенных коллекторах // Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка): Тр. междупар. научн. конфер. - Казань: ТГЖИ, 1994. - Т.З. - С.758-764.

36. Панарин А.Т., Мухаметшин Р.З., Дворкип В.И., Воронков Л.Н., Ведерников И.Р. Особенности вытеснения вязкой и высоковязкой нефти из терригенных коллекторов // Там же. - Т.З. -С.1044-1050.

37. Мухаметшин Р.З., Миннуллин Р.Г., Фархуллин Р.Г. Опыт разработки залежей вязкой нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам // Там же. - Т.4. — С. 1260-1265.

38. Юдинцев Е.Л., Мухаметшин Р.З., Сулейманов Э.И. Коэффициенты вытеснения вязкой и высоковязкой нефти водой из продуктивных отложений Татарстана // Там же. - Т.4. - С. 1381 -1385.

39. Ахмегаянов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Петрова Л.М., Изотов В.Г. Проблемы и пути эффективного освоения залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины // Там же. - Т.6. -

С.1878-1886.

40. Петрова ЛЛ1, Лифанова Е.В., Юсупова Т.Н., Романов Г.В., Мухаметшин Р.З. Структурно-групповой состав смолисто-асфальтсновых компонентов остаточных и добываемых неф-тей // Нефтехимия. - 1995. - Т.35. -№6. - С.508-516.

41. Юсупова Т.Н., Романов Г.В., Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Семкин В Л., Фосс Т.Р. Термический анализ в геохимии нефтей и нефтесодержащих пород // Всероссийская конференция по термическому анализу и калориметрии (к 100-летию Л.Г.Берга): Труды. - Казань: Казанск. гос. ун-т, ИОФХ КНЦ РАН, 1996. - С.50-53.

42. Юсупова Т.Н., Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Романов Г.В. Термокаталитические исследования степени преобразованности углистых сланцев и нефтей одновозрастных отложений // Там же. - С. 167-169.

43. Мухаметшин Р.З. Погребенные долины каменноугольного периода // Геоэкология недр Республики Татарстан: геофизические аспекты / МЛ.Боровский, НХГазеев, Д.К.Нургалиев.

- Казань: Экоцетр, 1996. - С.48-53.

44. Мухаметшин Р.З. Тектонические нарушения // Там же. - С.54-61.

45. Манапов РА., Вагизов Ф.Г., Муслимов Р.Х., Романова У.Г., Юсупова Т.Н., Романов ГЛ., Мухаметшин Р.З. Гамма-резонансная (мессбауэровская) спектроскопия в исследовании неф-тебитумосодержащих коллекторов: возможности и перспективы применения // Нефтяное хозяйство. -1997. - №6. - С.25-28.

46. Yusupova T.N., Ovchinnikov V.V., Pomanova U.G., Petrova L.M., Musiimov R.Kh., Muk-hametshin R.Z., Romanov G.V. Hydrofobization of Reservoir Rocks in Bed Conditions // 48th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society, CIM, June 15-171997, Calgary, Canada. — Proceedings. -Vol.2. -P. 97-125.

47. Мухаметшин P.3., Панарин AT., Ахметзянов PJC. Концепция освоения месторождений высоковязкой нефти Татарстана // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. Второго междунар. симпозиума. - СПб: ВНИГРИ, 1997. -С.56-57.

48. Мухаметшин Р.З., Хусаинов В.М., Хавгильдин Р.Г., Воронков Л.Н., Ведерников И.Р. Результаты заводнения алевропесчаных пластов на экспериментальном участке Ромашкинского месторождения // Там же. — С.155-156.

49. Мухаметшин Р.З., Кожевников Д.Л., Кринари Г.А. Изучение минералогической глинистости с использованием гамма-спектрометрии // Международная Геофизическая Конференция и Выставка «Москва'97». - М.: Совинцентр, 1997. — L2.5.

50. Петрова Л.М., Романов ГЛ., Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Муслимов Р.Х Изменение состава и свойств нефтей заводняемых терригенных коллекторов // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения: Матер, семинара-дискуссии 27-28 мая 1996 г., Бугульма.

- Казань: Изд-во Казанского математ. об-ва, 1997. — С.327-332.

51. Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Гапеев А А., Петрова Л.М., Романов Г.В., Танеева Ю.М. Битуминозные песчаники верхнего девона Татарстана // Материалы Ш Международной конференции по химии нефти. - Томск: РАСКО, 1997. — С. 169-171.

. 52. Боровский МЛ., Мухаметшин Р.З. Геофизическая разведка - важнейший элемент эффективного освоения месторождений нефти горизонтальными скважинами // Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: Матер, семинара-дискуссии. - Казань: Новое Знание, 1998. — С.149-153.

53. Yusupova T.N., Romanov G.V., Petrova L.M., Ganeeva Yu.M., Romanova U.G., Mukhamet-shin RZ., Musiimov R.Kh., Galeev A.A. Exploitation Effect on High-Viscosity, Heavy Oil: Generation Features in Stratified, Non-Uniform Beds // 49 th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society, СЩ June 8-101998, Calgary, Canada. - Proceedings. - Vol.2.- P.—98-76.

54. Петрова JIM, Мухаметшин P.3., Юсупова Т.Н., Лифанова E.B., Фосс Т.Р., Романов Г.В., Муслимов Р.Х. Состояние остаточных нефтей длительно разрабатываемых месторождений It Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. - Казань:

Новое Знание, 1998.-С.336-338.

55. Кринари ГА., Мухаметшин Р.З., Сапихов И.М., Салихов М.М., Храмченков М.Г. Анализ причин ликвидации нагнетательных скважин в НГДУ «Джалильнефтъ» // Опыт разведки и разработки Ромашьсипского и других круш1ых нефтяных месторождений Волго-Камского региона.-Казань: Новое Знание, 1998.-С.192-198.

56. Муслимов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Долженков В.Н., Сулейманов Э.И., Кринари Г.А., Юдинцев ЕА. Оживление глиносодержащих пластов на Ромаппсинском нефтяном месторождении // Там же. - С.207-211.

57. Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т., Миннуллин P.M., Зимина В.В. Опыт освоения запе-жи 221 турнсйского яруса Ромашкинского месторождения нефти // Там же. - С.285-290.

58. Yusupova T.N., Petrova L.M., Ganeeva Yu.M., Romanova U.G., Romanov G.V., Mukhamet-shin R-Z., Muslimov R.Kh., Manapov R.A. High-Viscous Heavy Oil Formation Features in Laminated Heterogeneous Layers by Exploitation // 7th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Beijing, China, October 27-30 1998: Proceedings .-Vol.2. -P.1555-1560.

59. Kayukova G.P., Romanov G.V., Gordadze G.N., Mukhametshin R.Z., Muslimov R.Kh. Geochemistry of Permian Bitumen from Tatarstan // 7th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Beijing, China, October 27-30 ¡998: Proceedings. - Vol.2. - P. 1567-1578.

60. Galeyev R.G., Mouslimov R.Kh., Mukhametshin R.Z., Suleimanov E.I. Heavy Oil of Tatarstan: Geology, Structure of Reserves, Strategy for the Development // 7th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Beijing, China, October 27-30 1998: Proceedings. - Vol.2. -P.1621-1627.

61. Мухаметшин P.3., Кринари Г.А. Палеовулканизм и процессы нефтедобычи (на примере Ромашкинского месторождения) // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь - Гомель: БелНИПИнефть, 1999. - С. 13-26. (Сб. научн. тр. Бел1 ШПИнефть. - Вып.З).

62. Мухаметшин Р.З., Юсупова Т.Н., Галеев АА., Нургалиев Д.К. Инструментальные методы диагностики древнего водонефтяного контакта // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений: Докл. юбилейной конфер. - Т.2. -СПб: ВНИГРИ, 1999.-С.381-390.

✓"О^Какжова Г.П., Гордадзе Г.Н., Мухаметшин Р.З. и др. Сравнение составов углеводородных ^-йюплений в осадочной толще Ашальчинского месторождения // Нефтехимия. - 1999. - Т.39. -№.6.-С. 414-428.

64. Мухаметшин Р.З., Абдулмазитов Р.Г., Миннуллин P.M. Освоение залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах Татарстана // Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений: Тр. науч.-пракгич. конфер. VI Междунар. спе-циализир. выставки «Нефть, газ-99».-T.I. - Казань: Экоцентр, 1999.-С.303-311.

65. Гилязов ШЛ., Мухаметшин Р.З., Абдулмазитов РХ., Якимов А.С., Маннапов И.З. Опыт разработки залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины // Там же. - С.320-328.

66. Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Танеева Ю.М., Галеев АА., Романов Г.В. Некоторые аспекты формирования скопления битумов в нефтесодержащих породах карбона // Там же. -Т.П.-С.107-113.

67. Yusupova T.N., Petrova L.M., Mukhametshin R.Z. et al. Distribution and Composition of Organic Matter in Oil- and Bitumen-Containing Rocks in Deposits of Different Ages // J, of Thermal Analysis and Calorimetry. — Vol.55. — 1999. — P.99-107.

68. Мухаметшин P.3., Боровский МЛ., Трофимов В.А. Эрозионные врезы Татарстана: нефте-и угленосность, методы изучения // Проблемы обеспечения запасами углеводородов в республиках и областям Волго-Камского региона: Докл. засед. «Круглого стола» 10-11 ноября 1998 г. - Казань: Мастер Лайн, 2000. - С. 102-110.

69. Муслимов Р.Х., Кринари Г.А., Храмченков М.Г., Мухаметшин Р.З. О возможных причинах снижения нефтеотдачи терригепных коллекторов на Ромашкинском месторождении // Там же, —С.136-147.

70. Грайфер В.И., Якимов А.С., Швыдкин Э.К., Боровский МЛ., Мухаметшин Р.З., Успен-

ский Б.В. Физико-геологическая модель углеводородной залежи как отражение деформационных процессов при формировании природных резервуаров // Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений: Тез. докл. Всеросс. конфер. - Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2000. - С.7.

71. Мухаметшин Р.З., Боровский МЛ. Индикаторы активных геодинамических процессов: эрозионные врезы, водонефтяные контакты // Мониторинг геологической среды: активные эндогенные и экзогенные процессы: Матер. Первой Всеросс. конфер. (10-15 ноября 1997 г.). -Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2000. - С.284-286.

72. Мухаметшин Р.З., Каюкова Г.П. Геохимические аспекты формирования залежей нефти Южно-Татарского свода // Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ: Докл. междунар. конфер. 11-14 мая 1999 г., Санкт-Петербург: - СПб: ВНИГРИ, 2000.-С.119-127.

73. Абдулмазигов Р.Г., Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Сулейманов Э.И. Учет особенностей геологического строения при разработке залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах (на примере месторождений Татарстана) // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Докл. Второго междунар. симпозиума 23-27 июня 1997 г., Санкт-Петербург. - СПб: ВНИГРИ, 2000. - С.71-76.

74. Абдулмазигов РХ., Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Сулейманов Э.И. Проблемы освоения запасов нефти в карбонатных коллекторах Татарстана// Там же. - С.216-220.

75. Мухаметшин Р.З., Богатов В.И., Боровский М.Я. Мобильные геофизические методы на заключительном этапе геологоразведочных работ // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического района Российской Федерации: Докл. Второй междунар. конфер. - СПб: ВНИГРИ, 2000. - С. 126-130.

76. Гордадзе Г.Н., Мухаметшин Р.З. Сравнение составов углеводородных скоплений южного обрамления Казанско-Кажимского авлакогена и Южно-Татарского свода // Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Кировской области. - Киров: КНР по Кировской области, 2000. - С.87-91.

77. Абдулмазигов Р.Г., Мухаметшин Р.З., Каюмов М.Ш. Геологические предпосылки внедрения новой системы заводнения на глинистых коллекторах тульского горизонта Ново-Елховского месторождения // Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: Тр. науч.-практич. конфер. VII междунар. специализир. выставки «Нефть, газ — 2000». - Т.П. - Казань: Экоцентр, 2000. - С.71-77.

78. Мухаметшин Р.З. Свойства и состав нафтидов как показатель условий формирования залежей нефти // Генезис нефти и газа и формирование их месторождений в Украине как научная основа прогноза и поисков новых скоплений: Матер, междунар. науч.-пракгач. конфер. — Чернигов, 2001. - С. 183-185.

79. Мухаметшин Р.З., Гордадзе Г.Н., Швыдкин Э.К., Шабалин ПЛ., Соколков O.K., Губина И.В. Геолого-геохимическая оценка перспектив нефтегазоносности южной части Казанско-Кажимского авлакогена // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Матер, пятой ме-

^ждунар. конфер. -4.2. -М.: Изд-во МГУ, 2001. - С.330-333. ^ Н^ЙДКринари ГА., Храмченков М.Г., Мухаметшин Р.З. Причины и механизм разрушения стенок скважин в кыновских глинах // Геоэкология. Инженерная геология. Гидрогеология. Геокриология. - 2001. — №4. - С.357-364.

81. Богатов ВН., Мухаметшин Р.З., Третьяк Т.Н. Электроразведка ЗСБ в составе мобильных методов: возможности и роль при выделении участков, перспективных на поиски залежей нефти // Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых: Матер. Междунар. науч.-пракшч. конфер. - Уфа: ТАУ, 2002. - С.549-558.

82. Мухаметшин Р.З., Богатов В.И., Боровский МЛ. Первый опыт экспериментальных гравиметрических измерений при подготовке нефтяных месторождений к эксплуатации (на

примере Чегодайского месторождения Республики Татарстан) !/ Там же. - С.564-573.

83. Богатев В.И., Мухаметшин Р.З., Гареев К.Р. Возможность использования плота остных и ^^еоэлектрическжщгарактеристик для уточнения скоростных параметров геологического раз-ф»* // Там ж&«^ф74-579.

84. Швыдкин Э.К., Боровский МЛ., Мухаметшин Р.З, Успенский Б.В. Метод естественных электрических потенциалов на этапе разведки и эксплуатации битумных месторождений // Проблемы и перспективы геологического изучения и освоения мелких нефтяных месторождений: Матер, региональной науч.-технич. конфер. - Ижевск: Издательский дом «Удмуртский университет», 2002. - С. 186-188.

85. Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т., Халиуллин Ф.Ф., Ахметшакиров М.М., Дворкин В.И. Оценка эффективности вторичных и третичных МУН на залежах вязкой нефти по результатам опытных работ // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения: Тр науч.-практич. конфер. VIII Междунар. выставки «Нефть, газ. Нефте-химия-2001». - ТЛ. - Казань: Арт-дизайн, 2002. - С.300-306.

86. Мухаметшин Р.З., Гилязов Ш.Я. Опыт эффективной разработки рукавообразных залежей высоковязкой нефти // Там же. - С.312-317.

87. Мухаметшин Р.З., Богатое В .И., Волков Ю.В., Лучников В.М. Использование крупномасштабной гравиметрической съемки для оптимизации систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Н Там же. — С.411-417.

88. Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т., Дворкин В.И., Халиуллин Ф.Ф., Ахметшакиров ММ. Детальное изучение процессов вытеснения нефти в пластовых условиях // Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа: Матер, науч.-практич. конфер. -М.: ОАО «ЦГЭ», 2002. - С.140-143.

89. Боровский МЛ., Мухаметшин Р.З., Богатое В-И. Разведочная геофизика при изучении угленосных толщ Татарстана // Геологическое изучение земных недр Республики Татарстан. -

.^^зань: Изд-воЛмиского ун-та, 2002. - С.138-139.

ЩРК МухаметшяДРв., Иванов А. И. Об индикации процессов формирования нефтяных месторождений // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Актуальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа: Матер, седьмой междунар. конфер. — М.: Геос, 2004. - С.354-357. Г"91.ТИетрова Л.М., Юсупова Т.Н., Фосс Т.Р., Мухаметшин Р.З., Романов Г.В. Характеристика бшумов зоны водонефтяного контакта Бавлинского месторождения // Нефтехимия. - 2004. -Т.44. -№.5. - С.333-339.

92. Мухаметшин Р.З. Геологические условия и геохимические аспекты формирования скоплений битумов в нефтесодержащих пластах // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов: Матер, восьмой междунар. конфер. -М.: Геос, 2005.-С.336-339.

^З^Петрова Л.М., Фосс ТЛ"., Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Романов Г.В. Влияние отложения в пласте твердых парафинов на фазовое состояние нефгей в процессе разработки // Нефтехимия. - 2005. - Т.45. - №3. ~ С.189-195.

94. Мшшуллин Р.М., Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т., Таштова В .Л. Опыт учета основных систем трещин в системе заводнения низкопроницаемых карбонатных коллекторов // Нетрадиционные коллекторы нефш, газа и природных битумов. Проблемы освоения: Матер, на-учн. конфер. - Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2005. - С. 177-179.

95. Мухаметшин Р.З., Десятков В.М. Суперколлекторы в терригенных отложениях: условия формирования, характер распространения и их влияние на выработку запасов нефти // Там же. — С.206-209.

96. .Якимов А.С., Ахметэянов Р.Х., Мухаметшин Р.З. К освоению залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах // Там же. - С.336-337.

97. Мухаметшин Р.З. Роль и значение битуминозных песчаников в продуктивных пластах // Природные битумы и тяжелые нефти: Сб. матер, междунар. науч.-практич. конфер. к столетию проф. В.А.Успенского / Под ред. М.Д.Белонина - СПб: Недра, 2006. - С.231 -245,

Издательство ООО «Геоинформмарк» Подписано в печать 25.07,2006 г. Формат 60x84/16. Усл.-печ. л. 3,12. Тираж 120 экз. Бумага офсетная. Заказ № 88. 115172 Москва, ул. Гончарная, 38. Издательство ООО «Геоинформмарк» Тел.: (495) 915-67-29

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Мухаметшин, Рустам Закиевич

Список сокращений и аббревиатур

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ОБЪЕКТОВ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ В РЕСПУБЛИКЕ ТАТАРСТАН

1.1. Существующие представления о трудноизвлекаемых запасах нефти (ТИЗ).

1.2. Основные черты геологического строения и нефтеносности осадочной толщи

1.3. Геохимические аспекты формирования залежей углеводородов Южно-Татарского свода и сопредельных территорий.

1.4. Структура запасов нефти, ее динамика и условия размещения объектов с трудноизвлекаемыми запасами.

2. ЗАПАСЫ НЕФТИ В ГЛИНИСТЫХ (ГЛИНОСОДЕРЖАЩИХ) ПЛАСТАХ.

2.1. Проблемы выработки запасов нефти в глинистых и глиносодержащих коллекторах

2.2. Литолого-петрографические особенности, минеральный состав и емкостно-фильтрациоппые свойства глиносодержащих пород-коллекторов основных продуктивных горизонтов.

2.3. Условия залегания глинистых коллекторов па Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях

2.4. Геолого-промысловый анализ выработки запасов нефти из глинистых и глиносодержащих терригенпых пластов .•.

2.4.1. Особенности заводнения глиносодержащих коллекторов.

2.4.2. Результаты исследований на Зеленогорском опытном участке.

2.5. Нефтевытесияющие свойства воды различной минерализации по экспериментальным данным.

2.5.1. Влияние глинистых минералов па полноту вытеснения нефти пресной и сточной водой из насыпных пористых сред.

2.5.2. Модельные исследования по определению влияния минерализации вытесняющей воды на степень вытеснения нефти для глинистых коллекторов.

2.5.3. Оценка нефтевытесняющих свойств воды различной минерализации по данным изучения керна из заводненных пластов

2.6. Минералогические факторы низкой эффективности выработки запасов нефти из глинистых пластов Ромашкинского месторождения.

2.7. Лабораторные эксперименты по оценке эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.

2.7.1. Моделирование довытеснения нефти па искусственных моделях, содержащих глинистые минералы.

2.7.2. Моделирование вытеснения нефти растворами НПАВ на образцах пород с различным содержанием глинистой компоненты.

2.8. «Оживление» пластов тульского горизонта с глинистыми коллекторами на Ново-Елховском месторождении.

2.9. Перспективы и пути вовлечения в активную разработку запасов нефти в глинистых коллекторах.

3. ЗАПАСЫ ВЯЗКОЙ НЕФТИ.

3.1. Залежи вязкой нефти в терригениых коллекторах.

3.1.1. Строение терригенной толщи нижнего карбона, корреляция и индексация пластов-коллекторов.

3.1.2. Литолого-петрографическая характеристика и коллекторские свойства нефтесодержащих алевропесчаных пород.

3.1.3. Условия залегания пород-коллекторов в нижиекаменноугольпых эрозионных врезах.

3.1.4. Неоднородность пластов терригенной толщи нижнего карбона.

3.1.5. Физико-гидродинамическая характеристика терригенных пород-коллекторов с вязкой нефтью.

3.1.6. Опытно-промышленные работы по изучению вытеснения вязкой нефти необработанной и загущенной водой в пластовых условиях.

3.1.7. Динамика основных показателей разработки залежей вязкой нефти.

3.2. Залежи вязкой нефти в карбонатных коллекторах.

3.2.1. Геолого-промысловая характеристика залежей нефти нижнего и среднего карбона.

3.2.1.1. Особенности залегания основных продуктивных горизонтов.

3.2.1.2. Литология, коллекторские свойства и кондиции пород-коллекторов.

3.2.1.3. Оптимальное расчленение, детальная корреляция и оценка неоднородности коллекторов и залежей.

3.2.1.4. Типы ловушек и приуроченных к ним залежей.

3.2.1.5. Оценка запасов нефти в неоднородных карбонатных коллекторах.

3.2.2. Физико-гидродинамическая характеристика.

3.2.3. Свойства нефти и энергетическая характеристика залежей.

3.2.4. Состояние разработки залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах.

3.2.4.1. Проблемы извлечения вязкой нефти из карбонатных пластов-коллекторов.

3.2.4.2. Результаты опытно-промышленных работ по созданию эффективных систем разработки.

3.2.5. Методы исследований трещиноватости пластов.

3.2.6. Новая геофизическая технология изучения залежей нефти в карбонатных коллекторах

3.2.7. Методы увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов.

3.3. Пути вовлечения в активную разработку запасов вязкой нефти.

4. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ.

4.1. Геологические особенности месторождений высоковязкой нефти (ВВН).

4.2. Физико-гидродинамические характеристики коллекторов ВВН.

4.3. Опыт разработки залежей ВВН.

4.3.1. Опытные работы по применению МУН на залежах высоковязкой нефти.

4.3.2. Особенности разработки залежей нефти в рукавообразных эрозионных зонах.

4.3.3. Экспериментальные работы по совместной эксплуатации пластов карбона.

4.4. Контроль за выработкой высоковязкой нефти в пластовых условиях в специальных скважинах.

4.5. Концепция освоения месторождений Мелекесской впадины и методы повышения эффективности извлечения высоковязкой нефти.

5 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ- И ТЕХНОГЕННО-ОСЛОЖНЕННЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ

5.1. Остаточные (технологичсски-осложнениые) запасы нефти

5.1.1. Особенности извлечения остаточных запасов нефти из заводненных пластов

5.1.2. Влияние искусственного заводнения на свойства остающейся в пласте нефти

5.1.3. Физико-химические процессы в капиллярно-удержанной и пленочной нефти при заводнении.

5.1.4. Результаты экспериментальных работ на Миннибаевском опытном участке

5.1.5. Прогноз доизвлечения остаточных запасов нефти и применения методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки.

5.2. Техногенно-осложнснные запасы нефти.

5.2.1. Анализ аварийности нагнетательных скважин на северных площадях Ромашкинского месторождения.

5.2.2. Причины выбытия скважин, используемых для заводнения пласта горизонта До.

5.2.3. Механизм разрушения стенок скважин в интервале кыновских. глин.

5.2.4. Технологические аспекты предотвращения преждевременного выбытия нагнетательных (на горизонт До) скважин.

6. ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ: ГЕОЛОГИЯ И ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ.

6.1. Нафтиды уфимского яруса пермской системы.

6.1.1. Природные битумы - альтернативный источник углеводородного сырья в XXI веке.

6.1.2. Краткие сведения по геологии пермских битумоносных толщ Республики Татарстан.

6.1.3. Геолого-физические условия залегания природных битумов песчаниковой пачки уфимского яруса.

6.1.4. Особенности разработки залежей природных битумов.

6.1.4.1. Способы извлечения углеводородного сырья из битумоносных пород.

6.1.4.2. Тепловые методы разработки битумных залежей.

6.1.4.3. Влияние тепловых методов разработки на физико-химические свойства углеводородов.

6.1.4. Повышение эффективности освоения месторождений природных битумов

6.1.5. Подходы к решению проблемы эффективной разработки месторождений природных битумов.

6.2. Битуминозные песчапики в нефтеносных пластах.

6.3.1. Битуминозные песчаники пашийского горизонта Бавлипского месторождения.

6.3.2. Битуминозные песчапики бобриковского горизонта Нурлатского месторождения.

6.3.3. Опыт оценки запасов твердых (вязко-пластичных) битумов в продуктивных пластах.

6.3.4. Роль и значение битуминозных песчаников в продуктивных пластах.

7. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ.

7.1. Проблемы прироста запасов нефти в условиях высокой степени опоискованности недр.

7.2. Комплексирование методов разведочной геофизики - основа повышения эффективности освоения небольших месторождений.

7.3. Оптимизация комплекса геофизических методов при поисках нефти на малоизученных территориях.

8. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИЗУЧЕНИЯ ОБЪЕКТОВ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ.

8.1. Уточненная схема классификации объектов с ТИЗ.

8.2. Геологические предпосылки образования скоплений трудноизвлекаемой нефти: методы индикации и прогноза.

8.3 Технологические причины преобразования запасов нефти в категорию трудноизвлекаемых и их прогноз.

8.4. Методология комплексного и системного изучения объектов с ТИЗ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти"

Основным резервом поддержания уровней добычи нефти во многих регионах Российской Федерации в современных условиях развития отрасли являются трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ). Если в начале 60-х гг. доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе СССР/России составляла примерно 10%, то уже в 90-е гг. она превысила 50% и продолжает увеличиваться (Х.Х.Гумерский и др., 2000).

Выбор месторождений Татарстана в качестве основных объектов исследований в представленной работе не случаен. Во-первых, здесь расположены круппейшие нефтяные месторождения Урало-Поволжья, среди которых в первую очередь уникальное Ромашкинское и крупнейшие Ново-Елховское и Бавлинское. На протяжении всей более полувековой истории освоения они служат полигоном для опробования тех или иных технологий разведки, доразведки и технических решений от бурения скважин до добычи, первичной подготовки и транспортировки нефти, для испытания новейшей техники и передовых технологий и в настоящее время вступили в позднюю стадию разработки. Во-вторых, месторождения и залежи республики характеризуются многообразием как геологических условий залегания нефти, так и литолого-петрофизических характеристик пород-коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их нефтей. В-третьих, здесь велика роль трудноизвлекаемых запасов нефти с весьма широким спектром классификационных признаков.

Нефтяная промышленность Татарстана за 60 лет после открытия первого промышленного месторождения нефти пережила рост, 7-летнюю стабилизацию с уровнем добычи более 100 млн. т/год, последующее непрерывное падение на протяжении 19 лет, а затем после небольшого роста (1995 г.) вновь наступил период стабилизации добычи па уровне свыше 25 млн. т/год. Во многом это явилось результатом реализации ряда программ повышения нефтеотдачи на объектах с трудпоизвлекаемыми запасами нефти. Именно поэтому опыт многолетнего освоения здесь залежей и пластов с ТИЗ и повышения эффективности их разработки весьма ценен.

Автор на протяжении многих лет осуществлял геологопромысловое изучение объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти в терригенных и карбонатных коллекторах, подсчет запасов, анализ и проектирование разработки, научное сопровождение, аиализ и обобщение опыта применения на них различных технологий. Эти исследования, направленные на комплексное решение проблемы, включали, в частности, выявление условий формирования залежей нефти с ТИЗ, определение отличительных физико-геологических характеристик продуктивных пластов, в том числе и на микроуровне с применением новейших инструментальных методов, анализ и систематизацию данных об условиях залегания рассматриваемых объектов и создание па их основе концепции освоения каждого из выделенных видов объектов и оптимальных (для конкретных объектов) технологий разработки.

Работа выполнена в соответствии с планами НИОКР ОАО «Татнефть» по программам работ института ТатНИПИпефть, ТГРУ, НПУ «Казапьгеофизика», а также Научно-исследовательского центра трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов при АН РТ, направленных па выполнение «Государственной программы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы Республики Татарстан (1993-2001 гг.) и других целевых программ.

Актуальность проблемы. В сложившейся в России экономической ситуации проблема повышения эффективности извлечения запасов нефти па основе применения новейших технологий доразведки, разработки и доразработки месторождений в старых нефтедобывающих районах приобрела особую актуальность. Стабильность уровня нефтедобычи на месторождениях, вступивших в заключительные стадии разработки, определяется рациональным использованием оставшихся трудноизвлекаемых запасов. По существу запасы всех месторождений на поздней стадии разработки превращаются (В.Е.Гавура, 2001) в трудноизвлекаемые. Сейчас около половины добываемой в стране нефти обеспечивается (С.А.Ждаиов, 1999) за счет трудноизвлекаемых запасов.

Эффективная выработка трудноизвлекаемых запасов нефти предполагает наличие надежной физико-геологической базы знаний, позволяющей оценивать добывпые возможности продуктивных пластов, обоснованно подбирать и целенаправленно совершенствовать системы разработки, технологии интенсификации добычи нефти и методы увеличения нефтеотдачи, наиболее соответствующие определенным типам объектов.

Для месторождений многих регионов, в том числе и Урало-Поволжья, актуальность проблемы определяется необходимостью вовлечения в активную разработку малоэффективных и низкорентабельных залежей и обводненных пластов, запасы которых с применением традиционных технологий вырабатываются крайне низкими темпами и коэффициентами нефтеизвлечения.

Цель работы заключается в создании геологических основ эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти и совершенствовании методологии изучения строения содержащих их залежей и месторождений с использованием широкой гаммы лабораторных (модельных), промысловых экспериментов и опыта разработки малорентабельных объектов.

Основные задачи исследований:

• развитие методологии изучения строения залежей с трудноизвлекаемыми запасами для учета их особенностей с целью создании адресных моделей объектов, необходимых при проектировании систем разработки и их дальнейшем совершенствовании;

• научный анализ закономерностей размещения и масштабов концентрации ТИЗ на основе изучения структуры запасов углеводородного сырья Татарстана, исследования физико-химических свойств УВ и установления причин их аномальности;

• выявление, систематизация и ранжирование геологических факторов, влияющих на выработку трудноизвлекаемых запасов;

• оценка параметров выработки запасов нефти в пластовых условиях на одно- и многопластовых объектах с мало- и высоковязкой нефтью;

• обобщение опыта разработки залежей с ТИЗ;

• оптимизация систем разработки месторождений с вязкой и высоковязкой нефтыо на основе управления геологическими и технологическими факторами;

• исследование физико-геологических условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

• реализация информационного потенциала геофизических технологий для детализации геологического строения эксплуатационных объектов, изучения неоднородностей продуктивных толщ, повышения эффективности геологоразведочных работ при освоении небольших месторождений и мониторинга за выработкой запасов нефти в пластовых условиях,

Методологическими по отношению к предмету диссертационных исследований выступают геология нефти и газа, нефтегазопромысловая геология, литология, физика пласта, разработка нефтяных месторождений, промысловая и разведочная геофизика, а также ряд других геологических и смежных наук.

В основу методики исследований положен системный подход, базирующийся на:

- фундаментальных теоретических и методических достижениях отечественных и зарубежных ученых в области нефтегазопромысловой геологии и других геологических и смежных науках;

- эмпирическом материале, полученном при бурении скважин, испытании в них продуктивных интервалов и при эксплуатации залежей и месторождений;

- лабораторных (инструментальных) исследованиях вещественного состава и петрофизических параметров пород-коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их углеводородов;

- моделировании техногенных процессов в лабораторных условиях;

- экспериментальных исследованиях процессов вытеснения нефти в пластовых условиях методами промысловой геофизики в скважинах специальной конструкции;

- результатах опытпо-методических наземных геофизических измерений на землях месторождений;

- материалах, полученных с использованием вероятно-статистических методов;

- палеотектопическом анализе и реконструкциях природных процессов;

- анализе состояния и основных показателей разработки;

- результатах опытных и опытно-промышленных работ по применению вторичных и третичных МУН.

Научная новизна заключается в следующем:

• Уточнена классификационная схема ТИЗ; впервые введены и обосновываются понятия «технологически-измененные нефти» и «техногенно-осложненные запасы».

• Получены новые данные об условиях нефтенакопления; рассмотрены особенности формирования залежей, содержащих ТИЗ; выявлены геологические условия и механизмы преобразования нефтей в битумы в продуктивных отложениях верхнего девона и нижнего карбона РТ; описана новая миграционно-тектопическая линия битумогенеза; представлен комплекс инструментальных методов диагностики древних водонефтяных контактов.

• Расширены представления об условиях техногенных (технологических) преобразований нефтей и пород-коллекторов при длительном заводнении пластов: обнаружены процессы преобразования минералов тонкодисперспой фазы коллекторов, в частности, обратная трансформация гидрослюд в монтмориллонит.

• Впервые показана мпогофакторная роль палеовулканизма в процессах освоения и выработки объектов с ТИЗ, которая: а) в виде пачек вязких, разбухающих туфогепных глин может проявляться уже при разбуривании месторождений или затрудняет освоение и эксплуатацию нагнетательных скважин; б) обусловливает негативные процессы в пластах при заводнении глиносодержащих коллекторов.

• Впервые построена карта размещения нижнекаменноугольных эрозионных врезов на нефтеносных землях Татарстана, определен их генезис, уточнен тип связанных с ними залежей нефти, разработана схема корреляции терригенных продуктивных пластов в заполняющих эрозионные долины отложениях.

• Обосновано граничное значение вязкости для нефтей вязких и высоковязких, равное в пластовых условиях 50 мПа-с. Впервые построены обобщенные зависимости коэффициента вытеснения вязкой и высоковязкой нефти водой от проницаемости пород для терригенных и карбонатных пластов-коллекторов месторождений Татарстана.

• Впервые исследованы особенности динамики основных показателей разработки залежей вязкой и высоковязкой нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

• Предложена концепция освоения месторождений высоковязкой нефти Мелекесской впадины.

• Обоснован механизм образования «техногенно-осложненных запасов» за счет массового нарушения эксплуатационной колонны нагнетательных скважин в интервале так называемых кыновских глин.

• Разработаны рациональные геофизические технологии для поисково-оценочного и разведочпо-эксплуатациопного этапов, в том числе для освоения малоизученных территорий.

Основные защищаемые положения.

1. Классификационные признаки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе учета природных и техногенных факторов, их роли в изменении свойств системы нефть-порода и геологической среды, вмещающей последние.

2. Оценка возможности эффективной выработки и довыработки запасов в глинистых и заводненных пластах на длительно разрабатываемых месторождениях, основанная на исследовании остаточной нефти в керновом материале и проведении экспериментов в лабораторных и пластовых условиях.

3. Условия формирования и размещения нижнекаменноугольпых эрозионных врезов на нефтеносных землях РТ, принципы расчленения и индексации терригенных и терригепно-карбопатпых разрезов эрозионного типа на основе факта упаследованности речных долин. Особенности выработки запасов нефти в рукавообразпых зонах, заключающиеся в отборе части запасов в карбонатных коллекторах массивно-пластовых, литологически разнородного типа скважинами, вскрывшими песчаные пласты радаевско-бобриковского возраста.

4. Научно-методические приемы геологопромыслового изучения сложнопостроенных залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах порового и смешанного типов для обоснования выбора наиболее рациональных систем разработки.

5. Концепция освоения месторождений высоковязкой нефти на основе детализации геологического строения, дифференциации запасов и адаптации технологических решений к конкретным горпо-геологическим условиям месторождений.

6. Комплекс геологических факторов, обусловливающих эффективность выработки запасов природных битумов. Условия преобразования нефти в твердые битумы в продуктивных пластах и их идентификация.

7. Рациональный комплекс методов полевой геофизики для оптимизации и ускорения геологоразведочного процесса, в котором несейсмические методы используются не только на поисково-оценочном, но и на разведочно-эксплуатационном этапе.

Реализация работы и ее практическая ценность. Результаты проведенных соискателем исследований, обобщение и систематизация значительного объема геологической, промысловой и геофизической информации по строению объектов (месторождений и залежей) на различных иерархических уровнях их организации позволили использовать:

- разработанные методические приемы корреляции и геометризации терригеипых пластов в эрозионных врезах при подсчете запасов нефти Степноозерского месторождения, составлении проектов разработки Шегурчинского и Ямашипского месторождений;

- геолого-статистические разрезы при оценке запасов нефти турнейского яруса Ромашкинского месторождения;

- обоснование неизвлекаемости УВ из битуминозных песчаников (геологические запасы 1,75 млн. т) при подсчете запасов нефти Нурлатского месторождения;

- обобщающие зависимости между проницаемостью и коэффициентом вытеснения нефти водой для групп моделей, насыщенных нефтью с различными реологическими свойствами, для расчета коэффициентов пефтеизвлечения в проектных документах ТатНИПИнефти, а также в качестве классификатора нефти по вязкости;

- при обосновании довыработки запасов заводненных пластов Ромашкинского месторождения (на основе изучения остаточной нефти и наблюдений за вытеснением нефти в пластах в мониторинговом режиме на скважинах специальной конструкции);

- при выборе оптимальных технологических решений по разработке пластов с глинистыми и глиносодержащими коллекторами на Ново-Елховском; с карбонатными коллекторами на Ромашкипском - залежь 221, Ямашинском, Шегурчипском; при использовании методов повышения нефтеотдачи на Ромашкипском - залежи 4, 9 и 33 бобриковского горизонта, Бурейкинском, Нурлатском, Степноозерском; по довыработке технологически-измененных нефтей на Ромашкинском и др. месторождениях;

- выявленные возможности крупномасштабной гравиметрической съемки на Чегодайском месторождении для оптимизации систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах сложного строения;

- комплекс методов разведочной геофизики для поэтапного изучения площадей Казанско-Кажимского авлакогена (Республика Мари Эл).

Полученные результаты могут быть использованы в других нефтедобывающих районах Урало-Поволжья и за его пределами.

Личный вклад автора. Соискателем осуществлялось научное руководство и координация на всех этапах и направлениях исследований ряда программ, принятых в ОАО (ПО) «Татнефть»: по оценке нефтевытесняющих свойств химреагентов, по изучению глинистых и глиносодержащих коллекторов нефти и совершенствованию технологии их разработки и по изучению состава и свойств остаточной нефти.

Внедрению разработок и рекомендаций проведенных исследований способствовало руководство и участие соискателя в выполнении работ по подсчету запасов и проектированию разработки как крупных, так и небольших месторождений. В последние годы автор в качестве научного руководителя принимал активное участие в разработке и внедрении новых геофизических технологий па поисково-оценочном и разведочно-эксплуатациопном этапах освоения территорий и месторождений.

В основу работы положен фактический материал, собранный в процессе выполнения полевых, камеральных, научно-исследовательских и тематических работ. Соискателем выполнены анализ и обобщение полученных материалов, проведена систематизация геологических, геолого-геохимических, промыслово-геофизических и промысловых данных, осуществлен большой объем литолого-петрографических исследований карбонатных и терригепных пород-коллекторов. Использованы многочисленные литературные источники.

В подавляющем большинстве опубликованных в соавторстве статей соискателю принадлежат постановка задачи, интерпретация и обсуждение результатов, а в публикациях, касающихся инструментальных исследований, - также и целенаправленный подбор объектов анализа, выбор методов исследований и обсуждение результатов.

Апробация работы. Основные положения докладывались и обсуждались на Международных симпозиумах «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (С.-Петербург, 1992, 1997), «Новые технологии в геофизике» (Уфа, 2001), на 7-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи (Moscow, 1993j, па Международных конференциях по химии нефти (Томск, 1994, 1997), «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов» (Казань, 1994), по применению мессбауэровского эффекта «1САМЕ-95» (Rimini, Italy, 1995), «Тектонические и палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносности» (Крым,

1996), «Закономерности эволюции земной коры» (С.-Петербург, 1996), AAPG Хэдбергская «Carbonate Reservoirs of the World: Problems, Solutions and Strategies for the Future» (Pau, France, \996) и «East meets West» (Vienna, 1997,), геофизической EAGE (Москва, 1997), UNITAR по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам (Beijing, 1998), «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2000-2005), «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического района Российской Федерации» (С.-Петербург, 2000), «Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых» (Октябрьский, 2001), «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (Казань, 2005), на Всесоюзной конференции по проблеме комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей (Казань, 1991), на XIV, XV и XVII Губкинских чтениях (Москва, 1996, 1999, 2004), на Всероссийских конференциях по термическому анализу и калориметрии (Казань, 1996), «Мониторинг геологической среды: активные эндогенные и экзогенные процессы» (Казань, 1997), «Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений» (Казань, 2000), на 48-ой и 49-ой технических конференциях Канадского общества нефтяников (Calgary, Canada, 1996, 1997,), на VII Конгрессе CITOGIC «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Казань, 1998), на Юбилейной конференции ВНИГРИ «Нефтегазовая геология на рубеже веков: прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (С.-Петербург, 1999), на V Конгрессе нефтегазопромышленников России (Казань, 2004), на научно-практических конференциях «Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России» (Москва, 1997), по использованию радиоактивных методов при поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений Татарстана (Бугульма, 1997), «Опыт разведки и разработки Ромашкипского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (Лениногорск, 1998), «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий» (Бугульма, 1998), «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений» (Казань, 1999), «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» (Казань, 2000), «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения» (Казань, 2001), «Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа» (Москва, 2002), на научно-технических конференциях и совещаниях ПО «Татнефть» (Альметьевск, 1983-1994; Лениногорск, 1987), на семинарах-дискуссиях «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма,

1996), «Концептуальные вопросы развития комплекса «Нефтедобыча - нефтепереработка - нефтехимия» в регионе в связи с увеличением доли тяжелых высокосернистых нефтей» (Казань, 1997), на заседании «Круглого стола» «Проблемы обеспечения запасами углеводородов в республиках и областях Волго-Камского региона» (Казань, 1998), на итоговых научных конференциях Казанского госуниверситета и Казанского научного центра РАН за 1994-1997 гг. и др.

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 170 печатных работ, из которых 1 монография, 104 доклада и статей, в том числе в отраслевых («Геология нефти и газа», «Нефтяное хозяйство») и академических («Нефтехимия», «Геоэкология. Инженерная геология. Гидрогеология. Геокриология») журналах, сборниках ВНИИОЭНГ, ТатНИПИнефть, Казанского ун-та, БелНИПИнефть, Пермского политехнического ин-та (межвузовском), изд-ва «Недра», а также свыше 60 тезисов докладов на конференциях и симпозиумах различного уровня.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, восьми глав, выводов, перечня использованной литературы из 350 наименований, приведен также список основных авторских работ. Текст изложен на 512 страницах, включая 232 рисунка и 87 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Мухаметшин, Рустам Закиевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе сбора, обработки, обобщения и систематизации накопленной за многие десятки лет геологической, геолого-промысловой и геофизической информации по месторождениям Татарстана и проведенных специальных исследований (инструментальных, лабораторных экспериментов, опытных и опытно-промышленных работ) автором получены следующие результаты:

1. Разработана на основе изучения горно-геологических условий месторождений Урало-Поволжья классификация трудноизвлекаемых запасов нефти. Выделена группа практически неизвлекаемых известными технологиями запасов УВ.

2. Выявлены геологические условия формирования многоэтажных месторождений с залежами, содержащими трудноизвлекаемые запасы нефти.

3. Изложена принципиальная схема геологических исследований для каждой группы объектов с ТЗН, включающая в себя набор инструментальных методов, в том числе и нетрадиционных для нефтяной геологии.

4. Установлены минералогические факторы и механизм резкого снижения продуктивности глиносодержащих пластов-коллекторов, что позволяет целенаправленно совершенствовать технологии гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.

5. Предложена на основе моделирования вытеснения нефти водой уточнена классификация залежей нефти по вязкости пластовой нефти. Выявлены особенности динамики основных показателей разработки залежей (объектов) вязкой и высоковязкой нефти.

6. Выявлены по данным мониторинга скважин специальной конструкции (со стеклопластиковыми обсадными трубами) особенности процессов вытеснения маловязкой вязкой и высоковязкой нефти в пластовых условиях и определена эффективность вторичных и третичных МУН на залежах маловязкой (девонской) и вязкой (каменноугольной) нефти; произведена оценка влияния уплотнения сетки скважин на охват заводнением.

7. Детально исследованы условия формирования и размещения нижнекамеппоугольных эрозионных врезов для нефтеносных земель РТ (восточный борт Мелекесской впадины, и Южно-Татарский свод). Впервые разработаны принципы расчленения и индексации терригенных и терригенно-карбонатных разрезов эрозионного типа на основе аллювиального характера осадков, заполняющих эрозионные ложбины в турнейском карбонатном ложе, и факта унаследованности речных долин на протяжении раннекаменноугольной эпохи. Показаны возможности прогнозирования рукавообразных песчаных тел, связанных с древними эрозионными долинами, геофизическими методами разведки.

8. Впервые установлена латеральная гидродинамическая связь между терригенными пластами группы Вво в эрозионных врезах иижнекамениоугольного (преимущественно визейского) возраста и карбонатными коллекторами турнейского яруса. Впервые для условий Татарстана выделены залежи нового типа - массивно-пластовые литологически разнородные. Обоснована выработка части запасов нефти карбонатных коллекторов скважинами, вскрывшими пласты песчаников.

9. Созданы физико-геологические основы повышения эффективности разработки залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах. Выявлен динамический характер степени трещиноватости и трещинной проницаемости карбонатных коллекторов сложного типа. Впервые предложена технология крупномасштабных геофизических съемок для выявления зон повышенной трещиноватости осадочного разреза, которые внедрены НПУ «Казаньгеофизика» на Чегодайском и Краснооктябрьском месторождениях.

10. Установлены природные условия изменения нефтей по разрезу месторождений и залежей и техногенные факторы, влияющие на свойства остающейся на породе нефти в процессе длительного заводнения терригенных пластов. Рассмотрены геологические условия, способствующие протеканию тех или иных техногенных процессов, в том числе задокументировано парафииоотложение в пластовых условиях в зоне активной фильтрации холодной воды.

И. Разработаны основные положения концепции освоения месторождений высоковязкой нефти Мелекесской впадины, базирующиеся на: а) выделении пластов радаевско-бобриковского горизонта, представленных высокопористыми коллекторами русловых фаций, в качестве базисного объекта разработки: б) обосновании возможности выработки части запасов нефти залежей нефти турнейского яруса скважинами базисного объекта (пласты эрозионных врезов являются естественными кавернами-накопителями нефти, заполненными очень часто слабосцементированными и рыхлыми псаммитами); в) использовании применительно к карбонатным пластам среднего карбона адаптированной системы разработки (по В.Д. Лысенко и В.И.Грайферу).

12. Впервые выявлены древние ВНК прогрессивного типа в нефтеносных пластах девона, в частности, на крупном Бавлинском месторождении. Предложены инструментальные методы идентификации твердых битумов, связанных с древними ВНК. Обоснованы методические приемы оценки запасов битуминозных песчаников в нефтеносных пластах. Раскрыт новый механизм формирования битуминозных песчаников; линия битумогенеза по существу смешанного процесса названа автором миграционно-тектонической.

13. Предложены на основе изучения особенностей геологического строения осадочной толщи новые геофизические технологии, повышающие эффективность освоения как подготавливаемых к разработке месторождений, так и новых неосвоенных территорий (лицензионных участков).

Разработанная автором методология освоения ТИЗ позволяет повысить эффективность ГРР в старых нефтедобывающих регионах и степень извлечения нефти в осложненных природными условиями и техногенными факторами объектах разработки.

513

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Мухаметшин, Рустам Закиевич, Калининград

1. Абдулмазитов Р.Г., Панарин А.Т. Влияние основных технологических факторов на перетоки закачиваемой воды на залежах нефти, осложненных эрозионными врезами // Тр/ГатНИПИнефть. Вып.58. - Бугульма, 1986. - С.3-5.

2. Азаматов В.И. К методике установления кондиционных границ продуктивных неоднородных пластов в связи с оценкой их запасов и разработкой // Геология нефти и газа. №1. - 1973. -С.60-63.

3. Акишев И.М. К вопросу о нефтях и природных битумах пермских отложений Татарской АССР // Тр./ТатНИПИнефть. Вып.60. - Бугульма, 1987. - С.74-77.

4. Акишев И.М., Волков Ю.В., Гилязова Ф.С. Запасы и ресурсы природных битумов Татарской АССР // Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей (извлечение и переработка): Тр. Всесоюзн. конф. Казань: ТГЖИ, 1992. - С.21-26.

5. Александров В.М., Сметанин Б.И., Соболь Б.В. Тонкие концентраторы напряжений в упругих телах. М.: Физматлит, 1993. - 224 с.

6. Амерханов И.М., Хмелевских Е.И. Изменение вязкости пластовой нефти в процессе разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. №9. - 1976. - С.68-71.

7. Аметов И.М., Давыдов А.В., Гомзиков В.К. Состояние и проблемы освоения малых залежей // Нефт. хоз-во. №3. - 1999. - С.24-25.

8. Анализ эффективности циклической закачки сшитых полимерных систем на участке Бурейкинского месторождения / Ш.К.Гаффаров, Р.Х.Мусабиров, В.Н.Абрамов и др. // Нефт. хоз-во. №7. - 2004. - С.20-22.

9. Андреева Н.Н. Проблемы проектирования, разработки и эксплуатации мелких нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 196 с.

10. Аширов К. Б. Геологические условия образования твердых битумов // Тр./Гипровостокнефть. -Вып.5. М.: Гостоптехиздат, 1962. - С.26-40.

11. Аширов К.Б. Повышение ресурсов нефти в карбонатных коллекторах // Нефтегазовая геология и геофизика. №2.- 1981.-С.20-24.

12. Аширов КБ., Муслимов Р.Х., Полуян И.Г. О результатах эксплуатации скважин с искусственнымизабойными кавернами // Нефтепромысловое дело. №9. - 1979. - С.21-23.

13. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 231 с.

14. Бадьянов В.А. Методика детального расчленения и корреляции неоднородных продуктивныхгоризонтов // Тр./Гипротюменнефтегаз. Вып.ЗО. - Тюмень, 1972. - С.3-15.

15. Баженова O.K., Арефьев О.А., Соколов Б.А. Генетические особенности нефтей верхнегопротерозоя // ДАН. Т.337. - №3. - 1994. - С.371-375.

16. Базив В.Ф. О развитии технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефт. хоз-во. №6. - 2000. - С.41-42.

17. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988 . - 343 с.

18. Барков C.JI. Условия формирования и геолого-промысловые модели неоднородных коллекторов нефти и газа Среднего Приобья. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1999. - 113 с.

19. Белонин М.Д. Количественные методы регионального и локального прогноза нефтегазоносности: Дисс. д-ра геол.-минер, наук. СПб: ВНИГРИ, 1997. - 103 с.

20. Боровский М.Я. Методика геофизических исследований на природные битумы //.Проблемы обеспечения запасами углеводородов в республиках и областях Волго-Камского региона: Докл. засед. «Круглого стола». Казань: Мастер Лайн, 2000. - С. 125-130.

21. Воронин В.П., Степанов В.П., Гольштейн Б.Л. Геофизическое изучение кристаллического фундамента Татарии. Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1982. - 206 с.

22. Брод И.О. Залежи нефти и газа. -М.-Л.: Гостоптехиздат, 1951.-351 с.

23. Буров Б.В., Нургалиев Д.К., Ясонов П.Г. Палеомагнитный анализ. Казань: Изд-во Казанского унта, 1986. - 168 с.

24. Васильева Л.Н., Крашенинников Ю.Н., Лозин Е.В. Оценка влияния уплотнения сетки скважин на опытных участках Новохазинской площади// Нефт. хоз-во. №11. - 2001. - С.26-28.

25. Васясип Г.И., Напалков В.Н., Кринари Г.А. О континентальных и лагунных фациях турнейского яруса Татарии // Материалы по геологии востока Русской платформы. Вып.4. - Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1974. - С.60-67.

26. Вахитов Г.Г., Гаттенбергер Ю.П., Лутков В.А. Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1984. - 240 с.

27. Вахитов Г.Г., Морозов В.Д., Сафиуллип Р.Х. Проблемы скважинной разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов за рубежом: Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 49 с.

28. Вахитов Г.Г., Сгшкин Э.М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. -М.: Недра, 1985.-231 с.

29. Вендельштейн Б.Ю., Царева НЕ. О критериях выделения коллекторов по данным промысловой геофизики // Изв.вузов. Нефть и газ. № 6. - 1969. - С.5-8.

30. Верзилин Н.Н. О классификации осадочных пород при литолого-географических исследованиях // Геология и геофизика. Т.36. -№11.- 1995. - С.131-141.

31. Викторов П.Ф. О значении рукавообразных зон песчаников при разработке нефтяных месторождений. Нефт. хоз-во. - №11. - 1975. - С.25-28.

32. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. - 150 с.

33. Викторин В.Д. Приближенный метод количественной оценки прерывистости пласта и его использование для прогноза нефтеотдачи // Тр./ПФ Гипровостокнефть. Пермь: Пермское кн. изд-во, 1966. - Вып. 2. - С.45-55.

34. Викторин В.Д, Лыков НА. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам.-М.: Недра, 1980.-202 с.

35. Влияние закачки омагниченной воды на фильтрационные процессы / Р.С.Хисамов, Э.И.Сулейманов, М.М.Тазиев и др. // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Казань: Новое Знание,1998. - С.164-170.

36. Влияние теплоносителя на состав извлекаемой нефти / В.И.Семкин, Т.Н.Юсупова, Л.М.Петрова и др. // Нефтехимия. Т. 36. - №6. - 1996. - С.547-554.

37. Войтович Е.Д. Оценка результатов нефтепоисковых работ в Западной Татарии // Геология и оценка перспектив нефтеносности западных районов Урало-Волжской области. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1983. - С.12-20.

38. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М: КУбК-а, 1997.-352 с.

39. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной промышленности Татарстана и пути высокоэффективной разработки месторождений на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов // Нефт. хоз-во. №12. - 1995. - С.26-33.

40. Геологическое строение и особенности разработки нефтяных месторождений терригенных отложений нижнего карбона и девона Башкортостана / К.С.Баймухаметов, П.Ф.Викторов, К.Х.Гайнуллин и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 232 с.

41. Геологическое строение и нефтеносность Восточной Татарии / Н.Г.Абдуллин, В.С.Суетенков, И.М.Акишев и др. Казань: Таткнигоиздат, 1974. - 193 с.

42. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Г.Абдулмазитов, К.С.Баймухаметов, В.Д.Викторин и др. Под ред. В.Е.Гавуры. - Т.1. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - 280 с.

43. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. -311 с.

44. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработка трещиноватых коллекторов: Пер. с англ. М.: Недра, 1986. - 608 с.

45. Голышкин В.Г., Волков Ю.В. О возможности бурения наклонно-направленной скважины с горизонтальным стволом на залежах природного битума // Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона. Казань:

46. Новое Знание, 1998.-С.351-352.

47. Гольдберг КС. Условия образования асфальтитов в нефтяных и газоконденсатных залежах // Геология нефти и газа. №5. - 1975. - С.47-51.

48. Грачевский М.М., Кузнецов В.Г. Палеогеография бобриковского времени в Среднем Заволжье // Докл. АН СССР. Т. 150. - №1. - 1963. - С.146-149.

49. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложнопостроенных ловушках (на примере востока Русской плиты). СПб: ВНИГРИ, 1995. - 194 с.

50. Грунис Е.Б., Зыков В.А. Технология наземных и скважинных работ для освоения малоразмерных сложнопостроенных залежей нефти // Международная Геофизическая Конференция и Выставка SEG-БАГО «Москва'93»: Сб. рефератов. С.93.

51. Грунис Е.Б., Трофимов В.А., Голов А.А. Состояние сырьевой базы углеводородного сырья и дальнейшие пути ее развития в Волго-Уральском регионе // Современные проблемы геологии нефти и газа. М.: Научный мир, 2001. - С.59-64.

52. Губайдуллин А.А., Мороко М.И. Основные особенности строения и расчленения продуктивных терригенных нижнекаменноугольных отложений Татарии // Тр./ ТатНИПИнефть. Вып.48. -Бугульма, 1981. - С.61-65.

53. Губницкий В.М. Природные битумы: состояние ресурсов особенности освоения возможности использования // Геология нефти и газа. - №. - 1997. - С.14-18.

54. Данилова Т.Е. О пелитовой и мелкоалевритовой фракциях в песчано-алевритовых породах и их влиянии на коллекторские свойства // Тр/ГатНИПИнефть. Вып.30. - Куйбышев, 1975. - С.95-98.

55. Данилова Т.Е. Породы-коллекторы и строение порового пространства в продуктивных пластах бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения // Тр/ГатНИПИнефть. Вып.14. -Казань, 1973.-С.32-41.

56. Данилова Т.Е., Зуйкова Е.А. О минералогическом составе пелитовой фракции пород-коллекторов пашийского горизонта на юго-востоке Татарии // Тр./ВНИГРИ. Вып.392. - Л.: Недра, 1977. -С.124-130.

57. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов К.Р. Определение остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов по данным индукционного каротажа в скважинах специальной конструкции // Нефт. хоз-во. №1. - 1992. - С.25-27.

58. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1977.-255 с.

59. Дияшев Р.Н. Нафтиды пермских отложений на землях Татарстана: битумы или нефти? // Нефть Татарстана. №2. - 1998. - С.62-66.

60. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984. - 208 с.

61. Добрынин В.М., Венделыитейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика: Учеб. для вузов. М.:1. Недра, 1991.-368 с.

62. Долженков В.Н., Абдулмазитов Р.Г., Миронова Л.М. О некоторых особенностях условий разработки нефтяных месторождений Татарии (на примере Ульяновского месторождения) // Тр ./ТатНИПИ нефть. Вып.40. - Бугульма, 1979. - С.91-97.

63. Дорофеева Т.В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1986.-224 с.

64. ДрицВ.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: слюды, хлориты. М.: Наука, 1991. - 175 с. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: смектиты, смешанослойные образования. - М.: Наука, 1990.-212 с.

65. Дриц В.А., Сахаров Б.А. Рентгеноструктурный анализ смешанослойных минералов. М.: Наука, 1976.-256 с.

66. Жданов С.А. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Вопросы проектирования и разработки нефтяных месторождений: Тез. докл. семинара 68.04.1999 г, ЦГЭ, г.Москва.-М.:, 1999.-С.6-7.

67. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы^Нефт. хоз-во. №4. - 2001. - С.38-40.

68. Желтое Ю.В., Мартос В.Н., Кисиленко Б.Е. Создание научных основ разработки нефтегазоконденсатных месторождений и залежей высоковязких нефтей // Теоретические основы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. М.: Наука, 1984. - С.266-272.

69. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. T.III. Татарская АССР / Н.Г.Абдуллин, Л.З.Аминов, И.М.Акишев и др. - М.: Недра, 1979.- 168 с.

70. Закономерности распространения и перспективы нефтеносности локальных поднятий в Татарской АССР: Обзор.информ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика / А.А.Аксенов, С.Н.Мельников, Р.С.Шайхутдинов и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 40 с.

71. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов КС., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1991. - 384 с. Иванова М.М. Динамика добычи нефти. - М.: Недра, 1976. - 247 с.

72. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1985.-422 с.

73. Иванова М.М., Панарин А.Т. Предварительные результаты заводнения залежей высоковязкой нефти в НГДУ «Нурлатнефть» // Нефт. хоз-во. №12. - 1986. - С.30-36.

74. Иванова М.М., Хахаева Т.Б. Влияние изученности нефтяных залежей на прогноз коэффициента охвата // Нефтепромысловое дело. № 5. - 1982. - С.2-4.

75. Изучение особенностей заводнения терригенных пластов, насыщенных вязкой нефтью /

76. B.Г.Дворецкий, В.И.Дворкин, Р.Х.Муслимов, А.Т.Панарин // Нефт. хоз-во. №7. - 1993. - С.25-27.

77. Ильина Г.А., Лебедев Н.П. Состав углеводородов битумоидов пермских отложений Татарии // Геология и геохимия нефтей и природных битумов. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1985.1. C.25-43.

78. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу / Н.З.Ахметов, В.М.Хусаинов, И.М.Салихов и др. // Нефт. хоз-во. №8. - 2001. - С.41-43.

79. Исследование процессов фильтрации жидкости в карбонатных коллекторах залежей Ромашкинского нефтяного месторождения / Н.Г.Зайнуллин, А.М.Рудаков, С.С.Сергеев и др. // Тр./ТатНИПИнефть. Вып.51. - Бугульма, 1982. - С.45-59.

80. К совершенствованию методики поисков и разведки месторождений нефти в Татарии / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Е.Д.Войтович и др. // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение.-№10.- 1985.-С.1-5.

81. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М.М.Алиев, Г.М.Яриков, Р.О.Хачатрян и др. М.: Недра, 1975. - 264 с.

82. Кавеев И.Х., Степанова A.M. Некоторые особенности распространения нефтебитумогазопроявлений в Западной Татарии // Новые данные по геологии и нефтеносности Волго-Камского края. Казань: Геологический ин-т, 1970. - С.358-363.

83. Кисиленко Б.Е., Летуновский В.Н. Перспективы разработки залежей нефти высокой вязкости // Природные битумы дополнительный источник углеводородного сырья. - М.: ИГиРГИ, 1984. -С.156-160.

84. Климушин И.М. Геолого-промысловые основы подготовки к разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов: Дисс. . д-ра геол.-мин. наук. М.: РГУ нефти и газа, 1998.-56 с.

85. Комплексирование методов разведочной геофизики: Справочник геофизика / Под ред. В.В.Бродового, А.А.Никитина. М.: Недра, 1984. - 384 с.

86. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974. - 192 с. Кринари А.И. Об унифицированной схеме классификации коллекторов нефти и газа // Геология нефти и газа. - №7. - 1959. - С.20-24.

87. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. -М.: Недра, 1994.-229 с.

88. Кудинов В.К, Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Самарское книжное изд-во, 1998.

89. Кузнецов А.В. Методика составления пластовых карт и реконструкции палеогеографических условий отложения коллекторов // Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: Недра, 1969. - С.45-56.

90. Ларочкина И.А., Мельников С.Н. Палеогеоморфология юго-востока Татарии в раннекаменноугольное время // Геоморфология. №3. - 1984. - С.65-69.

91. Лесин В.И., Дюнин А.Г., Хавкин А.Я. Изменение физико-химических свойств водных растворов под влиянием электромагнитного поля // Журнал физической химии. Т.67. - №7. - 1993. -С.1561-1562.

92. Лесин В.И., Михайлов Н.Н., Сечина Л.С. Использование коллоидных частицу железа в воде длямодификации поверхности порового пространства коллекторов нефти и газа // Геология,геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №5. - 2002. - С.78-81.

93. Лобов В.А. Мелекесский палеосвод и нефтеносность Ульяновского Поволжья //

94. Тр./Геологический институт (г.Казань). Вып.ЗО. - Казань, 1970. - С.257-266.

95. Лобов В.А., Гроссгейм ДА. Исследование направлений и масштабов миграции нефти // Тр./Геол.ин-т (г.Казань). Вып. 14. - Казань: Татполиграф, 1966. - С. 12-19.

96. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана. 4.2. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-64 с.

97. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкнигоиздат, 1987. - 152 с.

98. Лозин Е.В., Мавлютова И.И., Ширгазин Р.Г. Результаты первого этапа эксперимента по внутрипластовому горению на Ашитском участке Арланского месторождения // Нефт. хоз-во. -№5. 1990. - С.34-38.

99. Лысенко В.Д. О необходимости скоростного промыслового эксперимента по испытанию проектируемой технологии повышения нефтеотдачи пластов // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. докл, Бугульма, 1989. - С.53-54.

100. Лысенко В.Д. Об эффективности скважины-елки // Нефт. хоз-во. №3. - 1997. - С.39-41. Лысенко В.Д, Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 562 с.

101. Лысенко В.Д, Соловьева В.Н. Применение чередующихся закачек воды и высоковязкой нефти для разработки месторождений // Нефт. хоз-во. №5. - 1989. - С.42-44.

102. Малютина Г.С., Свиридова В.А. О процессе вытеснения высоковязкой нефти из пористой среды раствором полимера // Нефтепромысловое дело. №9. - 1976. - С.12-14.

103. Мартос В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей: Обзор. Сер. Нефтепромысловое дело М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - 40 с.

104. Мархасин ИЛ. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977. - 214 с. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти: Пер. с англ. - M.-JL: Гостоптехиздат, 1953,606 с.

105. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. -М.: Недра, 1976.-221 с.

106. Межскважинная перекачка пластовой воды (опыт применения метода на объектах НГДУ «Азнакаевскнефть») / Н.И.Хаминов, В.М.Хусаинов, Р.К.Ишкаев и др. // Интервал. № 10 (45). -2002. - С.62-64.

107. Месторождения природных битумов / Э.М.Халимов, И.М.Акишев, П.С.Жабрева и др. М.: Недра, 1983.- 192 с.

108. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа / Под ред. Е.М.Смехова. Л.: Недра, 1969. - 129 с. (Тр./ВНИГРИ, вып.276).

109. Методика обоснования нижних пределов коллекторских свойств пород со сложной структурой порового пространства / Н.М.Свихнушин, И.Е.Котельников, А.И.Филиппов и др. // Тр./УкрГИПРОНИИнефть. М.: Недра, 1974. - Вып.14-15. - С.54-62.

110. Методика определения кондиций коллекторов и запасов нефти. Казань-Бугульма: ПО «Татнефть», 1982.

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

112. Методы изучения неоднородности продуктивных пластов, разрабатываемых с применением заводнения: Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело / М.М.Иванова, И.П.Чоловский, И.С.Гутман, Ю.И.Брагин. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -48 с.

113. Митрофанов В.П., Тульбович Б.И К вопросу оценки кондиционных значений коллекторских свойств пород по лабораторным данным // Проблема снижения пластовых и поверхностных потерь нефти в Пермском Приуралье. М.: ИГиРГИ, 1982. - С.50-53.

114. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992. - 270 с.

115. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов // Нефт. хоз-во. -№11. 1997. - С.14-17.

116. Мищенко И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами // Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Сб. тр. №236. М.: ГАНГ им. И.М.Губкина, 1992. - С.3-6.

117. Многофакторная оценка деформационных процессов в коллекторах по результатам исследования керна / Р.Н.Дияшев, К.М.Мусин, В.А.Иктисанов и др. // Нефт. хоз-во. №12. -2001. - С.55-59.

118. Муслимов Р.Х., Смелков В.М. Стратегия и тактика освоения нефтяных ресурсов на поздней стадии разведки // Современные проблемы геологии нефти и газа. М.: Научный мир, 2001. -С.97-105.

119. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. Заводнение основа рентабельной эксплуатации залежей высоковязких нефтей // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С.332-343.

120. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Мочалов Е.Ю. Методика доразведки небольших месторождений Татарии // НТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. №10. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-С. 17-21.

121. Набиуллина С. С. Методика расчета радиуса каверны в разгружающемся пласте в условиях увеличения продуктивности тюменской свиты на месторождениях Красноленинского свода // Нефтепромысловое дело. №2. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - С.7-8.

122. Наклонно-горизонтальные скважины со сквозным стволом эффективный способ разработкиотложений природного битума / З.А.Янгуразова, В.Г.Голышкин, Р.М.Абдулхаиров и др. //

123. Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти: Тр. 12-го

124. Европейского симпозиума. Казань, 2003. - С.840-845.

125. Наливкин Д.В. Учение о фациях. T.l. - M.-JL: Изд-во АН СССР, 1956. - 534 с.

126. Насыбуллин А.В. Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещинио-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования: Автореф. дисс.канд. техн. наук. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2005. 28 с.

127. Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник / Под ред. М.М.Ивановой. -М.: ТВ АНТ, 1994.-280 с.

128. Нефтеносность девона востока Татарии. Т.Н. Литология и фации / Г.Л.Миропольская, Е.Т.Герасимова, В.Н.Логинова, Л.С.Тузова // Тр. КФАН СССР. Сер. геол. - Вып.6. - Казань, 1960.-428 с.

129. Новые геофизические технологии прогнозирования нефтегазоносиости / А.В.Овчаренко, А.С.Сафонов, Б.В.Ермаков и др.-М.: Научный мир, 2001.- 104 с.

130. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / Р.Х.Муслимов, Р.Г.Галеев, Э.И.Сулейманов и др. // Нефт. хоз-во. №6. - 1996. - С.23-25.

131. Опыт применения вертикального сейсмического профилирования на поздних стадиях геологоразведочных работ в Татарстане / А.Н.Амиров, Т.Н.Ишуев, Г.Н.Знатокова и др. // Геология нефти и газа. №5-6. - 1999. - С.40-45.

132. Особенности изменений дебитов добывающих скважин при разработке глиносодержащих нефтяных месторождений Татарии / В.П.Филиппов, А.Я.Хавкин, Р.Х.Муслимов и др. // Нефт. хоз-во. №10. - 1995. - С. 28-29.

133. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами: Обзор, информ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / А.Я.Хавкин,

134. A.Г.Ковалев, В.Е.Ступоченко и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 57 с.

135. B.В.Гизатуллина, В.И.Шутихип, В.С.Ярыгина II Нефт. хоз-во. №6. - 1982. - С.34-37.

136. Панарин А.Т. Влияние геолого-промысловых факторов на разработку залежей вязкой нефти (на примере месторождений в терригенной толще нижнего карбона Татарстана): Автореф. дисс. . канд. геол.-минер. наук. Уфа: БашНИПИнефть, 1997. - 27 с.

137. Пономарев А.Г. Эффективность заводнения пласта Ад Якушкинского месторождения Куйбышевской области // Нефтепромысловое дело. №6. - 1977. - С.3-4.

138. Применение тепловых методов добычи на нефтяных месторождениях Татарии / Р.Н.Дияшев, М.М.Мусин, Р.Т.Фазлыев и др. // Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Наука, 1990. - С.137-142.

139. Применение технологии исследования скважин со стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском месторождении / Е.ВЛозин, И.Г.Шарафутдинов, В.С.Асмоловский и др. // Нефт. хоз-во. №1.-2000. - С.75-77.

140. Продуктивные битуминозные толщи пермских отложений Мелекесской впадины и Татарского свода / Под ред. В.И.Троепольского, Н.ПЛебедева. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1982. -104 с.

141. Радченко О.А., Успенский В.А. Генетические типы битумов и условия их преобразования // Закономерности формирования и размещения скоплений природных битумов. JL: ВНИГРИ, 1979.-С.31-52.

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

143. Разработка малопродуктивных коллекторов / А.В.Валиханов, Э.Д.Мухарский, Р.Х.Муслимов, Н.А.Суханов. Казань: Таткнигоиздат, 1970.

144. Результаты внедрения комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов / Б.СЛобанов, Р.Х.Муслимов, Р.Г.Габдуллин, С.К.Чепик // Нефт. хоз-во. №1. -1986. - С.10-15.

145. Регуш В.А. Битуминозные песчаники Ромашкинского месторождения // Тр/ТатНИИ. Вып.8. -Л.: Недра, 1965.-С. 160-167.

146. Репин Н.Н. Роль фундаментальных и поисковых исследований в решении проблемы нефтеотдачи // Нефт. хоз-во. № 10. - 1991. - С.25-26.

147. Рожков Г.Ф. К вопросу о гранулометрическом анализе счетом // Бюл. МОИП. Отд. геол. -T.XLIII (6). 1968. - С.126-129.

148. Рыжик В.М., Желтое Ю.В., Хавкин А.Я. Влияние минерализации пластовых вод на эффективность вытеснения нефти полимерными растворами // Нефт. хоз-во. № 7. - 1982. - С.42-46.

149. Сазонов Б.Ф. Проблемы разработки и увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей // Интервал. №6-7(53-54). - 2003. - С.53-57.

150. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1980.-232 с.

151. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть»,1997. - 247 с.

152. Сафонов Е.Н., Лозин Е.В. Методы увеличения нефтеотдачи: реальность, перспективы, научные проблемы // Нефт. хоз-во. №4. - 2003. - С.46-48.

153. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра, 1989. - 260 с.

154. Сейфумин Р.С. Природа геоэлектрических аномалий над залежами углеводородов и их поисковое значение // Международная Геофизическая Конференция и Выставка SEG-БАГО «Москва'93»: Сб. рефератов. С.44.

155. Сидоров В.А., Тикшаев В.В. Электроразведка зондированием становления поля в ближней зоне. -Саратов: НВ НИИГГ, 1969.

156. Симкин Э.М, Вагин В.П. Факторы, влияющие на степень вытеснения нефти при заводнении. Новая технология гидроразрыва пласта в сочетании с волновым воздействием // Нефтегазовые технологии. №6. - 1999. - С.21-24.

157. Слепак З.М. Рациональный комплекс геофизических исследований при поисках нефти и газа // Международная Геофизическая Конференция и Выставка SEG-БАГО «Москва'93»: Сб. рефератов. С. 102.

158. Словарь по геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988. - 680 с.

159. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. -Л.: Недра, 1987.-96 с.

160. Совершенствование методов аналитических исследований и построение карт температурных полей при заводнении / Р.С.Хисамов, А.И.Хисамутдинов, М.З.Тазиев и др. // Нефт. хоз-во. №8. -2001. - С.64-66.

161. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Р.Г.Абдулмазитов и др. // Нефт. хоз-во. №10. -1996. - С.25-28.

162. Состав битумов западных районов Татарии / Г.П.Курбский, Г.П.Каюкова, Р.К.Габитова и др. // Геология нефти и газа. №2. - 1991. - С.31-34.

163. Справочник по геохимии нефти и газа / Под ред. С.Г.Неручева. СПб: Недра, 1998. - 576 с. Справочник по нефтегазопромысловой геологии / Под ред. Н.Е.Быкова, М.И.Максимова, А.Я.Фурсова. - М.: Недра, 1981.-525 с.

164. Султанов С.А., Вахитов Г.Г. Опыт разработки Бавлинского нефтяного месторождения. Казань: Таткнигоиздат, 1961.

165. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.-308 с.

166. Сургучев М.Я., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефт. хоз-во. №9. - 1988. - С.31-36.

167. Теодорович Г.И., Безбородова И.В. О прогнозной оценке трещиноватости в карбонатной толще методом сравнительного изучения пластичности пород // Состояние и перспективы изучения коллекторов нефти и газа. М.: ВНИГНИ, 1971. - С.68-71.

168. Титов В.И, Жданов С.А. Изменение состава пластовых нефтей (обзор) // Нефт. хоз-во. №8. -1988. - С.26-28.

169. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. - 267 с.

170. Толстой Н.С., Виноградова О.В. Горизонтальное бурение за рубежом // Геология нефти и газа. -N12.- 1991.-С.30-32.

171. Троепольский В.И. Обоснование перспектив нефтеносности западных районов Татарской АССР // Геология и оценка перспектив нефтеносности западных районов Урало-Волжской области. -Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1983. С.3-11.

172. Успенский Б.А. О палеозойских вулканических явлениях в Приказанском районе // ДАН СССР. -Т.85. №2. - 1952. - С.238-243.

173. Физико-геологические проблемы повышения нефтеотдачи пластов / М.Ф.Мирчинк, А.Х.Мирзаджанзаде, Ю.В.Желтов и др. М.: Недра, 1975. - 232 с.

174. Фичиппов В.П. Методика изучения трещиноватости карбонатных коллекторов // Нефт. хоз-во. -№8. 1994. - С.23-27.

175. Фишер П. Быстрое развитие новых электромагнитных технологий разведки // Нефтегазовые технологии. №10. - 2005. - С. 10-14.

176. Хавкин А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах // Нефт. хоз-во. №3. 1996. - С.35-38.

177. Хавкин А.Я., Хисамов Р.С. Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне // Нефт. хоз-во. №4. - 1998. - С.47-49. Хаин В.Е. Общая геотектоника. - М.: Недра, 1973. - 512 с.

178. Хачимов Э.М. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция остается надежной сырьевой базой нефтедобычи России // Геология нефти и газа. №6. - 1994. - С.25-28.

179. Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений. Избранные труды (1958-2000). М.: ИГиРГИ, 2001. - 656 с.

180. Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. М.: Недра, 1991. - 284 с.

181. Халимов Э.М., Ефремов Ф.М., Абызбаев ИИ. Заводнение маломощных пластов путем принудительного перетока пластовых вод // Тр./БашНИПИнефть. Вып.42. - 1975. - С.158-163.

182. Халимов Э.М., Иванова М.М. Детальная корреляция продуктивных пластов и ее значение при разработке месторождений нефти и газа // Нефтегазовая геология и геофизика. №1. - 1980. -С.3-6.

183. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: Справочное пособие. -М.: Недра, 1987. 174 с.

184. Халимов Э.М., Колесникова Н.В. Промышленные запасы и ресурсы природных битумов и сверхвысоковязких нефтей России, перспективные геотехнологии их освоения // Геология нефти и газа. -№3.-1997. -С.4-9.

185. Халимов Э.М., Лисовский Н.Н. О классификации трудноизвлекаемых запасов // Вестник ЦКР Роснедра. № 1. - 2005. - С. 17-19.

186. Халимов Э.М., Фурсов А.Я. Опыт разведки небольших месторождений нефти // Геология нефти и газа.-№11.- 1987.-С.40-46.

187. Халимов Э.М., Юлбарисов Э.М. Биотехнология извлечения нефти из неоднородных пластов, обводненных при разработке // Нефт. хоз-во. №5. - 1986. - С.33-36.

188. Хаммадеев Ф.М., Султанов С.А., Полуян И.Г. Экспериментальная разработка Бавлинского месторождения. Казань: Таткнигоиздат, 1975. - 110 с.

189. Хворова И.В. Атлас карбонатных пород среднего и верхнего карбона Русской платформы. М.: Изд-во АН СССР, 1958.- 170 с.

190. Хисамов Р.Б., Лиходедова С.А. Изучение особенностей залегания слабопроницаемых коллекторовгоризонта Д1 Ромашкинского месторождения с целью вовлечения их в разработку // Тр/ГатНИПИнефть. Вып.52. - Бугульма, 1983. - С.123-128.

191. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 628 с.

192. Хисамов Р.С. Динамика структуры запасов и добычи нефти ОАО «Татнефть» // Нефт. хоз-во. -№8.-2001. -С.13-15.

193. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 1996. - 288 с.

194. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989.- 190 с.

195. Цветкова М.А. Влияние минералогического состава песчаных пород на их фильтрующиеспособности и нефтеотдачу//Тр./Института нефти АН СССР. М., 1954. - С. 188-207.

196. Чекалин А.Н., Кудрявцев Г.В., Михайлов В.В. Исследование двух- и трехкомпонентнойфильтрации в нефтяных пластах. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1990. - 148 с.

197. Черников О.А. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981.237 с.

198. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977.-208 с.

199. Чоловский И.П. Методы геолого-промыслового анализа при разработке крупных нефтяных месторождений (на примере Ромашкинского месторождения). М.: Недра, 1966. - 216 с.

200. Шалин П.А. Геологическое строение уфимских отложений Южно-Татарского свода в связи с поиском и разведкой скоплений природных битумов: Автореф. дис. . канд. геол.-минер. наук. -Уфа: БашНИПИнефть, 1984. 16 с.

201. Шахвердиев А.Х. Судьба инноваций и инноваторов в нефтяной и газовой промышленности // Нефт. хоз-во. №6. 2000. - С.5-8.

202. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: Самарский Дом печати, 2002. - 392 с.

203. Швыдкин Э.К. Техногенные и естественные электрические поля в проблемах освоения ресурсов природных битумов (контроль за разработкой, разведка, экология: Автореф. дисс. . д-ра геол.-минер. наук. М.: ВНИИГеосистем, 1996. - 30 с.

204. Шейх-Али Д.М., Юлбарисов Э.М. Изменение свойств нефти и газового фактора при разработке нефтяных месторождений // Интервал. №1(48). - С.30-35.

205. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения // Нефт. хоз-во. №6. - 1974. - С.26-30.

206. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. 75 лет опыта. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004. - 608 с.

207. Шульц С.С. Планетарная трещиноватость (основные положения) // Планетарная трещиноватость. -Л.: Изд-во ЛГИ, 1973.-С.5-37.

208. Шустеф КН. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. - 199 с.

209. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. Тверь: Изд-во ГЕРС, 2001. - 229 с.

210. Эллерн С.С., Валеев Р.Н., Ситдиков Б.С. Некоторые закономерности распределения девонских вулканических образований на востоке Русской платформы // Советская геология. №8. - 1963. -С.66-77.

211. Юлбарисов Э.М. Влияние микробных популяций на минеральные ассоциации пластов нефтяных месторождений // Интервал. №11(46). - 2002. - С.4-12.

212. Юлбарисов Э.М. Микробиологический метод увеличения нефтеизвлечения // Нефт. хоз-во. №1. - 1991. - С.28-30.

213. Список основных опубликованных работ по теме диссертации1. Монография

214. Боровский М.Я. Швыдкин Э.К., Мухаметшин Р.З., Халабуда Ю.Э., Успенский Б.В. Геофизические методы подготовки и контроля процессов эксплуатации месторождений природных битумов М.: ГЕОС, 2000. - 170 с.

215. Статьи, доклады, материалы конференций

216. Мухаметшин Р.З. О влиянии литологического фактора на трещиноватость карбонатных пород // Тр./ТатНИПИнефть. Вып.44. - Бугульма, 1980. - С. 12-15.

217. Мухаметшин Р.З. Зависимость коллекторских свойств карбонатных пород от условий седиментации // Нефтегазовая геология и геофизика. №11. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - С. 16-19.

218. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозионных врезов Татарии и влияние их на нефтеносность // Нефтегазовая геология и геофизика. №3. - М.: ВНИИОЭНГ,1981.-С.9-13.

219. Коцюбинский B.JL, Мухаметшин Р.З. О соотношении коллекторских свойств пород нефтяной и водоносной частей карбонатных резервуаров отдельных месторождений Татарии // Тр/ГатНИПИнефть. Вып.48. - Бугульма, 1981. - С.73-78.

220. Мухаметшин Р.З. Оценка целесообразности доразведки и разработки небольших залежей нефти // Нефтегазовая геология и геофизика. №11. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - С.2-4.

221. Мухаметшин Р.З. Применение статистических методов для оптимального расчленения и корреляции карбонатных толщ // Нефтегазовая геология и геофизика. №6. - М.: ВНИИОЭНГ,1982. С.25-27.

222. Мухаметшин Р.З. Вычисление объемов нефтенасыщенных пород с помощью геолого-статистических разрезов // Нефтяное хозяйство. 1982. - №7. - С.24-26.

223. Колеватова А.Н., Мухаметшин Р.З., Поздняков А.Г. Особенности заводнения карбонатных коллекторов башкирского яруса Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. -№12. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - С.5-6.

224. Сулейманов Э.И., Мухаметшин Р.З., Поздняков А.Г. О строении залежей нефти башкирского яруса и об оценке их запасов // Нефтегазовая геология и геофизика. №3. - М.: ВНИИОЭНГ,1983. С.4-5.

225. Мухаметшин Р.З., Халтурин В.Г., Тихонов В.В. Особенности разработки залежей нефти, осложненных эрозионными врезами // Нефтяное хозяйство. 1983. - №10. - С.24-27.

226. Мочалов ЕЛО., Мухаметшин Р.З. Эффективность применения заводнения для разработки небольших месторождений высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 1985. - №3. - С.29-33.

227. Мухаметшин Р.З., Рамазанов Р.Г., Сулейманов Э.И. Влияние латеральной гидродинамической связи между залежами нефти турнейского и визейского ярусов на их разработку // Геология нефти и газа. 1985. - №3. - С.36-39.

228. Мухаметшин Р.З., Кашицкая Н.В., Хафизова Э.А. Предварительные результаты разработки турнейской залежи Ямашинского месторождения на естественном режиме // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. №7. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - С.2-4.

229. Коцюбинский В.Л., Мухаметшин Р.З., Юдинцев Е.А. О методике подсчета запасов нефти карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа. 1985. - №8. - С.36-39.

230. Мухаметшин Р.З., Булыгина Н.Ф., Горюнова С.М. Корреляция продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона в зонах эрозионных врезов // Тр./ТатНИПИнефть. Вып.56. -Бугульма, 1985.-С.79-86.

231. Мухаметшин Р.З., Кандаурова Г.Ф., Мигович О.П., Мочалов Е.Ю., Гайнаншина A.M., Гилязов Ш.Я. Создание эффективных систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1987. - №2. - С.37-42.

232. Мухаметшин Р.З. К оценке кондиционных пределов карбонатных пластов // Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Пермь: ППИ, 1987. - С.52-57.

233. Мухаметшин Р.З, Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1988. - №5. - С.34-38.

234. Мухаметшин Р.З. Изучение неоднородности залежей нефти в карбонатных коллекторах порового типа // Тр./ТатНИПИнефть. Вып.64. - Бугульма, 1989. - С.55-63.

235. Мухаметшин Р.З. Типизация залежей нефти основных продуктивных горизонтов карбонатных отложений Татарии // Проблемы повышения эффективности геолого-разведочныхработ в Татарии: Тез. докл. науч.-технич. конфер. Альметьевск: ПО «Татнефть», 1989. - С.26-27.

236. Мухаметшин Р.З., Напалков В.Н Пути эффективной разработки залежей нефти и битумов в карбонатных коллекторах Татарии // Геология и разработка нефтебитумоносных месторождений.- Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1990. С.104-121.

237. Мухаметшин Р.З., Мочалов Е.Ю., Гайнаншина A.M., Панарин А.Т. Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах верхнетурнейского подъяруса Южно-Татарского свода // Геология нефти и газа. 1992. - №5. - С.31-35.

238. Мухаметшин Р.З., Миннуллин P.M., Нафиков А.З. Результаты опытно-промышленных работ по созданию эффективных технологий разработки залежей высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 1992. - №6. - С.46-49.

239. Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Юсупова Т.Н., Семкин В.И., Романов Г.В. Сравнительный анализ состава остаточных и добываемых нефтей с целью оценки возможности их доизвлечения //Там же.-С. 150-152.

240. Мухаметшин Р.З., Юдинцев Е.А., Сулейманов Э.И. Оценка нефтевытесняющих свойств воды различной минерализации по данным изучения керна из заводненных пластов // Там же. -С.153-155.

241. Иванова М.М., Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т. Динамика основных показателей разработки залежей вязкой и высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 1994. - №11/12. - С.64-70.

242. Панарин А.Т., Мухаметшин Р.З., Дворкип В.И., Воронков Л.Н., Ведерников И.Р. Особенности вытеснения вязкой и высоковязкой нефти из терригенных коллекторов // Там же.1. Т.З. С.1044-1050.

243. Боровский М.Я., Волков Ю.В., Мухаметшин Р.З., Успенский Б.В. Неоднородности геологического разреза и их учет по геофизическим данным при подготовке месторождений природных битумов к освоению // Там же. Т.4. - С. 1194-1204.

244. Мухаметшин Р.З., Миннуллин Р.Г., Фархуллин Р.Г. Опыт разработки залежей вязкой нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам // Там же. Т.4. - С.1260-1265.

245. Юдинцев Е.А., Мухаметшин Р.З., Сулейманов Э.И. Коэффициенты вытеснения вязкой и высоковязкой нефти водой из продуктивных отложений Татарстана // Там же. Т.4. - С. 13811385.

246. Ахметзянов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Петрова J1.M., Изотов В.Г. Проблемы и пути эффективного освоения залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины // Там же. Т.6. -С.1878-1886.

247. Манапов Р.А, Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Романова У.Г., Вагизов Ф.Г., Романов Г.В. Использование мессбауэровской спектроскопии и термического анализа для исследования пород продуктивных глинистых коллекторов // Там же. Т.6. - С.2114-2119.

248. Петрова J1.M., Лифанова Е.В., Юсупова Т.Н., Романов Г.В., Мухаметшин Р.З. Структурно-групповой состав смолисто-асфальтеновых компонентов остаточных и добываемых нефтей // Нефтехимия. 1995. - Т.35. - №6. - С.508-516.

249. Мухаметшин Р.З., Каюкова Г.П., Романов Г.В. Геолого-геохимические аспекты формирования месторождений природных битумов Татарстана // Там же. С.75.

250. Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Юсупова Т.Н., Семкина Э.П., Романов Г.В. Оценка факторов, влияющих на нефтеотдачу заводняемых пластов // Там же. С.128-129.

251. Мухаметшин Р.З. Погребенные долины каменноугольного периода // Геоэкология недр Республики Татарстан: геофизические аспекты / М.Я.Боровский, Н.Х.Газеев, Д.К.Нургалиев. -Казань: Экоцентр, 1996. С.48-53.

252. Мухаметшин Р.З. Тектонические нарушения // Геоэкология недр Республики Татарстан: геофизические аспекты / М.Я.Боровский, Н.Х.Газеев, Д.К.Нургалиев. Казань: Экоцентр, 1996. -С.54-61.

253. Мухаметшин Р.З., Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Галеев А.А., Нургалиев Д.К. Древний водонефтяной контакт: идентификация, масштабы проявления // Там же. С.98.

254. Мухаметшин Р.З., Хусаинов В.М., Хангильдин Р.Г., Воронков Л.Н., Ведерников И.Р. Результаты заводнения алевропесчаных пластов на экспериментальном участке Ромашкинского месторождения // Там же. С.155-156.

255. Мухаметшин Р.З., Кожевников Д.А., Кринари Г.А. Изучение минералогической глинистости с использованием гамма-спектрометрии // Международная Геофизическая Конференция и Выставка «Москва'97», 15-18 сентября 1997 г. -М.: Совинцентр: Сб. тезисов. L2.5.

256. Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Галеев А.А., Петрова J1.M., Романов Г.В., Танеева Ю.М. Битуминозные песчаники верхнего девона Татарстана // Материалы III Международной конференции по химии нефти. Томск: РАСКО, 1997. - С. 169-171.

257. Муслимов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Долженков В.Н., Сулейманов Э.И., Кринари Г.А., Юдинцев Е.А. Оживление глиносодержащих пластов на Ромашкинском нефтяном месторождении // Там же. С.207-211.

258. Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т., Миннуллин P.M., Зимина В.В. Опыт освоения залежи 221 турнейского яруса Ромашкинского месторождения нефти // Там же. С.285-290.

259. Мухаметшин Р.З., Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Нургалиев Д.К. Реконструкция условий формирования девонской залежи нефти Бавлинского месторождения и ее значение // Там же. -С.381-384.

260. Yusupova T.N., Kayukova G.P., Mukhametshin R.Z. Kerogen Composotion of Oil and Bituminous Rocks of Paleozoic Deposits in Tatarstan // 7th European Symposium on Thermal Analysis and Calorimetry: Abstracts. -Balanfured, Hungary, 1998. -P.327.

261. Мухаметшин P.3., Кринари Г.А. Палеовулканизм и процессы нефтедобычи (на примере Ромашкинского месторождения) // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь Гомель: БелНИПИнефть, 1999. - С. 13-26. (Сб. научн. тр. БелНИПИнефть. - Вып.З).

262. Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т. Объемная неоднородность нефтеносных пластов: динамика представлений, методы оценки, практическая значимость // Юбилейная конфер. «Геология и современность»: Тез. докл. Казань: Мастер Лайн, 1999. - С.106-108.

263. Каюкова Г.П., Гордадзе Г.Н., Мухаметшин Р.З., Вандюкова И.И., Егорова К.В., Муталапова Р.И., Романов Г.В. Сравнение составов углеводородных скоплений в осадочной толще Ашальчинского месторождения // Нефтехимия. 1999. - Т.39. - №.6. - С. 414-428.

264. Гилязов Ш.Я., Мухаметшин Р.З., Абдулмазитов Р.Г., Якимов А.С., Маннапов И.З. Опыт разработки залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины // Там же. T.I. - С.320-328.

265. Каюкова Г.П., Нигметзянова Л.З., Романов Г.В., Зонн М.С., Мухаметшин Р.З. Прогноз нефтегенерационного потенциала битуминозных палеозойских отложений Татарстана по данным пиролитического метода Рок-Эвал // Там же. Т.Н. - С.93-99.

266. Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Танеева Ю.М., Галеев А.А., Романов Г.В. Некоторые аспекты формирования скопления битумов в нефтесодержащих породах карбона // Там же. Т.Н.- С.107-113.

267. Муслимов Р.Х., Кринари Г.А., Храмченков М.Г., Мухаметшин Р.З. О возможных причинах снижения нефтеотдачи терригенных коллекторов на Ромашкинском месторождении // Там же. -С.136-147.

268. Мухаметшин Р.З., Боровский М.Я. Неоднородности геологического разреза и их роль в деформационных процессах при разработке нефтяных месторождений // Там же. С.48-49.

269. Боровский М.Я., Мухаметшин Р.З., Швыдкин Э.К., Успенский Б.В. Влияние и учет физико-геологических факторов при разработке залежей природных битумов // Там же. С.56-57.

270. Абдулмазитов Р.Г., Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Сулейманов Э.И. Проблемы освоения запасов нефти в карбонатных коллекторах Татарстана // Там же. С.216-220.

271. Кринари Г.А., Храмченков М.Г., Мухаметшин Р.З. Причины и механизм разрушения стенок скважин в кыновских глинах // Геоэкология. Инженерная геология. Гидрогеология. Геокриология. №4. - 2001. - С.357-364.

272. Мухаметшин Р.З., Богатов В.И., Боровский М.Я. Первый опыт экспериментальных гравиметрических измерений при подготовке нефтяных месторождений к эксплуатации (на примере Чегодайского месторождения Республики Татарстан) // Там же. С.564-573.

273. Богатов В.И., Мухаметшин Р.З., Гареев К.Р. Возможность использования плотностных и геоэлектрических характеристик для уточнения скоростных параметров геологического разреза // Там же. С.574-579.

274. Мухаметшин Р.З., Гилязов Ш.Я. Опыт эффективной разработки рукавообразных залежей высоковязкой нефти // Там же. С.312-317.

275. Мухаметшин Р.З., Богатов В.И., Волков Ю.В., Лучников В.М. Использование крупномасштабной гравиметрической съемки для оптимизации систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах // Там же. С.411-417.

276. Боровский М.Я., Мухаметшин Р.З., Богатов В.И. Разведочная геофизика при изучении угленосных толщ Татарстана // Геологическое изучение земных недр Республики Татарстан. -Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. С. 138-139.

277. Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Фосс Т.Р., Мухаметшин Р.З., Романов Г.В. Характеристика битумов зоны водонефтяного контакта Бавлинского месторождения // Нефтехимия. 2004. -Т.44.-№.5.-0.333-339.

278. Петрова Л.М., Фосс Т.Р., Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Романов Г.В. Влияние отложения в пласте твердых парафинов на фазовое состояние нефтей в процессе разработки // Нефтехимия. 2005. - Т.45. - №3. - С.189-195.