Геолого-технологическое обоснование систем воздействия на залежи нефти в неоднородных коллекторах

Котенев, Артем Юрьевич

Автореферат диссертации по теме "Геолого-технологическое обоснование систем воздействия на залежи нефти в неоднородных коллекторах"

УДК 622.276.6

На правах рукописи

4847645

Котенёв Артём Юрьевич

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (месторождения Пермско-Башкирского свода)

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

А

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 9 М4й 2011

Уфа 2011

4847645

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (ГОУ ВПО УГНТУ) и Государственном автономном научном учреждении «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (ГАНУ ИНТНМ)

Научный руководитель - доктор технических наук, доцент

Султанов Шамиль Ханифович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

- кандидат технических наук, доцент Васильев Владимир Ильич

Ведущее предприятие - ООО «Карбон-Ойл», г. Альметьевск

), "

Защита диссертации состоится 27 мая 2011 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 25 апреля 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор --Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В настоящее время отмечается увеличение доли разрабатываемых месторождений с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами нефти, приуроченными к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам с обширными водоплавающими зонами, высоковязкими нефтями.

В пределах Пермско-Башкирского свода (ПБС) геолого-геофизические параметры и физико-химические свойства продуктивных пластов месторождений углеводородов характеризуются значительной вариацией. На залежах нефти рассматриваемого региона внедрялись многочисленные технологические решения, направленные на извлечение углеводородов из пластов, которые показали различную эффективность. Продуктивные пласты характеризуются неравномерной выработкой запасов.

По большинству месторождений, разрабатываемых длительное время, накоплен значительный объем геолого-технологической информации. С целью максимально точного прогнозирования показателей разработки необходимо применение новейших математических и статистических методов обработки данных, детальный анализ полученных зависимостей и разработка адресных технологий воздействия на продуктивный пласт на основе экспериментальных и лабораторных исследований.

Проведение обозначенного комплекса научно-аналитических исследований является актуальным для обеспечения корректного обоснования применения систем воздействия на залежи нефти в условиях высокой послойной и площадной геологической неоднородности продуктивного пласта.

Цель работы - геолого-технологическое обоснование систем и технологий воздействия на залежи нефти в неоднородных пластах месторождений Пермско-Башкирского свода.

Основные задачи исследований:

1. Систематизировать данные о геолого-физических и физико-химических параметрах продуктивных пластов и флюидов месторождений ПБС, провести качественную и количественную структуризацию запасов нефти.

2. Выполнить детальный анализ разработки наиболее характерных эксплуатационных объектов с целью выделения геолого-технологических особенностей, оказывающих влияние на изменение динамики основных технологических показателей, а также причин и зон слабой выработки запасов нефти.

3. Провести математическое и геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения с критериальной оценкой влияния различных параметров неоднородности на эффективность разработки продуктивных пластов.

4. Выполнить экспериментальные исследования с целью обоснования новых гелеобразующих составов и способов избирательного воздействия на призабойную зону отдельных пластов или пропластков.

5. Провести фильтрационные эксперименты по изучению композиционных составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) и предложить новые эмульсионные системы для регулирования проницаемости неоднородного пласта.

Методы исследований

Геолого-статистическое и математическое моделирование, моделирование фильтрации жидкостей через неоднородный пласт, построение регрессионных моделей и их анализ. Лабораторные исследования и экспериментальное обоснование рецептур новых гелеобразующих составов и эмульсионных систем.

Научная новизна:

1. Выделены группы объектов месторождений ПБС идентичные по геолого-физическим параметрам пластов и физико-химическим свойствам флюидов с использованием искусственных нейронных сетей (ИНС).

2. Построены геолого-статистические и численные модели влияния параметров неоднородности на процесс нефтеизвлечения и эффективность вытеснения нефти водой для типичных объектов в выделенных группах.

3. Разработаны рецептуры новых гелеобразующих составов для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой жидкости на основе результатов экспериментальных исследований.

4. Предложены новые композиционные составы с комплексным характером воздействия на призабойную зону, улучшающие приемистость скважин и выравнивающие гидродинамические характеристики неоднородного по проницаемости пласта.

Основные защищаемые положения:

1. Геолого-статистические и численные модели влияния параметров неоднородности на процесс нефтеизвлечения и эффективность вытеснения нефти водой в слоисто-неоднородом пласте при различных соотношениях проницаемости пропластков.

2. Новые гелеобразующие составы для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой жидкости.

3. Новые композиционные составы и механизм комплексного характера воздействия на призабойную зону неоднородного по проницаемости пласта.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и промысловой информации, сопоставления результатов аналитических, теоретических, лабораторных исследований и их сходимостью.

Практическая ценность и реализация работы

Разработанные методические подходы позволяют в условиях многопластовой залежи обосновано выделить геолого-технологические показатели, оказывающие наибольшее влияние на процесс нефтеизвлечения. Результаты диссертационной работы использованы и внедрены в ООО НПФ «Нефтегазразработка» при составлении проектной и технологической документации по Красноярско-Куединскому нефтяному месторождению.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы представлялись и докладывались на: 54-й, 57-й и 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2003, 2006, 2007), II и IV Всероссийской научно-практической конференции (Самара, 2003, 2007), 59-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2005), Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса (Санкт-Петербург, 2006), Международной научно-практической конференции (Казань, 2007), Международной конференции «Инноватика» (Москва, 2008), VI-м, VII-m и VIII-м Конгрессе неф-тегазопромышленников России (Уфа, 2005, 2007, 2009), семинарах кафедры геологии и разведки HTM УГНТУ, НИИНефтеотдачи АН РБ, ЦХМН и ИНТНМ АН РБ (2006-2011 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 13 научных статей, в том числе 4, входящих в перечень, рекомендованный ВАК РФ, 8 тезисов докладов, получено положительное решение на выдачу патента РФ. 7 статей и 3 тезиса докладов опубликованы без соавторов. В опубликованных трудах автору принадлежит постановка задач, участие в аналитических, лабораторных и теоретических исследованиях, обобщение полученных результатов, получение научных выводов и рекомендаций.

Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации научного руководителя д.т.н., доц. Ш.Х. Султанова, д.г.-м.н., проф. A.B. Сиднева, д.т.н., проф. В.Е. Андреева, к.т.н. С.А. Блинова и д.т.н., проф. О.Ф. Кондрашева, коллективы кафедры геологии и разведки HTM УГНТУ и ИНТНМ за большую помощь при подготовке диссертационной работы.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 83 наименования. Работа изложена на 157 страницах машинописного текста, содержит 59 рисунков, 25 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна, достоверность полученных результатов, практическая ценность и реализация работы.

В первой главе приведено геологическое строение месторождений ПБС, выполнена дифференциация запасов нефти на активные и трудноиз-влекаемые (ТрИЗ) с использованием критериев современных классификаций. Проведена кластеризация продуктивных объектов месторождений ПБС в условиях значительной вариации геолого-физических параметров.

Проблемами геолого-технологического обоснования разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти ПБС в разные годы занимались В.Е. Андреев, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин, Р.Х. Гиль-манова, Л.Ф. Дементьев, С.А. Кудинов, Е.В. Лозин, В.Ш. Мухаметшин, Р.Я. Нугаев, И.Г. Пермяков, Э.М. Тимашев, М.А. Токарев, K.M. Федоров, Н.Ш. Хайрединов, Н.И. Хисамутдинов, Э.М. Юлбарисов и многие другие.

Значительные промышленные запасы нефти центральной и северовосточной части Волго-Уральской провинции расположены в пределах ПБС. В указанном регионе доля начальных геологических (НГЗ) и извлекаемых (НИЗ) запасов ПБС составляет, соответственно, 16 и 14%. В пределах границ рассматриваемого структурно-тектонического элемента разрабатывается 81 нефтяное, нефтегазовое и газовое месторождения, в том числе такие крупные, как Кокуйское, Красноярско-Куединское, Павловское, Четырманское, Шагиртско-Гожанское, Югомашевское.

В разрезе толщ палеозоя, в пределах Пермско-Башкирского свода, основные геологические и извлекаемые запасы нефти находятся в отложениях верхнего и среднего карбона, 50 % - НГЗ и 57% - НИЗ и в терриген-

ных нижнего карбона (27 и 24 % соответственно). В продуктивных пластах девона находится около 10 % геологических и извлекаемых запасов нефти.

Основную долю трудноизвлекаемых запасов по ПБС составляют залежи, характеризующиеся малой нефтенасыщенной толщиной, низкими значениями коэффициента проницаемости, нефтью высокой вязкости и коэффициентом использования запасов (КИЗ) более 70 % (табл. 1).

Таблица 1

Структура и степень выработанности запасов месторождений Пермско-Башкирского свода

Критерии выделения ТрИЗ Запасы Доля ТрИЗ, %

Продуктивные отложения в терригенных коллекторах

Всего, % НГЗ 58

НИЗ 56

Коллектора с эффективной нефтенасыщенной толщиной < 2 м НГЗ 41

НИЗ 55

Коллектора с пористостью < 8 % НГЗ 0,1

НИЗ 0,1

Коллектора с проницаемостью < 0,03 мкм2 НГЗ 23

НИЗ 31

Коллектора с вязкостью нефти > 30 мПа-с НГЗ 25

НИЗ 12

Коллектора с температурой < 20 °С НГЗ 3

НИЗ 2

Коллектора с КИЗ > 70 % НГЗ 50

низ 41

Продуктивные отложения в карбонатных коллекторах

Всего, % НГЗ 68

низ 72

Коллектора с эффективной нефтенасыщенной толщиной < 4 м НГЗ 91

низ 99

Коллектора с пористостью < 8 % НГЗ 5

низ 2

Коллектора с коэффициентом нефтенасыщенности < 55 % НГЗ 6

НИЗ 3

Коллектора с проницаемостью < 0,03 мкм2 НГЗ 46

НИЗ 46

Коллектора с вязкостью нефти > 30 мПа-с НГЗ 12

НИЗ 8

Коллектора с температурой < 20 °С НГЗ 15

НИЗ 9

Коллектора с КИЗ > 70 % НГЗ 36

низ 48

Задача обобщения и идентификации объектов решалась современным интеллектуальным методом - искусственные нейронные сети (ИНС). Кластеризация позволила выделить группы объектов, близких по условиям залегания, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пластов и насыщающих их флюидов.

Исследован 331 объект разработки ПБС (167 в терригенных, 164 в карбонатных коллекторах), административно находящийся в республике Башкортостан и Пермском крае. Для объектов, приуроченных к терриген-ньм и карбонатным коллекторам, идентификация проводилась отдельно (табл. 2).

Сходство объектов определялось по следующим параметрам: коэффициентам проницаемости, пористости, нефтенасьпценности, песчанисто-сти, плотности и вязкости пластовой нефти, пересчетному коэффициенту нефти, эффективной нефтенасыщенной толщине, содержанию серы, парафинов, асфальтенов.

Объекты в терригенных коллекторах. Первая группа характеризуется худшими коллекгорскими свойствами. Особенностями второй группы являются минимальные значения эффективной нефтенасыщенной толщины - 1,8 м, и коэффициента песчанистости-0,26 д.е. В третьей группе благоприятные коллекторские свойства и максимальные значения нефтнасы-щенности - 85%. Но эта группа имеет худшие физико-химические свойства нефти, высокую вязкость нефти. К четвертой группе относятся объекты с минимальным объемом нефти в залежах, а также невысоким значением коэффициента пористости — 17%.

Объекты в карбонатных коллекторах. Первая группа характеризуется относительно неблагоприятными фильтрационно-емкостными свойствами и имеет худшие значения физико-химических свойств флюидов. Во вторую группу вошли объекты с минимальными эффективными нефтена-сыщеными объемами и благоприятными свойствами нефти. Третья группа характеризуется неблагоприятными свойствами нефти, а также высоким значением коэффициента песчанистости. К четвертой группе приурочены объекты, характеризующиеся высокими эффективными объемами нефте-насыщения и максимальными значениями коэффициента проницаемости. В пятую группу вошли объекты с максимальными значениями площади нефтеносности, пористости, пересчетного коэффициента и содержания смол и асфальтенов.

К наиболее типичным месторождениям ПБС можно отнести Красно-ярско-Куединское, Четырманское, Югомашевское месторождения. В качестве объекта-полигона выделено Красноярско-Куединское месторождение.

Таблица 2

Средние значения параметров выделенных групп объектов по ИНС

Объекты в терригенных коллекторах Объекты в карбонатных коллекторах

Группа 1 Группа 2 Группа 3 Группа Группа 1 Группа 2 Группа 3 Группа 4 Группа 5

(40 объ- (45 объ- (39 объ- 4(43 (30 объ- (30 объ- (26 объ- (40 объ- (38 объ-

Параметр ектов) ектов) ектов) объекта) ектов) ектов) ектов) ектов) ектов)

Глубина залегания, м 1696 1641 1495 1770 1501 1489 1458 1330 1025

Площадь нефтеносности, тыс.м1 12594 12867 22952 5332 14061 6908 13440 22017 27184

Общая нефтенасьпценная толщина, м 7,7 7,5 9,9 4,0 14,8 10,4 4,6 17,9 8,2

Эффект, нефтенасьпценная толщина, м 2,9 1,8 4,0 2,8 4,2 ■ 2,2 3,2 6,0 2,4 .

Коэффициент пористости, д. е. 0,16 0,18 0,20 0,17 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15

Коэффициент нефтенасьпценности, д.е. 0,82 0,83 0,85 0,83 0,76 0,74 0,75 0,71 0,73

Коэффициент проницаемости, мкмг 0,086 0,264 0,429 0,276 0,052 0,033 0,044 0,213 0,044

Коэффициент песчанистости, д. е. 0,39 0,26 0,48 0,73 0,38 0,26 0,71 0,41 0,33

Пересчетный коэффициент, д.е. 0,816 0,904 0,936 0,860 0,942 0,849 0,903 0,876 0,935

Плотность нефти, г/см3 0,858 0,883 0,899 0,864 0,914 0,862 0,890 0,865 0,877

Вязкость нефти, мПа*с 3,6 11,6 26,5 6,8 42,9 5,2 11,7 8,7 10,2

Содержание серы, % 1 2 3 2 4 1 2 2 2

Содержание парафинов, % 4 4 4 3 3 3 3 4 3

Содержание смол и асфальтенов, % 14 21 26 16 31 14 19 16 25

Пластовая температура, "С 27 28 27 29 28 26 27 24 22

Во второй главе на основе детального геолого-технологического анализа разработки объекта-полигона, геологического и гидродинамического моделирования залежей углеводородов, анализа эффективности применяемых технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов, выполнено геолого-технологическое обоснование разработки месторождений с остаточными запасами нефти в неоднородных пластах.

Крупные месторождения ПБС характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Выделяются залежи, по которым от начальных извлекаемых запасов отобрано более 70%. Как правило, эти залежи приурочены к терригенной толще нижнего карбона. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов и линз. Кроме того, большинство залежей нефти среднего и нижнего карбона имеют обширную водонефтяную зону.

Анализ данных приведенных в таблице 3 показывает, что выработка запасов преимущественно ведется из продуктивных пластов яснополянского горизонта (Тл2-а, Тл2-б, Б61, Б62) и башкирского яруса (Бш1, Бш2).

Таблица 3

Геолого-технологические показатели разработки объекта-полигона

Показатели Продуктивные объекты В целом по месторождению

КВ1+ВЗВ 4 БШ ясн Т Д1

Темп отбора от НИЗ, % 0,4 0,83 0,7 0,2 0,05 0,68

Обводнённость, % 31,2 60,9 88,5 61,6 25,3 78,7

Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях: текущая, % накопленная, % 13 153 41 8,4 - 67

2,3 161 135 221 - 131

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины: по нефти, т/суг по жидкости, т/сут 4,7 2,7 4,3 1,2 0,9 3,1

6,4 6,9 37,0 3,2 1,2 14,7

Среднесуточная приёмистость нагнетательной скважины, м3/сут 67,7 103 117,1 31,1 - 107

Отбор нефти от балансовых запасов от извлекаемых 2,1 16,5 18,4 8,4 1,8 14,0

10,3 52,4 58,4 28,1 7,2 47,6

Геолого-промысловый анализ выработки отдельных месторождений рассматриваемой тектонической структуры, включающий совместный анализ карт остаточных запасов, обводненности, нефтенасыщенных толщин, распространения продуктивных пластов, свойств коллекторов позволил выявить следующие особенности эксплуатации месторождений:

- по залежам в карбонатных коллекторах башкирского яруса отмечается активный рост обводненности продукции, особенно в скважинах находящихся в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ) и зонах, прилегающих к фронту нагнетания с высокой послойной неоднородностью. Эффективно вырабатываются разбуренные участки залежи с благоприятными коллек-торскими свойствами и высокими начальными геологическими запасами нефти;

- ввиду значительной изменчивости геолого-физических характеристик пластов терригенной толщи нижнего карбона, выработка запасов нефти по площади и разрезу неравномерная. Эффективной выработкой характеризуется бобриковский горизонт: пласты Бб) и Ббг- По всем пластам бобриковского и тульского горизонтов слабо вырабатываются запасы в ВНЗ. Высокая вариация геолого-физических характеристик продуктивных пластов повлияла на продуктивность отдельных участков залежи, что предопределило наличие зон с существенными остаточными запасами;

- залежи турнейского яруса характеризуются слабой выработкой. Высокие значения текущих коэффициентов извлечения нефти по скважинам наблюдаются в хорошо дренируемых зонах с высоким значением проницаемости, пористости и удельных геологических запасов.

Детальный геолого-технологический анализ позволил определить, что существенное влияние на эффективность и неравномерность выработки запасов оказывает площадная и послойная неоднородность. В сложившейся ситуации при проектировании разработки особое внимание следует уделить качественному и количественному влиянию неоднородности на эффективность добычи углеводородов.

В третьей главе приведены результаты расчета параметров вытеснения нефти при заводнении на математической модели фильтрации жидкости через неоднородный пласт, учитывающей совместную и раздельную эксплуатацию пластов. Для яснополянского горизонта получены регрессионные уравнения, которые позволяют прогнозировать параметры неоднородности, влияющие на степень выработки запасов. Описаны результаты комплекса специальных исследований по изучению влияния ряда реагентов на структурно-механические свойства нефти и специфику ее течения в пористой среде, предложены новые способы обработки призабойной зоны пласта.

Моделирование процесса извлечения нефти заводнением выполнено для продуктивных пластов яснополянского горизонта одного из крупных месторождений ПБС. Расчет параметров вытеснения нефти заводнением производится с использованием двумерной по вертикальному сечению численной модели двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородном пласте. Предполагается, что между пропластками отсутствует массобмен, жидкость и скелет пласта несжимаемы. Разработка неоднородного по фильтрационно-емкостным свойствам пласта ведется с поддержанием пластового давления путем заводнения.

Математическая постановка задачи состоит из системы уравнений неразрывности и движения для каждой фазы, дополненной начальными и граничными условиями. Рассматривается задача плоского вытеснения, соответствующая рядной системе заводнения.

Уравнения неразрывности для фаз с учетом уравнения движения в форме закона Дарси:

0)

от слс^ //, ах где индекс / номер фазы (1 - нефть, 2 - вода), а индекс] - номер пропластка.

Для удобства решения задачи при заданной приемистости скважины на границе пласта преобразуем систему уравнений к следующей форме:

0 (2) т)*—Иг— (3)

л

о'

где ц1 - приемистость одной скважины в пропласток ], Н1 -

Н' А

толщина пропластка, А - расстояние между скважинами в ряду.

Получены результаты расчета обводнения продукции скважины для различных условий эксплуатации (рис.). Для обычной схемы заводнения наблюдается раннее обводнение скважины по высокопроницаемому про-пластку. При раздельной эксплуатации пропластков можно путем регулирования приемистости в каждом из пропластков предупредить раннее обводнение продукции скважины. Параметры расчета: толщины пластов 5 м, отношение вязкостей нефти/воды 5, пористость 20%, расстояние между скважинами 500 м.

Из приведенных графиков, для условий продуктивных пластов боб-риковского горизонта месторождения ПБС следует, что при соотношении проницаемости двух пропластков менее чем в 10 раз эффект от примене-

ния отдельно-раздельной эксплуатации может быть не достигнут. Данный подход позволит выделить первоочередные скважины для использования технологии отдельно-раздельной эксплуатации. При организации раздельной закачки воды в пласты с соотношением проницаемости в 100 и 1000 раз темпы обводнения снижаются и эффективность вытеснения нефти возрастает.

-^—^-

/ -

/ г'

1 /

/

/.'

//

>;

//

о Году

600

1 в

| 400 р

I -

I 200

а)

10 15 20 25 30 35 40

6)

тт~ ч 11

ю 15 го

в)

0 600

л ч

0 а я

1 400 л

£

п и

I 200

а с с о

п X

0 600

3

4

т 400 л

5

200

УУ' Г /

у / ✓ / ✓ / // г /

/ /

✓

X X / Годы

0 10 20 30 40

/ / / / г * ✓

/ / ✓ /

/ г / / /у' Годы

0 10 20 30 40

/ / / / / '

' * / 1 / / / ' Годы

10 15 20 25 30

30

«0 10 20 ~ ~ ~ 2 совместная эксплуатация раздельная эксплуатация

Рисунок Расчет обводнения добываемой продукции скважин и накопленной добычи воды при различных соотношениях проницаемости пластов: а) значение проницаемости пласта Б61 в 10 раз превышает значения пласта Б62; б) значение проницаемости пласта Б61 в 100 раз превышает значения пласта Б62; в) значение проницаемости пласта Б61 в 1000 раз превышает значения пласта Б62.

40

Оценка влияния параметров неоднородности на процесс нефтеизвле-чения проводилась с использованием геолого-статистического моделирования. Исходная матрица рассматриваемых факторов была пронормирована. В статистической обработке было использовано 136 скважин. В качестве зависимого параметра выбирались значения дисперсии и вариации накопленных отборов нефти (DQn и VQn), дебетов нефти (Dqn, Vqn), деби-тов воды (Dqv, Vqv) и обводненности (Df, Vi), а в качестве влияемых параметров: коэффициент расчлененности (Rasch) и вариации нефтенасы-щенной мощности (WHnnas), проницаемости (Wpron), пористости (Wpor), нефтенасыщенности (Wnnas). Значение дисперсии технологических параметров рассчитывалось по скважинам в период с начала падения добычи нефти по текущую дату. Статистические модели для исследуемых продуктивных пластов приведены в таблице 4.

Основываясь на полученных результатах, можно сделать следующие. выводы: выполненный анализ и сопоставление карт выработки запасов с картами неоднородности, а также геолого-статистическое моделирование для геолого-физических условий одного из месторождений ПБС, позволили достоверно определить параметры неоднородности, которые оказывают наибольшее влияние на степень выработки запасов, а именно: вариации проницаемости и пористости. Используя данный подход, представляется возможным оценивать и прогнозировать параметры неоднородности, влияющие на степень выработки запасов, выделять зоны с наибольшими прогнозируемыми коэффициентами нефтеотдачи.

Регулирование разработки неоднородных продуктивных пластов возможно применением технологий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, а также избирательным воздействием на призабойную зону отдельных пластов или пропластков с целью повышения эффективности работы пласта и скважины.

Для этой цели разработаны способы обработки призабойной зоны пласта:

- способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта;

- способ обработки призабойной зоны пласта с использованием осадко-гелеобразующих технологий на основе полимера акрилового ряда.

Способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает нагнетание в порово-трещинное пространство призабойной зоны пласта смеси поверхностно-активных веществ и выдержку скважины в покое для капиллярной пропитки, перевод в режим притока углеводородов. В качестве смеси поверхностно-активных веществ используют

Таблица 4

Статистические модели и их характеристика

Регрессионная модель коэффициент корреляции Количество данных в выборке Не влияе-мые параметры

Продуктивные пласты яснополянского горизонта

0(3п=-0,32-0,0469*\Урог+0,0136* WHnnas+0,0095*Rasch+0,38*Wnnas-0,052*Wpron 60,7% 58 \VHnnas

У(Зп=-0,46-0,84*\Урог+0,67*ШНппаз+ 0,039* 1^11+3,88* \\Гппаз-0,696*"№ргоп 67,4% 60 -

Dqn=-0,1207+0,0004*ШНппаз+ 0,0003*ЯазсЬ-0,0014*^^01+ 0,00079*\Угшаз-0)00025*\Ургоп 66,5% 50 \Vimas

Уцп—0,296+1,095*Шрог+0,154* ШНппа8+0,0137*Ка5с1ь0,889*\Уппа5-0,14*\^ргоп 63,6% 65 ЯавсЬ

Dqv=-0,097+0,001 l*Wpoг+0,00024* АУНплая-0,0000024* Rasch-0,00038*Wnnas-0,00018*Wpron 63% 65 ЯазсЬ

Vqv:=-0,204-0,145*Wpor+0,0755* \УНш1а5+ 0,0098*Rasch+0,286*Wnnas-0,0б5*Wpгon 68,3% 60 -

093+0,0155*№рог+0,00197* ДУНппа5-0,000397* 11а8сЬ-0,0277*\Утш+0,001б*\Ургоп 68,4% 50 -

У1Ч),128-1,517*Wpor+0,3349* WHnnas+0,0008*Rasch+3,468*WIшas-0,74*Wpron 65,4% 75 КавсЬ

Продуктивные пласты башкирского яруса

БОп = -0,06436 + 0,000015'ЯазсЬ + 0,000б8*WHnnas -0,000049*Wшlas + 0,0004*Wpor -0,000077*'УУргоп 62% 90 \УНппаэ

У(}п = -0,306576 + 0,0161*КазсИ + 0,047*\гаппа5 + 0,412*Wnnas+ 0,27294*Wpor - 0,0794*\Ургоп 60,8% 144

Бяп = -0,110093 + 0,00009*Ка$с11 + 0,0004*WHnnas -0,00034*\¥ппаз + 0,00087*Wpoг - 0,00029*'№ргоп 62,9% 87

Удп=-0,621775+0,0368*Яа5с11+ 0,249522*ШНппаз + 4,01626* Wnnas +0,5501*\¥рог - 0,512*\Ургоп 60,49% 185

Иду = -0,08046 + 0,00008*\УНплаз + 0,0002*Wшlas +0,00003*Wpor - 0,00005*Wpron + 0,00001»ЯаБсЬ 61% 145 Wpor

УЧу = -0,16516 + 0,0037*Ка5сЬ + 0,0179*\УНппаз + 0,18*Штш+0,042*\Урог - 0,0288*\¥ргоп 60,85% 148 -

ОГ = -0,106812 - 0,0007*Яа5сЬ - 0,007*WHnпas +0,0216*Wnnas - 0,0021*Wpor + 0,00183*Wpron 61,2% 120 Wpoг

У{= -0,141145 - 0,0113*Яазс11 + 0,1728*\УНпгш + 0,8752*Wnnas -l,73344*Wpor + 0,1771*Wpгon 59,87% 100 ЯябсЪ

раствор из отходов химических производств, содержащий многоатомные спирты, концентрат головных примесей этилового спирта, промежуточные фракции этилового спирта, поверхностно-активные вещества, оксиэтили-рованные жирные кислоты. Выдержку скважины в покое осуществляют 24-60 часов, после чего переводят скважину в режим притока углеводородов. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ограничения водопритока, придание поверхности порового пространства продуктивного пласта водоотталкивающих свойств без уменьшения эффективного сечения транспортных каналов.

Для регулирования работы неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений путем изоляции водопритока разработан способ с применением осадкогелеобразующих технологий на основе полимера акрилового ряда. Данная разработка может быть использована при проведении работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляции водопритока, интенсификации добычи нефти и газа.

Подбор ПАВ для заводнения в зависимости от поставленной задачи осуществляется на основе нескольких методик (измерение поверхностного натяжения, краевого угла, адсорбции, вытеснения из пористой среды и т.п.), которые не дают полной информации о совокупности поверхностных явлений в пластовой системе «нефть-агент вытеснения-пористая среда» и, что особенно важно, гидродинамике остаточной нефти, подвергшейся внешнему воздействию. В этом отношении даже опыты на естественных образцах пористой среды не всегда информативны, поскольку они чаще всего проводятся на непрезентативных образцах с неизвестными поромет-рическими характеристиками. Проведен комплекс специальных исследований по изучению влияния ряда ПАВ на структурно-механические свойства нефти и специфику ее течения в пористой среде. Эксперимент проводился на оригинальной установке УГНТУ, позволяющей в порах - узких зазорах микронной величины измерять структурно-механические показатели нефти и изучать характер ее течения.

Выявлены закономерности, указывающие на существование различных механизмов действия ПАВ - поверхностного и объемного, обусловленных адсорбцией ПАВ на внешних и внутренних границах раздела фаз. В первом случае осуществляется блокировка активных центров поверхности твердого тела, ослабляющая влияние поверхностных сил на пристенные слои жидкости и приводящая к снижению неньютоновских аномалий последней. Во втором, молекулы реагента, диффундирующие в объем по мере увеличения концентрации, ослабляют внутри- и межмолекулярные

связи в жидкости и увеличивают тем самым структурирующее действие твердого тела, что приводит к усилению аномалий в жидкости.

Выявленные закономерности позволяют оперативно регулировать свойства агента вытеснения изменением содержания активного вещества; усиливать моющие свойства последнего в промытой части залежи или, напротив, блокировать последнюю, увеличивая там неньютоновские аномалии вытесняемой нефти. Резюмируя изложенное, можно отметить, что экстремальный характер концентрационных зависимостей гидродинамических параметров капиллярной нефти свидетельствует о возможности изменения механизма воздействия на нефть путем вариации содержания ПАВ в вытесняющей жидкости.

В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований новых технологий, направленных на регулирование проницаемости неоднородного пласта и снижение обводненности добываемой нефти.

Для решения проблемы увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов, увеличения охвата пласта заводнением, подключения в разработку неработавших интервалов, а также увеличения приемистости скважин особый интерес представляют гелеобразующие композиции и эмульсионные системы. Экспериментальным путем подобраны оптимальные химические составы и оценена успешность их воздействия на неоднородный пласт с целью снижения обводненности продукции скважин и увеличения нефтеотдачи.

Направление поиска эффективных гелеобразующих реагентов было связано с созданием гелевых систем преимущественно на основе отходов и побочных продуктов различных химических и нефтехимических производств. Поэтому было проведено исследование отходов производства цеолитов АО «Салаватнефтеоргсинтез» и Ишимбайского катализаторного завода. При проведении лабораторных экспериментов использовали естественные образцы керна и пластовую воду тульского и бобриковского горизонтов. На первом этапе изучена возможность получения гелей из композиций на основе алюмосиликата и растворов минеральных (соляной, серной и фосфорной) кислот, а также отработанной серной кислоты. Результаты экспериментальных исследований показывают, что кислые растворы алюмосиликата обладают широким временем гелеобразования от 1-2 часов до нескольких десятков суток и образуют гели в диапазоне температур от 20 до 60° С. Увеличение температуры уменьшает время гелеобразования для всех исследуемых систем. Увеличение концентрации составляющих компонентов также приводит к увеличению скорости гелеобразования, что

дает принципиальную возможность использовать их в различных геолого-физических условиях и получать гели с заданным временем гелеобразова-ния и заданными прочностными свойствами.

Результаты первой серии фильтрационных экспериментов показывают, что для условий промытой зоны пласта исследуемые гелеобразую-щие композиции снижают проницаемость для воды от 8 до 25 раз, что доказывает их хорошие водоизолирующие свойства (табл. 5). Несколько меньший фактор остаточного сопротивления для условий промытой зоны пласта, по сравнению с чисто водонасьиценными песчаниками, видимо, можно объяснить присутствием в промытой зоне пласта некоторого количества остаточной нефти и ухудшением адгезионных свойств к поверхности порового пространства образовавшегося геля. Во всех экспериментах при фильтрации воды после процесса гелеобразования на выходе из кер-нодержателя отмечалось выделение некоторого количества довытесненной нефти. Это говорит о том, что вода после образования геля вытесняет нефть из более мелких пор и фильтрация воды идет через систему более мелких пор.

Таблица 5

Результаты фильтрационных экспериментов для условий промытой зоны пласта

№ образца № композиции Проницаемость по воде до воздействия, х10"3 мкм2 Проницаемость по воде после воздействия, хЮ"3 мкм2 Фактор остаточного сопротивления, Д-ед.

106 1 92 3,5 26,3

132 2 85 10,5 8,1

Вторая серия фильтрационных экспериментов была проведена для условий непромытой зоны пласта, поэтому в них оценивалось изменение проницаемости образцов керна по нефти (табл. 6). Результаты фильтрационных экспериментов показывают, что при фильтрации исследуемых композиций через пропластки с начальной нефтенасыщенностью и последующей выдержке для гелеобразования происходит незначительное изменение проницаемости по нефти. Уменьшение проницаемости достигает всего лишь полутора раз. Это, по-видимому, связано с тем, что в процессе фильтрации гелеобразующих композиций через зоны пласта с начальной нефтенасыщенностью процесс отмыва нефти с поверхности породы происходит неполностью. Оставшаяся на поверхности порового пространства нефть значительно ухудшает адгезию образовавшегося геля к поверхности

породы. При фильтрации нефти образовавшийся гель вытесняется из пор, тем самым уменьшение проницаемости по нефти не так значительно. Это является особенно важным при использовании разработанных композиций для обработки призабойных зон добывающих скважин.

Таблица 6

Результаты фильтрационных экспериментов для условий непромытой зоны пласта

№ образца № композиции Проницаемость по нефти до воздействия, хЮ"3 мкм2 Проницаемость по нефти после воздействия, хЮ"3 мкм2 Фактор остаточного сопротивления, Д.ед.

136 1 153 105 1,46

137 2 145 112 1,30

Обобщая результаты проведенных фильтрационных исследований можно констатировать, что разработанные гелеобразующие составы обладают хорошими водоизолирующими и адгезионными свойствами, способными уменьшать проницаемость по воде больше, чем на порядок. Одновременно с этим при попадании в непромытые пропластки исследуемые композиции незначительно снижают проницаемость по нефти, что говорит об избирательности их воздействия. Учитывая вышеизложенное, можно рекомендовать разработанные гелеобразующие составы к опытно-промышленному испытанию.

Одним из перспективных направлений в совершенствовании метода воздействия на пласт с помощью ПАВ является создание и применение композиционных систем. В качестве выравнивающего агента предлагается применять мицеллярные растворы с внешней нефтяной фазой. В процессе фильтрации по пористой среде мицеллярные растворы, имеющие вязкость от 50 до 1000 мПа-с, значительно снижают подвижность следующей за ними воды. Для выравнивания профиля приемистости скважин используют также смеси ПАВ различных классов. В качестве объектов в экспериментальных исследованиях по фильтрации эмульсионных систем был использован керновый материал тульского и бобриковского горизонтов.

Проведенные фильтрационные исследования, во-первых, подтвердили наличие процесса внутрипластового образования эмульсионных растворов, а, во-вторых, показали, что при движении образующихся в поро-вом пространстве эмульсионных систем происходит процесс довытеснения нефти, приводящий к уменьшению остаточной нефтенасыщенности, которая выражается в увеличении проницаемости по воде после воздействия.

Основываясь на экспериментальных данных, можно предложить следующую технологическую схему выравнивания профиля приемистости неоднородного пласта. В основе ее лежит последовательная обработка пласта водными дисперсиями с различными составами композиционных систем ПАВ. Она заключается в следующем: первоначально закачивают оторочку композиционной системы повышенной вязкости (системы в отсутствии стабилизатора). Она заполняет высокопроницаемую зону, создавая в ней дополнительное фильтрационное сопротивление. Таким образом, происходит выравнивание фильтрационных потоков. Затем закачивают следующую оторочку водной дисперсии оптимального состава, которая заполняет равномерно все зоны и обеспечивает условия увеличения фазовой водопроницаемости пласта.

В результате изучения композиционных составов, а также процессов фильтрации установлен вероятный механизм воздействия композиционных систем на призабойную зону. Основными факторами, обеспечивающими эффективность композиционных систем, являются: улучшение неф-тевытесняющих свойств нагнетаемой системы в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть-вода; увеличение фазовой водопроницаемости в результате снижения остаточной нефтенасыщенности. Показано, что композиционные системы обладают комплексным характером воздействия на призабойную зону, заключающемся не только в увеличении приемистости, но и выравнивании профиля приемистости скважин.

На основании полученных результатов рекомендованы композиционные системы ПАВ в виде водной дисперсии, содержащей 55-88% воды, 0-2% стабилизатора (водорастворимого ПАВ), 1-5% эмульгатора (нефте-растворимого ПАВ), 10-40% нефти для обработки призабойной зоны. Исследован процесс фильтрации композиционных систем ПАВ, в результате чего установлен механизм их действия на призабойную зону скважин. Установлены зависимости эффективности обработки призабойной зоны во-донагнетательных скважин от: объема оторочки водной дисперсии, концентрации в ней композиционной системы ПАВ, ее состава, проницаемости пористой среды, неоднородности пласта по проницаемости, в результате чего разработана технология применения композиционных систем ПАВ в виде дисперсии. Такие свойства растворов ПАВ как стабильность (совместимость), поверхностная активность, фазовое поведение, адсорбционная способность и т.д. кроме состава ПАВ зависят также от минерализации вод, температуры, углеводородного состава нефти, т.е. от геолого-физических условий конкретного месторождения. Наиболее перспективными с точки зрения современных требований являются не индивидуаль-

ные ПАВ, а композиционные системы на основе ПАВ различных классов, позволяющие варьировать составными частями и подбирать системы для различных условий.

Основные выводы и рекомендации

1. Проведена кластеризация 331 продуктивного объекта ПБС. Выделены 4 группы объектов в терригенных и 5 групп объектов в карбонатных коллекторах по основным фильтрационно-емкостным и физико-химическим параметрам, определены объекты-полигоны.

2. Детальный геолого-технологический анализ позволил определить, что существенное влияние на эффективность и неравномерность выработки запасов оказывает площадная и послойная неоднородность.

3. Построены геолого-статистические модели и определены параметры неоднородности в наибольшей степени влияющие на степень выработки запасов - вариации проницаемости и пористости. По результатам математического моделирования процесса нефтеизвлечения из неоднородных продуктивных пластов бобриковского горизонта определено, что при соотношении проницаемости двух пропластков менее чем в 10 раз эффект от применения отдельно-раздельной эксплуатации может быть не достигнут, при организации раздельной закачки воды в пласты с соотношением проницаемости в 100 и 1000 раз темпы обводнения снижаются и эффективность вытеснения нефти возрастает.

4. Разработаны способы обработки призабойной зоны пласта: способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта, способ обработки призабойной зоны пласта с использованием осадкогелеобра-зующих технологий на основе полимера акрилового ряда. Предложены ге-леобразующие составы на основе отходов производства цеолитов. По результатам фильтрационных исследований можно констатировать, что ге-леобразующие составы обладают хорошими водоизолирующими и адгезионными свойствами, способными уменьшать проницаемость по воде больше, чем на порядок. При попадании в непромытые пропластки исследуемые композиции незначительно снижают проницаемость по нефти, что говорит об избирательности их воздействия.

5. Выявлены закономерности, указывающие на существование различных механизмов действия ПАВ - поверхностного и объемного, обусловленных адсорбцией ПАВ на внешних и внутренних границах раздела фаз. Установленный механизм комплексного характера воздействия ПАВ позволит оперативно регулировать свойства агента вытеснения изменением содержания активного вещества; усиливать моющие свойства послед-

него в промытой части залежи или, напротив, блокировать последнюю, увеличивая там неньютоновские аномалии вытесняемой нефти.

6. Предложены композиционные системы ПАВ в виде водной дисперсии, исследован процесс их фильтрации и установлен механизм действия на призабойную зону скважин. Определены зависимости эффективности обработки призабойной зоны водонагнетательных скважин от: объема оторочки водной дисперсии, концентрации в ней композиционной системы ПАВ, ее состава, проницаемости пористой среды, неоднородности пласта по проницаемости. Разработана технология применения композиционных систем ПАВ в виде дисперсии.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

В изданиях рекомендованных ВАК РФ:

1. Котенев А.Ю. Особенности геологического строения и выработки запасов нефти в неоднородных коллекторах залежей Пермско-Башкирского свода // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2010. N2. 11 с. URL:http://www.ogbus.ru/authors/KotenevAYu/ Kotene-vAYu_l.pdf

2. Котенев А.Ю., Кондрашев О.Ф., Шарафутдинов Р.Ф., Садретдинов A.A. Моделирование процесса вытеснения нефти в неоднородных коллекторах // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2010. N2. 17 с. URL:http://www.ogbus.ru/authors/KotenevAYu/ KotenevAYu_2.pdf

3. Котенёв А.Ю., Блинов С.А. Разработка и исследование новых геле-образующих составов и эмульсионных систем для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой нефти // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2011. - Вып. 1(83). - С.43-50

4. Решение о выдаче патента на изобретение. Заявка № 2009106338/03(008535) от 03.03.2011. Способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта / Андреев В.Е., Пташко O.A... Котенёв А.Ю. и др.

5. Котенев А.Ю. Залежи нефти в неоднородных коллекторах - комплексный подход к обоснованию систем и технологий воздействия // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2011. N3. 18 с. URL:http://www.ogbus.ru/authors/KotenevAYu/ KotenevAYu_3.pdf

В других изданиях:

6. Котенёв А.Ю., Султанов Ш.Х. Проблемы освоения и эксплуатации на естественных режимах мелких месторождений нефти // Сборник тези-

сов докладов 54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.- С. 24

7. Султанов Ш.Х., Котенёв А.Ю. Особенности разработки мелких месторождений нефти на естественных режимах // Тезисы докладов II Всероссийской научно-практической конференции,- Самара, 2003.- С. 132

8. Чибисов A.B., Котенёв А.Ю., Котенёв М.Ю. Анализ влияния особенностей геологического строения и системы разработки на выработку запасов нефти в терригенных коллекторах Ново-Елховского месторождения // Тезисы докладов II Всероссийской научно-практической конференции,-Самара, 2003.- С. 140

9. Котенёв А.Ю. Системные решения проблем извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах П Тезисы докладов 59-й Межвузовской студенческой научной конференции.- Москва, 2005.- С. 49

Ю.Фархутдинов H.H., Нугайбеков P.A., Котенёв А.Ю., Котенёв М.Ю. Основные направления адресного воздействия на трудноизвлекаемые и остаточные запасы нефти многопластового месторождения на поздней стадии разработки // Научные труды VI Конгресса нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», Уфа: Монография, 2005.- С. 26-30

11.Ягафаров Ю.Н., Котенёв А.Ю. Результаты повторного пуска в разработку законсервированных месторождений после восстановления энергетического потенциала // Научные труды VI Конгресса нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», Уфа: Монография, 2005,- С. 230-232

12.Котенёв А.Ю. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов комплексным физико-химическим воздействием // Всероссийская научная конференция-конкурс студентов выпускного курса.- Санкт-Петербург, 2006

13.Котенёв А.Ю., Салимгареев Т.Ф. Оптимизация гидродинамического воздействия на продуктивные объекты с высокой геологической неоднородностью // Тезисы докладов 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006.- С. 217

Н.Котенёв А.Ю., Андреев В.Е. Геологическое обоснование гидродинамического воздействия на остаточные запасы нефти // Сборник тезисов докладов 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых,- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007.- С. 266

15.Котенёв А.Ю. Геологические факторы и технологии, определяющие эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов // VII конгресс нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспече-

ния надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», научные труды. Уфа: «Монография», 2007.- С.221-222

16.Котенёв А.Ю. Эффективность перевода добывающих скважин под очаговое заводнение // Материалы Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов».- Казань: Изд-во «Фэн», 2007.- С. 360-361

17.Султанов Ш.Х., Котенёв А.Ю., Варламов Д.И. Состояние выработки запасов нефти крупных многопластовых месторождений в условиях сложного геологического строения (Северо-запад Башкирского свода) // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Выпуск V. Уфа: Изд-во «Монография», 2008.- С. 109-112

18.Котенев А.Ю. Обоснование технологии извлечения нефти в различных геологических условиях // Сборник материалов научного семинара стипендиатов программы «Михаил Ломоносов» 2007/08 года: Москва,18-19 апреля 2008.-С.91-93.

19.Котенев А.Ю., Котенев Ю.А. Геологическое моделирование сложно-построенных объектов нефтедобычи на различных стадиях освоения месторождений // Материалы Международной конференции «Инноватика-2008»-Москва: «Энергоатомиздат», 2008.-С.31-32.

20.Котенев А.Ю. Планирование технологий нефтеизвлечения с учетом геологических особенностей неоднородных коллекторов // Научные труды «Нефтегазовые и химические технологии». Самара, 2008.-С.13-14.

21.Котенев А.Ю. Особенности циклического заводнения на залежах нефти с неоднородным типом коллектора // Официальный сборник тезисов VIII конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2009.-С.55-56.

22.Котенев А.Ю. Геолого-технологические особенности применения циклического воздействия на средних и мелких залежах нефти // VIII конгресс нефтегазопромышленников России «Проблемы ресурсо-и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», научные труды. Уфа: «Монография», 2009.- С.335-339.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 22.04.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 83. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Котенев, Артем Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И СТРУКТУРА ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРМСКО-БАШКИРСКОГО СВОДА.

1.1 Краткая характеристика и тектоническая приуроченность месторождений нефти и газа.

1.2 Анализ структуры и состояния выработки запасов нефти. \

1.2.1 Общая характеристика запасов.

1.2.2 Дифференциация запасов нефти по степени сложности извлечения.

1.3 Кластеризация продуктивных объектов месторождений в условиях значительной вариации геолого-физических параметров.

1.3.1 Цели и методы кластеризации объектов. Характеристика объектов исследования.

1.3.2 Классификация объектов разработки с использованием метода интеллектуального анализа.

Выводы по главе 1.

2 ПРИНЦИПЫ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ОСТАТОЧНЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ В

НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ.

2.1 Геолого-технологический анализ разработки объектов-полигонов Пермско-Башкирского свода.

2.1.1 Анализ выработки запасов нефти из пластов.

2.1.2 Оценка эффективности реализуемой системы разработки.

2.2 Принципы детального геологического и гидродинамического моделирования залежей углеводородов.

2.3 Анализ эффективности применяемых технологий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов.

Выводы по главе 2.

3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ И РАЗРАБОТКА НОВЫХ СПОСОБОВ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА.

3.1 Особенности распределения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов.

3.2 Оценка влияния параметров неоднородности продуктивного пласта на степень выработки запасов нефти

3.3 Математическое моделирование процесса вытеснения нефти в неоднородных коллекторах.

3.4 Новые способы обработки призабойной зоны неоднородного пласта.

3.5 Изучение влияния реагентов на структурно-механические свойства нефти и ее течение в пористой среде.

Выводы по главе 3.

4 РАЗРАБОТКА НОВЫХ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ И КОМПОЗИЦИОННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА

НЕОДНОРОДНЫЙ ПЛАСТ.

4.1 Исследование новых гелеобразующих составов для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой нефти.

4.1.1 Объекты и методика проведения лабораторных исследований.

4.1.2 Оценка водоизолирующей способности гелеобразующих композиций на основе алюмосиликата.

4.2 Экспериментальное исследование процесса внутрипластового эмульсионного воздействия на пласт.

4.2.1 Изучение фильтрационных свойств эмульсионных систем

4.2.2 Обсуждение результатов экспериментальных исследований.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-технологическое обоснование систем воздействия на залежи нефти в неоднородных коллекторах"

Актуальность темы

В настоящее время отмечается увеличение доли разрабатываемых месторождений с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами нефти, приуроченными к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам с обширными водоплавающими зонами, высоковязкими нефтями.

В пределах Пермско-Башкирского свода (ПБС) геолого-геофизические параметры и физико-химические свойства продуктивных пластов месторождений углеводородов характеризуются значительной вариацией. На залежах нефти рассматриваемого региона внедрялись многочисленные технологические решения, направленные на извлечение углеводородов из пластов, которые показали различную эффективность. Продуктивные пласты характеризуются неравномерной выработкой запасов.

По большинству месторождений, разрабатываемых длительное время, накоплен значительный объем геолого-технологической информации. С целью максимально точного прогнозирования показателей разработки необходимо применение новейших математических и статистических методов обработки данных, детальный анализ полученных зависимостей и разработка адресных технологий воздействия на продуктивный пласт на основе экспериментальных и лабораторных исследований.

Проведение обозначенного комплекса научно-аналитических исследований является актуальным для обеспечения корректного обоснования применения систем воздействия на залежи нефти в условиях высокой послойной и площадной геологической неоднородности продуктивного пласта.

Цель работы - геолого-технологическое обоснование систем и технологий воздействия на залежи нефти в неоднородных пластах месторождений Пермско-Башкирского свода.

Основные задачи исследований:

1. Систематизировать данные о геолого-физических и физико-химических параметрах продуктивных пластов и флюидов месторождений ПБС, провести качественную и количественную структуризацию запасов нефти.

2. Выполнить детальный анализ разработки наиболее характерных эксплуатационных объектов с целью выделения геолого-технологических особенностей, оказывающих влияние на изменение динамики основных технологических показателей, а также причин и зон слабой выработки запасов нефти.

3. Провести математическое и геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения с критериальной оценкой влияния различных параметров неоднородности на эффективность разработки продуктивных пластов.

4. Выполнить экспериментальные исследования с целью обоснования новых гелеобразующих составов и способов избирательного воздействия на призабойную зону отдельных пластов или пропластков.

5. Провести фильтрационные эксперименты по изучению композиционных составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) и предложить новые эмульсионные системы для регулирования проницаемости неоднородного пласта.

Методы исследований

Геолого-статистическое и математическое моделирование, моделирование фильтрации жидкостей через неоднородный пласт, построение регрессионных моделей и их анализ. Лабораторные исследования и экспериментальное обоснование рецептур новых гелеобразующих составов и эмульсионных систем.

Научная новизна:

1. Выделены группы объектов месторождений ПБС идентичные по геолого-физическим параметрам пластов и физико-химическим свойствам флюидов с использованием искусственных нейронных сетей (ИНС).

2. Построены геолого-статистические и численные модели влияния параметров неоднородности на процесс нефтеизвлечения и эффективность вытеснения нефти водой для типичных объектов в выделенных группах.

3. Разработаны рецептуры новых гелеобразующих составов для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой жидкости на основе результатов экспериментальных исследований.

4. Предложены новые композиционные составы с комплексным характером воздействия на призабойную зону, улучшающие приемистость скважин и выравнивающие гидродинамические характеристики неоднородного по проницаемости пласта.

Основные защищаемые положения:

1. Геолого-статистические и численные модели влияния параметров неоднородности на процесс нефтеизвлечения и эффективность вытеснения нефти водой в слоисто-неоднородом пласте при различных соотношениях проницаемости пропластков.

2. Новые гелеобразующие составы для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой жидкости.

3. Новые композиционные составы и механизм комплексного характера воздействия на призабойную зону неоднородного по проницаемости пласта.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и промысловой информации, сопоставления результатов аналитических, теоретических, лабораторных исследований и их сходимостью.

Практическая ценность и реализация работы Разработанные методические подходы позволяют в условиях многопластовой залежи обоснованно выделить геолого-технологические показатели, оказывающие наибольшее влияние на процесс нефтеизвлечения. Результаты диссертационной работы использованы и внедрены в ООО НПФ «Нефтегазразработка» при составлении проектной и технологической документации по Красноярско-Куединскому нефтяному месторождению.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы представлялись и докладывались на: 54-й, 57-й и 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2003, 2006, 2007), II и IV Всероссийской научно-практической конференции (Самара, 2003, 2007), 59-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2005), Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса (Санкт-Петербург, 2006), Международной научно-практической конференции (Казань, 2007), Международной конференции «Инноватика» (Москва, 2008), У1-м, УИ-м и УШ-м Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005, 2007, 2009), семинарах кафедры геологии и разведки НГМ УГНТУ, НИИНефтеотдачи АН РБ, ЦХМН и ИНТНМ АН РБ (2006-2011 гг.). Публикации результатов и личный вклад автора По теме диссертации опубликовано 13 научных статей, в том числе 4, входящих в перечень, рекомендованный ВАК РФ, 8 тезисов докладов, получено положительное решение на выдачу патента РФ. 7 статей и 3 тезиса докладов опубликованы без соавторов. В опубликованных трудах автору принадлежит постановка задач, участие в аналитических, лабораторных и теоретических исследованиях, обобщение полученных результатов, получение научных выводов и рекомендаций.

Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации научного руководителя д.т.н., доц. Ш.Х. Султанова, д.г.-м.н., проф. A.B. Сиднева, д.т.н., проф. В.Е. Андреева, к.т.н. С.А. Блинова и д.т.н., проф. О.Ф. Кондрашева, коллективы кафедры геологии и разведки HTM УГНТУ и ИНТНМ за большую помощь при подготовке диссертационной работы.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 83 наименования. Работа изложена на 157 страницах машинописного текста, содержит 59 рисунков, 25 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Котенев, Артем Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведена кластеризация 331 продуктивного объекта ПБС. Выделены 4 группы объектов в терригенных и 5 групп объектов в карбонатных коллекторах по основным фильтрационно-емкостным и физико-химическим параметрам, определены объекты-полигоны.

2. Детальный геолого-техно логический анализ позволил определить, что существенное влияние на эффективность и неравномерность выработки запасов оказывает площадная и послойная неоднородность.

3. Построены геолого-статистические модели и определены параметры неоднородности, в наибольшей степени влияющие на степень выработки запасов - вариации проницаемости и пористости. По результатам математического моделирования процесса нефтеизвлечения из неоднородных продуктивных пластов бобриковского горизонта определено, что при соотношении проницаемости двух пропластков менее чем в 10 раз эффект от применения отдельно-раздельной эксплуатации может быть не достигнут, при организации раздельной закачки воды в пласты с соотношением проницаемости в 100 и 1000 раз темпы обводнения снижаются и эффективность вытеснения нефти возрастает.

4. Разработаны способы обработки призабойной зоны пласта: способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта, способ обработки призабойной зоны пласта с использованием осадкогелеобразующих технологий на основе полимера акрилового ряда. Предложены гелеобразующие составы на основе отходов производства цеолитов. По результатам фильтрационных исследований можно констатировать, что гелеобразующие составы обладают хорошими водоизолирующими и адгезионными свойствами, способными уменьшать проницаемость по воде больше, чем на порядок. При попадании в непромытые пропластки исследуемые композиции незначительно снижают проницаемость по нефти, что говорит об избирательности их воздействия.

5. Выявлены закономерности, указывающие на существование различных механизмов действия ПАВ - поверхностного и объемного, обусловленных адсорбцией ПАВ на внешних и внутренних границах раздела фаз. Установленный механизм комплексного характера воздействия ПАВ позволит оперативно регулировать свойства агента вытеснения изменением содержания активного вещества; усиливать моющие свойства последнего в промытой части залежи или, напротив, блокировать последнюю, увеличивая там неныотоновские аномалии вытесняемой нефти.

6. Предложены композиционные системы ПАВ в виде водной дисперсии, исследован процесс их фильтрации и установлен механизм действия на призабойную зону скважин. Определены зависимости эффективности обработки призабойной зоны водонагнетательных скважин от: объема оторочки водной дисперсии, концентрации в ней композиционной системы ПАВ, ее состава, проницаемости пористой среды, неоднородности пласта по проницаемости. Разработана технология применения композиционных систем ПАВ в виде дисперсии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Котенев, Артем Юрьевич, Уфа

1. Максимов, С.П., Киров, В.А. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.-М.: Недра, 1970.-804 с.

2. Лозин, Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана / Е. В. Лозин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994 Ч. 1, 2. 72 е., 64 с.

3. Баймухаметов, К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 304 с.

4. Хайретдинов, Н.Ш., Андреев, В.Е., Котенев, Ю.А., Федоров, K.M. и др. Геолого-технологические особенности разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного региона с применнением методов увеличения нефтеотдачи: Учеб.пособие-Уфа:Изд-во УГНТУ,2000.

5. Родионов, В.П., Блинова, О.Н. Особенности разработки карбонатных коллекторов верхнефаменского подъяруса. //Башнипинефть.-Уфа.-1984.-8с:ил.-библиогр.1назв.Рус.-Деп.во ВНИИОЭНГ 23 окт. 1984 г., №1117нг-84.

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

7. Галеев, Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Р.Г. Галеев М.: КУбК, 1997.-3 52с.

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

9. Мирзаджанзаде, А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа / А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова М.: Недра, 1977.- 228 с.

10. Муслимов, Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарстана / Р.Х. Муслимов.— Казань: Таткнигоиздат, 1985.-176 с.

11. Токарев, М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта / М.А. Токарев Уфа: Изд-во УНИ, 1983.-65 с.

12. Дементьев, А.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных // М.: Недра, 1966.

13. Мандрик, И.Э. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями / И.Э. Мандрик, А.Х. Шахвердиев, И.В. Сулейманов // Нефтяное хозяйство 2005 - № 10.

14. Anil K.Jain, Jainchang Мао, K.M. Mohiuddin Artificial Neural Networks: A Tuturial // Computer, Vol. 29, № 3, March 1996, pp. 31^4.

15. Иваненко, Б.П. Нейросетевое моделирование процессов добычи нефти / Б.П. Иваненко, С.А. Проказов, А.Н. Парфенов // Нефтяное хозяйство—2003-№ 12.

16. Байков, И.Р. Применение нейронных сетей для прогнозирования добычи углеводородного сырья / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Известия вузов. Нефть и газ.- 2005 № 3.

17. Соломатин, Г.И. Прогнозирование работы скважин с помощью искусственных нейронных сетей / Г.И. Соломатин, А.З. Захарян, Н.И Ашкарин // Нефтяное хозяйство.- 2002.- № 10.

18. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов /Р.Х. Муслимов. Р.Г.Ралшзанов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Т. Фазлыев //Нефтяное хоз-во.-1987.-№10.-с.27-32.

19. Сафонов, E.H., Алмаев, Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана.-Уфа:РИЦ АНК «Башнефть»,1997.

20. Сургучев, М. Д., Калганов В.И., Гавура A.B. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987.

21. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1986.

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

23. Сургучев, M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 182 с.

24. Андреев, В.Е., Котенев, Ю.А., Султанов, Ш.Х. и др. Применение математических методов в нефтегазопромысловой геологии: Уфа: Изд. УГНТУ, 1998.

25. Базы данных. Интеллектуальная обработка информации. / В.В. Корнеев, А.Ф. Гареев, C.B. Васютин, В.В. Райх.- М.: Нолидж, 2000.- 352 с.

26. Панфилов, П.А. Введение в нейронные сети / П.А. Панфилов // Современный трейдинг 2001- № 2 - С. 12-17.

27. Котенёв, А.Ю., Султанов, Ш.Х. Проблемы освоения и эксплуатации на естественных режимах мелких месторождений нефти // Сборник тезисов докладов 54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.- С. 24

28. Султанов, Ш.Х., Котенёв, А.Ю. Особенности разработки мелких месторождений нефти на естественных режимах // Тезисы докладов II Всероссийской научно-практической конференции.- Самара, 2003.- С. 132

29. Мачулина, С.А., Трофименко, Г.Л., Комский, Н.М. Закономерности распределения коллекторов в карбонатных отложениях // Нефт.и газ.пром-сть (Киев).-1989.-№2.-с.11-14.

30. Денк, С.О. Строение и продуктивность карбонатных трещинных коллекторов Пермской области// НТИС Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1992. Вып.7.-с.З-7.

31. Горбань, А.Н. Обобщенная аппроксимационная теорема и вычислительные возможности нейронных сетей / А.Н. Горбань // Сибирский журнал вычислительной математики.- 1998 Т. 1, № 1.- С. 1214.

32. Варламов, Д.И. Совершенствование систем воздействия на объектах нефтедобычи при помощи искусственных интеллектуальных систем / Д.И. Варламов, Ш.Х. Султанов // Технологии ТЭК,- 2006 № 6.- С. 70-75.

33. Варламов, Д.И. Решение прикладных задач с использованием искусственных интеллектуальных систем / Д.И. Варламов, Ш.Х. Султанов // Материалы VI Междунар. конф. «Химия нефти и газа», г. Томск, 2006.

34. Султанов, Ш.Х. Оптимизация системы разработки объектов на поздней стадии с помощью нейросетевого моделирования / Ш.Х. Султанов, Д.И. Варламов // Тез. докл. Всерос. науч.-практ. конф. «Большая нефть XXI века», АГНИ. г. Альметьевск, 2006.

35. Султанов, Ш.Х. Перспективы использования искусственных интеллектуальных систем для решения прикладных задач оптимизации нефтедобычи / Ш.Х. Султанов Д.И., Варламов // Сборник трудов молодых ученых и специалистов НПФ «Геофизика».- Уфа, 2006.

36. Котенёв, А.Ю. Системные решения проблем извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах // Тезисы докладов 59-й Межвузовской студенческой научной конференции.- Москва, 2005.- С. 49

37. Сатгаров, М. М., Андреев, Е. А., Ключарев, В. С., Панова, Р. К., Тимашев, Э.М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. М: Недра, 1969.-221с.

38. Анализ эффективности, разработка, промышленное внедрение осадкогелеобразующих технологий с целью снижения объемов попутно добываемой воды и увеличения нефтеотдачи на месторождениях АНК Башнефть: Отчет Башнипинефть; Рук. темы О.Г. Гафуров-Уфа.-1997.

39. Нугайбеков, А.Г. Геологические особенности нефтеизвлечения в карбонатных коллекторах. М.: Издательство академии горных наук, 1999.

40. Кудинов, В.И., Сучков, Б.М. Интенсификация текущей добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7. - С. 63-66.

41. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов /Р.Х. Муслимов. Р.Г.Ралшзанов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Т. Фазлыев //Нефтяное хоз-во.-l 987.-№10.-С.27-32.

42. Сафонов, E.H., Алмаев, Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана.-Уфа:РИЦ АНК «Башнефть»,1997.

43. Еременко, H.A., Чилингар, Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков.-М.:Наука, 1996.

44. Муслимов, Р.Х., Сулейманов, Э.И., Абдулимазитов, Р.Г. и др. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах// Нефтяное хоз-во.-1996.-№10.-с.25-28.

45. Хатмуллин, Ф.Х., Назмиев, И.М., Андреев, В.Е., Котенев, Ю.А., Загидуллина Л.Н., Султанов Ш.Х. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 1999.

46. Андреев, В.Е, Котенев, Ю.А., Нугайбеков, А.Г, Федоров, К.М, Нафиков, А.З., Блинов, С.А. Повышение эффективности и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов: Учебное пособие.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997

47. Минаев, Ю.Н. Методы и алгоритмы идентификации и прогнозирования в условиях неопределенности в нейросетевом логическом базисе / Ю.Н. Минаев, О.Ю. Филимонова, Бенамеур Лиес М.: Горячая линия-Телеком, 2003.

48. Абызбаев, И.И., Сыртланов, А.Ш., Викторов, П. Ф., Лозин, Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа.: Баш. изд. «Китап», 1994.

49. Андреев, В.Е., Котенев, Ю.А., Щербинин, В.Г., Ягафаров, Ю.Н. Султанов, Ш.Х. Геолого-промысловый анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи: Уфа: изд. УГНТУ, 1998.

50. Котенёв, А.Ю. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов комплексным физико-химическим воздействием // Всероссийская научная конференция-конкурс студентов выпускного курса.- Санкт-Петербург, 2006

51. Котенёв, А.Ю., Андреев, В.Е. Геологическое обоснование гидродинамического воздействия на остаточные запасы нефти // Сборник тезисов докладов 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007.- С. 266

52. Хусаинов, В.М., Гумаров, Н.Ф., Хаминов, Н.И. Регулирование процесса нефтеизвлечения многопластовых неоднородных объектов на поздней стадии разработки: Уфа: Изд. УГНТУ, 1999.

53. Котенев, А.Ю. Обоснование технологии извлечения нефти в различных геологических условиях.// Сборник материалов научногосеминара стипендиатов программы «Михаил Ломоносов» 2007/08 года.: МоскваД8-19апреля 2008.-С.91-93.

54. Котенёв, А.Ю. Геологические факторы и технологии, определяющие эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов // Материалы научно-практической конференции 22 мая 2007 г.- Уфа, 2007.-С. 221-222.

55. Котенев, А.Ю. Особенности циклического заводнения на залежах нефти с неоднородным типом коллектора.// Официальный сборник тезисов VIII конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 26-29 мая 2009.-С.55-56.

56. Решение о выдаче патента на изобретение. Заявка № 2009106338/03(008535) от 03.03.2011. Способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта / Андреев В.Е., Пташко O.A. Котенёв А.Ю. и др.

57. Котенев, А.Ю. Залежи нефти в неоднородных коллекторах -комплексный подход к обоснованию систем и технологий воздействия // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2011. N3. 18 с. URL:http://www.ogbus.ru/authors/KotenevAYu/ KotenevAYu3 .pdf

58. Шарбатова, И.Н., Сургучев, M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты.-М.: Недра, 1988.-121с.

59. Хайретдинов, Н.Ш. и др. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции:Учеб.пособие-Уфа:Изд-во УГНТУ, 2000

60. Айлер, Р. Химия кремнезема. Ч. 1 / Пер. с анг.- М.: Мир, 1982.416 с.

61. Айлер, Р. Химия кремнезема. Ч. 2 / Пер. с анг.- М.: Мир, 1982.712 с.

62. Фролов, Ю.Г., Шабанова, Н.А., Лескин, В.В., Павлов, А.И. Получение устойчивых кремнезолей // Коллоид, журн.- 1976.Т. 38, № 6.- С. 1205-1207.

63. Фролов, Ю.Г. Теоретические основы синтеза гидрозолей кремнезема // Тр. Московского химикотехнологического ин-та им. Д. И. Менделеева.- 1979.-№ 107. С. 3-20.

64. Швецов, И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара: Российское Представительство Акционерной Компании «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн», 2000. - 336 с.

65. De Groot, М.Пат. США №1823439, 1929.

66. De Groot, М.Пат. США №1823440, 1930.

67. Foster, W.R. // J.Pet.Techn.-1973.-V.25.-P.205.