Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Интенсификация выработки остаточных запасов нефти заводнением с зон пониженной фильтруемости

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация выработки остаточных запасов нефти заводнением с зон пониженной фильтруемости"

На правах рукописи

УДК 622 276 1/4

Салатов Дамир Камбирович

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ЗАВОДНЕНИЕМ С ЗОН ПОНИЖЕННОЙ ФИЛЬТРУЕМОСТИ

Специальность 25.00.17 Разработка в эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2007 г.

003065374

Работа выполнена в ООО Научно-производственном объединении "Нефгегазтехнология" (г. Уфа, Башкортостан)

Научный руководитель: - доктор технических наук

Гильманова Расима Хамбаловна

Официальные охшоненты. - доктор технических наук, профессор

Нутаев Раис Янфурович

- доктор технических наук Голубев Михаил Викторович

Ведущая организация ООО НПФ «Востокнефтегазтехнология»

Защита состоится 4 октября 2007 г. в 10ш часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ТУП "ИПТЭР"), по адресу 450055, г. Уфа, лр. Октября, д 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ТУП "ИПТЭР")

Автореферат разослан 30 августа 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета О^ЯЯ,—-

кандидат технических наук Худякова Л П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Интенсивная выработка основных месторождений России (Ромашкинское, Самотлорское, Мамонтовское, Арланское, Якушкинское и другие) путем активного заводнения нефтяных пластов характеризующейся послойной и зональной неоднородностью привело к расчленению разрабатываемых месторождений на отдельные участки, линзы и зоны низкой фильтруемости с повышенными остаточными запасами. Этому способствовали характерные для перечисленных месторождений высокая расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, их прерывистость и неоднородность, которые явились основной причиной неравномерной выработки запасов нефти в преобладающей степени в карбонатных коллекторах Снижение эффективности заводнения и технологии разработки вызваны повышенной фильтруемостью нефтевытесняемого агента в основном по высокопроницаемым коллекторам, а низкопроницаемые коллектора с высокими объемами остаточных запасов вырабатывались низкими темпами в силу возникающих высоких удельных сопротивлений в зонах активного заводнения Решаемые на данном этапе эта проблема путем регулирования системой заводнения также недостаточно эффективна, так как имеющиеся методы исследований и определения зон повышенной фильтруемости характеризуются в основном фиксированием объемов отбираемой жидкости с добывающих скважин и оценкой текущих остаточных извлекаемых запасов приходящихся на единичную скважину и отдельные участки Поэтому одним из вариантов оптимизации системы заводнения для подключения ранее не вырабатываемых запасов может служить метод определения преимущественного направления фильтрационного потока направленного противоположно вектору повышенной фильтруемости закачиваемой воды

Цель работы. Определение нефтенасыщенных участков пониженной активности заводнения путем выявления зон слабой фильтруемости по совместному взаимодействию коэффициентов проводимости пласта, влияния и взаимовлияния скважин и направления фильтрационных потоков

Основные задачи исследований. 1. Анализ состояния изученности проблемы по опубликованным источникам.

2 Выбор объекта исследования и его геолого-промысловая характеристика

3 Разработка методика определения главных линий тока повышенной фялыруемости в ячейке нагнетательной скважины с окружающими добывающими

4 Разработка методики интенсификации выработки запасов нефти в зонах повышенных статочных нефтенасыщенных толщин коллектора слабой дренируемостн.

5 Апробация полученных результатов ш рекомендаций в промысловых условиях

Методы решетш поставленных задач. Решение яоегшзденных задач базируется на анализе опубликованных работ, состояния разработки объекта исследования, обобщения результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации, математического моделирования эффективности нефтевыгеенения за счет регулирования системы заводнения и обобщения результатов промышленных испытаний рекомендаций автора

Научная новизна.

1 Путем статистической обработки совместного взаимодействия коэффициентов проводимости пласта, влияния и взаимовлияния скважин, направления фильтрационного потока в ячейке, имеющих гадродинамическую связь между скважинами определена главная линия тока преимущественной фидьтруемости

2 Разработана методика выбора и определения точки нагнетания в зоне пониженной фильтр>емостн расположенной на продолжении главной линии тока.

3 Определены критические расстояния удаления и углы смещения новой точки от ранее имеющейся

4. Предложены новые критерии по изменению режимов отбора в добывающих скважинах с учетом новой точки нагнетания в ячейке Основные защищаемые положения.

1 Методика определения главной линии тока нагнетаемой воды преимущественной фильтруемости

2 Методика выбора и определения места новой точки нагнетания в зоне пониженной фильтруемости и повышенных остаточных запасов нефти

3 Критерии выбора оптимальных расстояний удаления а утлов смещения новой точки нагнетания воды от ранее имеющейся

Практическая ценность и реализация работы. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-техническзх мероприятий на Михайловско-Коханском. Якушкинском и Оболшнском месторождениях ОАО «Самзранефгегаз» и на Алексеевской

месторождении ЗАО «Алойл» (г. Бавлы) с экономическим эффектом 1.6 млн руб

Апробация работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г Уфа, 2003-2007 гг), на Научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г. Самара, 2005-2007 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г Москва, 2006 г.), на ЦКР (г Москва, 2006 г.), на ГКЗ (г Москва, 2007 г.)

Публикации результатов и личный вклад автора По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе в изданиях включенных в перечень ВАК РФ 11, одна из которых опубликована самостоятельно В рассматриваемых исследованиях и их результатах автору принадлежит постановка задач, их решение и анализ полученных результатов

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 93 наименований Работа изложена на 112 страницах, в том числе содержит 6 таблиц и 51 рисунок.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д т н Гильмановой Р X, научным консультантам д т.н, проф Хисамутдинову Н И, д т н Владимирову И В

Краткое содержание работы.

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

В первой главе рассмотрено состояние изученности исследуемой проблемы. Показано, что необходимость в рациональных и изученных с различных сторон методах регулирования воздействия на пласт, в том числе и заводнения, многократно публиковались в работах известных ученых В Е Андреева, Г Г Вахитова, Э.М Халимова, С. А Жданова, Б Т. Баишева, НН Непримерова, МЛ Сургучева, И.Т. Миценко, О.Л Кузнецова, А.Т Горбунова, Р.Х. Муслимова, ГЗ. Ибрагимова, ЮА Котенева, МА Токарева, НШ Хайрединова и многих других

Отмечается, что одной из основных задач поздней стадии разработки месторождений, является проблема ввода в активную разработку слабопроницаемых коллекторов Главными факторами, являющимися причиной низких темпов выработки запасов слабопроницаемых коллекторов является высокая расчлененность пластов, совместная эксплуатация высоко- и низкопроницаемых пластов, низкая плотность сетки скважин, сложность освоения системы нагнетания, низкое качество подготовки воды, недостаточная

изученность состава и петрофизических свойств пород слабопроницаемых коллекторов

Отмечены результаты экспериментальных исследований, проведенных Сургучевым М Л , Желтовым Ю В , Сишшным Э М., Хавкиным А Я, Немченко ТА, Никшденко АД., Крейгом ФФ и другими позволяющие раскрыть механизм заводнения пористых сред и наметить пути увеличения нефтеотдачи пластов

Установлено, что на эффективность разработки и динамику оптимальной выработки запасов преобладающее влияние оказывают геологические факторы, такие как расчлененность, весчанистосгь, неоднородность эксплуатационного объекта, структура запасов и продуктивность пластов, а также физико-химические свойства пластовых флюидов.

Отмечено, что активное заводнение требует оперативных методов его регулирования, так как преждевременное обводнение продуктивных пластов в большинстве случаев связанно с прорывом воды по высокопронацаемым коллекторам с образованием зон повышенной фильтруемости

Показано, что для вовлечения в активную разработку текущих остаточных тру дно извлекаемых запасов нефти и повышения эффективности заводнения необходимо более глубокое изучение механизма процесса вытеснения нефти водой, а также достоверное определение направления фильтрационных потоков и степени взаимодействия между скважинами

На основе проведенного анализа состояния изученности проблемы определена цель работы и задача исследований изучаемой проблемы.

Во второй главе изложены методические основы прогнозирования динамики процесса обводнения добываюпшх скважин на основе промысловой геолош-технологической информации о строении эксплуатируемых объектов и режимов работы скважин

Для исследования динамики фактических показателей эксплуатации скважин выделено пять основных источников обводнения

* пластовая или реликтовая вода при пониженных значениях начальной нефтенасыщенности коллекторов;

* подошвенная вода, подтягиваемая к забоям скважин в виде конусов обводнения или прорывающаяся по различным каналам в низкопронидаемых и даже глинистах пропласгках.

закояонные перетоки,

• законтурная вода (при хорошей гидродинамической связи законтурных вод с призабойной зоной скважин);

• вода, закачиваемая в нагнетательные скважины

Для описания процесса обводнения скважин по 4 месторождениям и 5 площадям Ромашкинского месторождения была выбрана зависимость водожидкостного фактора (ВЖФ, %) от отбора начальных извлекаемых запасов нефти (ОНИЗ, %), позволяющая сравнивать скважины с различной историей эксплуатации

Проделанный анализ динамики выработки запасов нефти и обводнения скважинной продукции позволил выделить типовые элементы в зависимости изменения ВЖФ от отбора от начальных извлекаемых запасов Так для скважин, эксплуатирующих ВНЗ, выделено три основных типа кривых зависимости ВЖФ от ОНИЗ (рисунок 1).

На рисунке 1 цифрами обозначены следующие зоны (временные интервалы)

1 - влияние фильтрата жидкостей бурения и освоения,

2 - отсутствие влияния подошвенной воды,

3 - подход законтурной или закачиваемой воды;

4 - подтягивание водного конуса,

5 - результаты воздействия ВИР или осуществление отбора воды из слабых по мощности водоносных горизонтов

1 СВЕ.МС • 1 -Шгас

Рисунок 1 - Типы процесса обводнения скважин с учетом преобладающего влияния различных источников обводнения

Пределы изменения выбранных зависимостей довольно широки и зависят от извлекаемых запасов нефти по скважине, геологических особенностей строения пласта, его филмрационно-ёмкостных свойств, технологии вскрытия, интенсивности отборов, близости контура ЧНЗ и ВНЗ, степени интерференции между скважинами

1 тип (рисунок 1а) Данный характер кривой, в большинстве рассмотренных случаев, присущ скважинам с большими извлекаемыми запасами и отсутствием или хорошей изоляцией подошвенных вод С другой стороны, такое поведение может также объясняться запаздыванием подхода подошвенных вод при отсутствии т н высокопроницаемых «окон» в непосредственной близости от скважин

2 тип (рисунок 16) Данное поведение кривой характерно для скважин, вскрывших водоплавающие участки пласта, добыча по которым сопровождается конусообразованием, с последующей стабилизацией этого процесса, обусловленной уравновешиванием гидродинамических полей давлений

3 тип (рисунок 1в). Данный тип отличен от скважин 2 типа тем, что гидропроводность водонасыщенного коллектора в них в несколько раз меньше нефгенасыщенноге Со временем происходит уменьшение влияния подошвенных вод, за счет отбора активной дола воды в области ПЗП (призабойная зона пласта) Вторым объяснением такого поведения ВЖФ может служить также успешное проведение ВИР на скважине.

Предложенная типизация была взята за основу для прогнозирования характера процесса обводнения скважин на начальном этапе разработки для любого объекта

Поведение начального участка кривой ВЖФ от ОНИЗ было описано гармонической функцией вида, у=0,5(со8<я(х3 - 1»), где у -ВЖФ. ах-ОНИЗ, соответственно Динамический процесс описан трем параметрами - крутизной нарастания кривой (а), амплитудой (значение ВЖФ в первой точке максимума), положение максимума (соответствующий максимуму ВЖФ отбор от начальных извлекаемых запасов нефти) (рисунок 2)

Для каждой скважины был вычислен показатель функции «а» и определено среднее квадратичное отклонение Зафиксированы значения ОНИЗ и ВЖФ в конце начального периода работы скважины (пиковые значения)

от начальных извлекаемых запасов нефти

Рисунок 2 Модельная кривая.

описывающая зависимость

водожадкостного фактора от отбора

О О1

С ? 04 С 5

с,б о,"

0/' /\ ДОЛИ. Г'Л-

Анализ результатов исследования по геолого-техническим показателям объекта методом статистического моделирования показал.

1. Чем больше нефтенасышенная толщина пласта, его первоначальная нефтенасыщенность, толщина непроницаемого раздела, тем позже наступает так называемый «первый пик обводнения». И напротив, чем больше проницаемость иефтенасыщенной толщины и начальная обводненность, а так же проницаемость водоносного горизонта, тем он наступает раньше (при более низких ОНИЗ)

2 Чем больше толщина непроницаемого раздела и начальные извлекаемые запасы нефти, тем меньше абсолютное значение ВЖФ в точке перегиба первого пика обводнения И напротив, чем больше начальная обводненность и темпы отбора скважинной жидкости, тем, больше абсолютное значение этого показателя (ВЖФ).

3 Чем больше первоначальная нефтенасыщенность нефтеносных пропластков, толщина непроницаемого раздела, тем кривая ВЖФ = Я(ОНИЗ) сильнее прижимается к оси абсцисс, а, следовательно, скачек обводнения более оттянут по «времени». И напротив, чем больше соотношение проницаемостей нефтенасыщенной и водонасьпценной толщин, а так же начальная обводненность и темпы отбора запасов нефти, тем данная кривая более выпуклая, что говорит о быстром наборе больших значений обводненности

Описаны методики оценки динамики обводнения и её регулирования в залежах нефти с ВНЗ

С использованием зависимости ВЖФ от ОНИЗ были построены 4713 кривых распределения плотности числа скважино-состояний по параметрам разработки Для визуализации данной зависимости в графическом виде, на него была наложена сетка с шагом 1 % для ОНИЗ и 1 % для ВЖФ Так как для каждой исследуемой кривой элементарному интервалу значений ВЖФ и ОНИЗ (ячейке сетки) соответствует некоторое состояние скважины характеризующее её скважино-состояние Подсчитав построенное количество скважино-состояний прошедших через каждую из 10000 ячеек - построили их распределение. Так как все скважины находятся на различных стадиях выработки, то их количество с ростом ОНИЗ постепенно уменьшается С целью устранения этого свойства распределения, абсолютное значение числа скважино-состояний заменено удельным, то есть, отнесено к сумме всех скважино-состояний с данным значением ОНИЗ (рисунок 3)

Таким образам, по предложенному способу представления информации, показано влияние величины экранирующей прослойки на интенсивность обводнения скважин, который является дополнением к статистическому моделированию Метод позволяет наглядно продемонстрировать закономерности изменения анализируемых

параметров и отобразить массовое поведение скважин, а, следовательно, сделать правидьньш выбор направления предстоящего статистического анализа и выбора оптимальной технологии ограничения водопритока. Разработанные нами технологии ограничения отбора воды по Патентам № 2299977 н № 2299979 направлены на решение задачи ограничения отбора воды в залежах с ВНЗ,

Рисунок 3 - Распределение плотности числа скважино-состояний по параметрам разработки - вадожидкостному фактору и отбора от начальных извлекаемых запасов нефти. Градацией цвета показано изменение плотности числа скважчно-состояний по параметрам

разработки,

В третьей главе приведены выбор и характеристика объекта лля углубления дальнейших исследований причин обводнения нефтяной залежи на примере Якушкннекого месторождения.

Так анализ данных коэффициенты вытеснения нефти водой в раз.шчкые периоды разработки пласта А4 показал (рисунок 4). что экспериментальные точки достаток о сильно разбросаны, но. в основном, располагаются в «коридоре», образованном линиями обобщенных зависимостей для башкирских отложений, предложенных

Б.Ф Борисовым с сотрудниками («Гнпровостокнефть» - верхняя граница), и В Л. Коцюбинским с сотрудниками ("ТатНИПИнефгь" -нижняя граница диапазона), и трех опытов проведенных с участием автора Зависимость, построенная по данным Б И Тудьбовича («ПермНИПИнефть»), занимает промежуточное положение Разброс значений коэффициентов вытеснения по пласту А4 башкирского яруса связан с разнообразием пород-коллекторов, слагающих этот пласт Согласно чему в нем выделяются три различных типа пород, два из которых относятся к известнякам, а один - к доломитам С другой стороны кривые вытеснения, полученные в разные периоды разработки объясняют причины и характер обводнения пласта А4

Углубление исследований по изменению температурных режимов продуктивных горизонтов показал, что наибольшее охлаждение разрабатываемого объекта А4 совпадает с участками наибольшей выработки запасов (рисунок 5), разделенных на 6 укрупненных зон.

А4

0 75 т-.---

Проницаемость, мкмг

Рисунок 4 - Зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости для керна пласта А4 Якушкинского месторождения

Рисунок 5 - Карта текущих пластовых температур

Интенсивное охлаждение зоб пласта А4 привело к ре зко я у изменению вязкости нефти. Так сопоставление значения вязкости от температуры Якушкинского место роме кем (пласт А4) и аналогичных месторождений Самарской области показывает, что интенсивкость снижения динамической вязкости хтя рассматриваемого объекта выше, чем для Михайловской и Дмитриевской угленосной свиты.

На основании подробного анализа состояния разработки пласта А4 по укрупненным показателям, таким как фильтрадионно-емкоствые свойства, распределение пластовьк и забойных давлений, по температурным полям, по состоянию выработки запасов, объект был разделен на шесть участков, в которых осиозниш сопоставляемые показатели характеризовали состояние интенсивности заводнения.

в

эффективности выработки извлекаемых запасов и направление зон повышенной и пониженной фильтруемости

Рисунок 6 - Проведение аналогии изменения вязкости нефти от температуры по месторождениям Самарской области для условий Якутшшнского месторождения

В четвертой главе описаны научно-методические основы повышения эффективности выработки остаточных запасов нефти регулированием фильтрационных потоков по зонам фильтруемости и результатам внедрения рекомендаций в промысловых условиях на объекте А4

Отмечено, что эффективность вытеснения нефти водой определяется не только численными значениями проницаемости в порах и трещинах, но и скоростью фильтрационного потока, который создается на линии нагнетания воды и определяет общее удельное сопротивление фильтрационного потока На фронте высокой фильтруемости, вытеснение нефти происходит с большим опережением и по мере дальнейшего отмыва остаточной нефти из пор и трещин, создаются зоны пониженной фильтруемости и участки повышенной нефтенасыщенности, направленные в противоположную сторону от главной линии тока

Указано, что направления преимущественной фильтрации при заводнении выполняется различными методами, например по изменению градиента скорости изменения обводнения скважин в ячейке с нагнетательной скважиной или по коэффициенту влияния и

взаимовлияния между скважинами (Р.Р Ахмитзянов, ФЛ Абдрахманов) Если нагнетательная скважина, помещенная в середине ячейки с окружающими добывающими подвергается возмущению, то при периодических остановках на ремонт или специально для проведения исследований в паре «нагнетательная-добывающая», одна из которых является возмущающей, а другая реагирующей, то в начале (Рзаб < Рпл) они будут иметь дебиты скважин не равные нулю Причем каждая скважина имеет забойные давления, отличающиеся индивидуальными значениями Тогда при изменении забойного давления на одной из скважин (скачек давления) при наличии гидродинамической связи между скважинами получим некоторые новые дебиты и значения забойных давлений Тогда отнесенные к значению скачка давления на первой скважине в ячейке эти приращения дебита и будут характеризоваться как коэффициенты влияния и взаимовлияния.

1 = 1,2 ..«

(1)

где и - количество скважин в ячейке

Меняя в качестве возмущающей скважины поочередно в ячейке скважины, находим коэффициенты влияния и взаимовлияния Таким образом, рассчитанные значения т для скважин составляют матрицу коэффициентов влияния и взаимовлияния

т,

т.

т =

21

т т

12

т,

1я

22

т

2 п

т

п\

т

п2

да

(2)

Коэффициенты первой строки матрицы формируются при возмущении в скважине 1, второй в скважине 2 и так после добавления по количеству рассматриваемых скважин Тогда коэффициенты, расположенные в главной диагонали матрицы назовём коэффициентами влияния. Если, например, в пласте действует единичная скважина, то значение т будет совпадать с коэффициентом продуктивности Остальные коэффициенты будут характеризовать взаимовлияние скважин Когда анализируется только два параметра (расход и давление), коэффициент влияния и взаимовлияния имеет размерность м3/сут./10"3 МПа Учитывая, что суммарный дебит в ячейке равен

& к = 1,2..п,тсАРк=Рпл-Рн (3)

7=1

Прини

>

йп = »-Г Щ + •тт • Щ + •■ ■ + тш • АР,

При известных коэффициентах влияния по выражению (3) можно определить дебеты скважин при любых новых значениях забойного и пластового давлений

А по значениям т имеющим наибольшее значение будет характеризовать скважину с шлем наибольшей дренируемое™ или преимущественным направлением фильтрации относительно окружающих скважин.

Однако, этот метод определения ш достаточно трудоемок, так как требует достаточно большое количество экспериментов по возмущению и фиксации реагирующих скважин Более правильно использовать метода обработки статистических данных об эксплуатации скважин в ячейке путем применения математической статистики при известных измерениях дебита и перепадов забойных и пластовых давлений по истории разработки

Например, в процесс эксплуатации залежи по истории разработки фиксировались данные по дебихам и замерялись пластовые и забойные давления Тогда для каждой скважины справедливо выражение (3) Подставив данные промысловых измерений, получим систему уравнений для каждой скважины*

В системе уравнений (5) неизвестными являются коэффициенты влияния и взаимовлияния, значения которых являются их решением Но при этом должно выполняться условие, чтобы число интервалов времени было таким, чтобы система была определенной. При небольшом количестве скважин таких интервалов может быть больше, чем неизвестных В этом случае система уравнений (5) переходят в неопределенность Часто промысловые исследования имеют значительный разброс, что на практике является обычным явлением, поэтому при определении т разность между полученными по наблюдениям и вычисленными значениями достаточно большая И тогда система уравнений (5) переходит в категорию несовместимой В таких случаях лучше применять для определения искомых параметров

п, к = 1,2 с (5)

метод наименьших квадратов, чтобы искомые эмпирические зависимости наилучшим образом согласовывались с результатами наблюдений Он заключается в том, что находят значения неизвестных, при которых сумма квадратов разностей между правыми и левыми частями системы уравнений (5) была бы минимальной (8) Из наличия минимума величины Б, следует, что т1Ь . тш удовлетворяют системе линейных уравнений.

^- = 0,^ = 0 ... «5- = 0 ,6,

дтл ота дтя

Решая эту систему, называемую нормальной, найдём неизвестные т,1, т^. ют

Замеров меньше, чем неизвестных, система (5) получается неопределенной н коэффициенты тш можно получить методом наименьших квадратов

Однако, описанные приемы и методы определения направлений повышенной фильтруемости только по коэффициентам влияния и взаимовлияния является недостаточно достоверной, так как здесь не учитывается в явном виде геолого-физическая характеристика пластов (степень результирующей неоднородности по проницаемости коллекторов, межскважинная проводимость и другие параметры)

Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе разработки залежи, включающем оптимизацию режимов работы скважин, направлений воздействия и полей давлений, предлагается использовать комплексный параметр оценки направления активности существующих скважин. Комплексный параметр представляет собой векторную сумму приведенных к безразмерному виду (делением на собственное математическое ожидание) составных параметров, таких, как коэффициента парной корреляции определенный по методу Спирмэна, коэффициента результирующей неоднородности проницаемости пласта, межскважинной проводимости и градиентов давления.

В качестве регулирующих параметров, входящих в состав комплексного были выбраны величины характеризующие поведение скважин за историю разработки (коэффициент парной корреляции определенный по методу Спирмэна), данные геофизических исследований скважин (значения проницаемости и эффективной толщины пласта по ГИС), величина, характеризующая особенности строения залежи (коэффициента результирующей неоднородности проницаемости пласта) и текущее преимущественное направление фильтрации флюцдов (градиенты пластового давления в межскважинном пространстве)

Определение межскважинной проводимости. Для оценки гидродинамической связи между скважинами использовали данные, полученные по ГНС, проницаемость, эффективная нефтенасыщенная

толщина и вязкость нефти в пластовых условиях как (J. = ц{Ь,if Отметим, что различие определений межскважинной проводимости автора состоит в том, что мере заводнения пластов, определяется динамика обводнения изучаемого объекта и строятся карты температурных полей в соответствии с которыми (рисунок 6) для каждой скважины пересчитываете» с учетом обводненности и температуры пласта динамическая вязкость нефти. Введенный новый методический прием для оценки межскважинной проводимости во времени да истории разработки по мере обводнения объекта будет характеризовать и динамику изменения фильтрационных характеристик пласта

(JL (jc h Л JL\ k.h

rr \kh\ lW

£ t _ v

К ft J м

j j

"> J)

V М 2

где к - проницаемость пласта, мкм2, Ь - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м, Ь - обводненность продукции в единичной скважине. I - температура в призабойной зоне рассматриваемой скважины. Т - время эксплуатации скважины.

Полученный показатель Е1} будет - межскважинной проводимостью

Определение градиентов давления в межстажннтм пространстве выполняется путем построения карт направлений фильтрационных потоков на основе карт изобар за 1985, 1995 и 2006 года (рисунки 7). Как видно из рисунков происходит выделение границ и дифференциация залежи на отдельные блоки-участки Границы участков, определенные «загущением» линий тока являются областями встречи нескольких направлений фильтрации, здесь происходит взаимное гашение и формирование застойных зон в областях активной разработки залежи

За градиент пластового давления, в условиях данной задачи, принимается перепад пластового давления между парой сравниваемых скважин деленный на геометрическое расстояние между ними

(рщ + РПЛ ) ОгайРтц =---—, (8)

где Рпл - значение пластового давления в районе скважины, -расстояние между скважинами

Определение комплексного параметра регулирования заводнения выполняется в следующей последовательности Выбирается произвольная нагнетательная скважина в области, характеризующейся наличием остаточных запасов и не осложненной тектоническим нарушением Затем, по направлениям вдоль линий триангуляции от узловой - выбранной нами скважины откладываем вектора, длина которых определяется безразмерным значением 1-го параметра в произвольном масштабе (рисунок 8) Далее по правилу сложения векторных величин производится суммирование (Хо=Х1+Х2; Уо=У1+У2)

: !„'-ГЛЗ гпп} ~ 1! а I [ »

} (клад = 1 23 ) ! -041 |

; | (ул.г п -ой ;

Рисунок 8 - Схема сложения векторных величин 1-го параметра

Таким же образом, сохраняя выбранный масштаб, производится суммирование векторов остальных параметров В результате выполненных построений с векторами получаем эпюру, содержащую четыре вектора (рисунок 9) Для определения направления наиболее активной фильтруемости необходимо воспользоваться обратными величинами коэффициентов вариации результирующей

неоднородности по проницаемости и градиента давления (пунктирные линии на рисунке 9)

Полученные четыре вектора по четырем независимым параметрам в безразмерном виде в едином масштабе, суммируются Результирующий вектор обозначит направление наиболее активной фильтруемости

Смещая точку нагнетания в сторону противоположную направлению активной фильтруемости, в зоне повышенных остаточных запасов определяется новая точка нагнетания воды

Опыты на модели показали, что при удалении от места первоначальной закачки на 100-200 метров ощутимого эффекта по уменьшению процента обводненности по группе скважин не получено

<

а) 1985 г.

б) 1995 г.

в) 2006 г.

Рисунок 7 - Карты направлений фильтрационных потоков Фрагмент залежи А4 1985. 1995 и 2006 голах

Резульп/ вектор

Рисунок 9 - Схема получения результирующего вектора по четырём составным параметрам

Двигаясь далее по выбранному направлению, в результате появления дополнительного сопротивления на пути закачиваемых вод (в виде продольной толщи самого пласта) происходит снижение обводненности продукции добывающих скважин окружающей группы, хотя для поддержания уровней добычи жидкости на прежней отметке приходится увеличивать объемы закачки по смещаемой скважине. Однако, при удалении более 600 метров эффективность воздействия нагнетательной скважины снижается, а при смещении 800-1000 метров воздействие закачкой фиксируется слабо

Было выявлено, что, меняя угол отклонения смещаемой скважины от главной оси менее чем на 30 градусов, эффективность заводнения падает лишь на 8-15 %, при больших углах (до 60 градусов) - на 40-70 % Углы более 60 градусов сводят эффективность смещения заводнения практически к нулю, так как скважины по другую сторону от главной оси теряют активный гидродинамический контакт с очагом заводнения

В результате эксперимента была получена область оптимального переноса очага заводнения (рисунок 10, эпюра 3), зная ее в условиях реального объекта, можно смещать точку закачки переводом добывающей скважины, попавшей в область, под нагнетание «Старую» же нагнетательную скважину, по ориентировочным расчетам, необходимо будет перевести в добывающий фонд с минимальным дебитом по жидкости, прогнозно, через 3-4 месяца после окончания излива и просажввания конуса воды, скважина должна выйти на режим с 1-2 тоннами по нефти

Рисунок 10 - Определение области оптимального переноса очага заводнения

Оценка технологической и экономической эффективности результатов применения метода по работе групп скважин представлена

в таблице 1

_ ___Таблица!

Старая нагнетательная скважина 1 1 Новая нагнетательная скважина 1 Добывающие скважины 1 1 в | г Приращение извлекаемых запасов, тыс т л § § а 1 1 1 8 1 Экономический эффект, | млнруб

1325 1324 457,458,10,132,134 100 52 1 85 0 32

1202 1013 160,203,201,159 170 73 2 12 046

431 144 427,143,429,430,12,432,145 20 78 3 10 0 58

445 448 449,444,253,446,450 200 83 1 78 0 24

Итого 490 286 8 85 16

Основные выводы и рекомендации

1. Изучение н анализ причин низкой эффективности выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов показал, что основными влияющими факторами явились неравномерное обводнение пласта А4 за счет изменения в зонах повышенной фильтруемости вязкости нефти в охлажденных высокопроницаемых зонах н неоднородность коллекторов

2 Путем численного исследования и по построенным картам обводнения пластов с водонефтяными зонами и температурных полей выявлены участки повышенной и пониженной фильтруемости

3 Разработана методика определения главных линий тока повышенной фильтруемости в ячейке нагнетательной скважины с окружающими добывающими и предложена методика интенсификации выработки запасов нефти в зонах повышенных остаточных нефтенасыщенных толщин коллектора слабой дренируемости

4 Определены критические расстояния удаления новой точки нагнетания от ранее имеющейся с коэффициентом влияния и взаимовлияния скважин по Спирмэну более 0 6 от 300 до 800 м и углом смещения новой точки до 30° от главной линии тока

5 Предложены новые критерии по изменению режимов отбора в добывающих скважинах с учетом новой точки нагнетания в ячейке.

6. Проведено геолого-гидродинамическое моделирование экспериментального участка, с целью определения технологического и экономического эффекта.

7. Результаты диссертационной работы и разработанные рекомендации могут быть использованы при разработке а внедрении геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья, без ограничения по типу коллекторов, глубины залегания и свойств пластовых флюидов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов ИГ., Буторин О.О., Сагитов Д.К Анализ показателей эксплуатации скважин по Восточно-Сулеевской и Чишминской площадям, выведенных из эксплуатации на нефть. - М.' ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело",- 2003.- № 12., С. 63-68.

2. Вафин Р.В., Заринов М.С., Алексеев ДЛ., Буторин О И Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласт - М. ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2004 - № 6, С 32-38.

3. Вафин Р.В, Заринов М.С., Гимаев ИМ, Алексеев Д.Л, Буторин О.И, Сагитов Д.К. Стимуляция добычи нефти обработкой призабойных зон добывающих скважин Алексеевского местороэвдения (кизеловский горизонт). - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтегдюмысловое дело".-2004.7., С.16-20

4. Насибуллин М.Г, Зарипов Р .Р., Круглое М.П., Буторин О.И, Сагитов Д К. Оценка текущего состояния разработки и формирование ГШ Тавельского нефтяного месторождения. - М. ВНИИОЭНГ, НТЖ " Нефтепромысловое дело" -2004.-№8., С. 10-15.

5. Зарипов Р Р., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Алексеев Д.Л, Буторин О.И., Сагитов Д.К. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском месторождении - М -ВНИИОЭНГ, НТЖ " Нефтепромысловое дело" - 2004,- № 9, С 51-54

6. Ахметшин Р.А., Салихов ММ, Газизов ИГ., Сагитов Д.К, Алексеев Д.Л., Буторин О.И Анализ показателей эксплуатации новых добывающих скважин в НГДУ «Джалильнефгь». - М.. ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело",- 2005.- № 8., С 45-49

7. Ахметшин Р.А., Ишмурзин Р.Р., Алексеев Д.Л., Сагнгов Д.К Анализ эффективности работы фонда скважин НГДУ «Джалильнефгь», оборудованных ШГНУ. - М: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005.-Кв 8., С. 54-59.

8. Нафиков ИМ., Исмагилов И.Ф., Сатаров ИН, Сагитов Д К. Коррозионная эффективность добываемой продукции скважин и методы

ее предупреждения. - М.- ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело",- 2005,-№ 8., С. 65-68.

9. Тазиев ММ, Сагитов Д.К. Методические основы прогнозирования динамики процесса обводнения добывающих скважин на основе промысловой геолого-технической информации о строении эксплуатируемых объектов и режимах работы скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005,-№ 12, С. 25-29

10. Сагитов Д.К Накопление «визуального опыта» с целью дальнейшего прогнозирования поведения процесса обводнения скважин на основе статистического моделирования. - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005.-№ 12., С. 30-35

И. Обиход А.П., Палухин С.П., Пакшаев А.А., Сагитов Д.К, Поливанов С.А. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения. - М. ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2007 - № 8, С. 37-40.

12. Тазиев М.М., Казакова Т Г, Сагитов Д.К Проблемы и методы разработки водонефтяных зон. Тезис доклада VI Конгресса нефтепромышленников России. Научно-практическая конференция "Проблемы освоения трудноизвлекаемых углеводородов", Уфа

13. Патент 2299979. РФ. МПК. С1, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / РВ. Вафин, М С Зарипов, ИМ. Гимаев, Д.К. Сагитов, О.И. Буторин, ИВ. Владимиров, Д.Л Алексеев, ГН. Пияков/.-М.:Бюл.Открытия.Изобретения-2007- №15

14. Патент 2299977. РФ МПК С1, Е 21 В 43/16 Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, М.М Тазиев, Д.К Сагитов, Д Л. Алексеев, О И Буторин /- М: Бюл. Открытия. Изобретения-2007-№15.

Соискатель Д.К. Сагитов

Лицензия №223 от 03 08 2000 г 4 Подписано к печати 27.08 2007 г. Формат 60x84/16. Бумага типографская № 1 Компьютерный набор. Печать офсетная. Уел -печ^л. 1.36 Тираж 100 экз Заказ № Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г Уфа, ул 8-е марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сагитов, Дамир Камбирович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ АКТУАЛЬНОСТИ ВОПРОСА РАЦИОНАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДИНАМИКИ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ О СТРОЕНИИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ И РЕЖИМАХ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ

2.1. Общие положения

2.2. Формирование статистической модели

2.3. Оценка динамики обводнения и его регулирования в залежах нефти с ВНЗ

3. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1 Общие сведения об объекте исследования

3.2 Стратиграфия

3.3. Геологические особенности разрабатываемого объекта пласта А4 башкирского яруса

3.4. Свойства и состав нефти и газа пласта А

3.5 Структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

3.6 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

3.7 Динамика пластового давления по объекту

3.8. Текущее пластовое и забойное давление по скважинам действующего добывающего фонда

3.9. Температура продуктивных горизонтов

4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ РЕГУЛИРОВАНИЕМ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ

4.1. Теоретические предпосылки к обоснованию взаимодействия скважин в схемах заводнения

4.2. Основные положения предлагаемого метода регулирования заводнения пласта

4.3 Предварительная работа с объектом применения метода регулирования заводнения

4.4. Определение составляющих комплексного параметра регулирования заводнения

4.5. Определение комплексного параметра регулирования заводнения

4.6. Применение методики регулирования заводнения на участке пласта А4 Якушкинского месторождения

4.7. Обоснование технологического эффекта предлагаемого метода регулирования заводнения

4.7.1. Выбор скважин для реализации метода регулирования заводненных пластов

4.7.2. Определение оптимальных объемов капитальных вложений на переобустройство скважин

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Интенсификация выработки остаточных запасов нефти заводнением с зон пониженной фильтруемости"

Актуальность проблемы. Интенсивная выработка основных месторождений России (Ромашкинское, Самотлорское, Мамонтовское, Арланское, Якушкинское и другие) путем активного заводнения нефтяных пластов характеризующейся послойной и зональной неоднородностью привело к расчленению разрабатываемых месторождений на отдельные участки, линзы и зоны низкой фильтруемости с повышенными остаточными запасами. Этому способствовали характерные для перечисленных месторождений высокая расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, их прерывистость и неоднородность, которые явились основной причиной неравномерной выработки запасов нефти в преобладающей степени в карбонатных коллекторах. Снижение эффективности заводнения и технологии разработки вызваны повышенной фильтруемостью нефтевытесняемого агента в основном по высокопроницаемым коллекторам, а низкопроницаемые коллектора с высокими объемами остаточных запасов вырабатывались низкими темпами в силу возникающих высоких удельных сопротивлений в зонах активного заводнения. Решаемые на данном этапе эта проблема путем регулирования системой заводнения также недостаточно эффективна, так как имеющиеся методы исследований и определения зон повышенной фильтруемости характеризуются в основном фиксированием объемов отбираемой жидкости с добывающих скважин и оценкой текущих остаточных извлекаемых запасов приходящихся на единичную скважину и отдельные участки. Поэтому одним из вариантов оптимизации системы заводнения для подключения ранее не вырабатываемых запасов может служить метод определения преимущественного направления фильтрационного потока направленного противоположно вектору повышенной фильтруемости закачиваемой воды.

Цель работы. Определение нефтенасыщенных участков пониженной активности заводнения путем выявления зон слабой фильтруемости по совместному взаимодействию коэффициентов проводимости пласта, влияния и взаимовлияния скважин и направления фильтрационных потоков.

Основные задачи исследований:

1. Анализ состояния изученности проблемы по опубликованным источникам.

2. Выбор объекта исследования и его геолого-промысловая характеристика.

3. Разработка методики определения главных линий тока повышенной фильтруемости в ячейке нагнетательной скважины с окружающими добывающими.

4. Разработка методики интенсификации выработки запасов нефти в зонах повышенных остаточных нефтенасыщенных толщин коллектора слабой дренируемости.

5. Апробация полученных результатов и рекомендаций в промысловых условиях.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе опубликованных работ, состояния разработки объекта исследования, обобщения результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации, математического моделирования эффективности нефтевытеснения за счет регулирования системы заводнения и обобщения результатов промышленных испытаний рекомендаций автора. Научная новизна.

1. Путем статистической обработки совместного взаимодействия коэффициентов проводимости пласта, влияния и взаимовлияния скважин, направления фильтрационного потока в ячейке, имеющих гидродинамическую связь между скважинами определена главная линия тока преимущественной фильтруемости.

2. Разработана методика выбора и определения точки нагнетания в зоне пониженной фильтруемости расположенной на продолжении главной линии тока

3. Определены критические расстояния удаления и углы смещения новой точки от ранее имеющейся.

4. Предложены новые критерии по изменению режимов отбора в добывающих скважинах с учетом новой точки нагнетания в ячейке.

Основные защищаемые положения.

1. Методика определения главной линии тока нагнетаемой воды преимущественной фильтруемости.

2. Методика выбора и определения места новой точки нагнетания в зоне пониженной фильтруемости и повышенных остаточных запасов нефти.

3. Критерии выбора оптимальных расстояний удаления и углов смещения новой точки нагнетания воды от ранее имеющейся.

Практическая ценность и реализация работы.

Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Михайловско-Коханском, Якушкинском и Обошинском месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» и на Алексеевском месторождении ЗАО «Алойл» (г. Бавлы) с экономическим эффектом 1,6 млн.руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2003-2007 гг.), на Научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.Самара, 2005-2007 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2006 г.), на ЦКР (г. Москва, 2006 г.), на ГКЗ (г. Москва, 2007 г.).

Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе в изданиях включенных в перечень ВАК РФ 11, одна из которых опубликована самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях и их результатах автору принадлежит постановка задач, их решение и анализ полученных результатов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 93 наименований. Работа изложена на 112 страницах, в том числе содержит 6 таблиц и 51 рисунок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сагитов, Дамир Камбирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Изучение и анализ причин низкой эффективности выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов показал, что основными влияющими факторами явились неравномерное обводнение пласта А4 за счет изменения в зонах повышенной фильтруемости вязкости нефти в охлажденных высокопроницаемых зонах и неоднородность коллекторов.

2. Путем численного исследования и по построенным картам обводнения пластов с водонефтяными зонами и температурных полей выявлены участки повышенной и пониженной фильтруемости.

3. Разработана методика определения главных линий тока повышенной фильтруемости в ячейке нагнетательной скважины с окружающими добывающими и предложена методика интенсификации выработки запасов нефти в зонах повышенных остаточных нефтенасыщенных толщин коллектора слабой дренируемости.

4. Определены критические расстояния удаления новой точки нагнетания от ранее имеющейся с коэффициентом влияния и взаимовлияния скважин по Спирмэну более 0.6 от 300 до 800 м и углом смещения новой точки до 30° от главной линии тока.

5. Предложены новые критерии по изменению режимов отбора в добывающих скважинах с учетом новой точки нагнетания в ячейке.

6. Проведено геолого-гидродинамическое моделирование экспериментального участка, с целью определения технологического и экономического эффекта.

7. Результаты диссертационной работы и разработанные рекомендации могут быть использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья, без ограничения по типу коллекторов, глубины залегания и свойств пластовых флюидов.

105

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сагитов, Дамир Камбирович, Уфа

1. Абызбаев ИИ, Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа: Башкирское кн. изд-во, 1978. 72 с.

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

3. Айвазян С.А., Енюков И.С., Мешалкин Л.Д. Прикладная статистика.- М.: Финансы и статистика, 1983.- 471 с.

4. Ахметшин P.A., Салихов М.М., Газизов И.Г., Сагитов Д.К., Алексеев Д.Л., Буторин О.И. Анализ показателей эксплуатации новых добывающих скважин в НГДУ "Джалильнефть". М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005.- № 8., С. 45-49.

5. Ахметшин P.A., Ишмурзин P.P., Алексеев Д.Л., Сагитов Д.К. Анализ эффективности работы фонда скважин НГДУ "Джалильнефть", оборудованных ШГНУ. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005.- № 8., С. 54-59.

6. Боровиков В.Г. STATISTICS. Искусство анализа данных на компьютере. Спб.: Питер, 2003,-687с.

7. Булыгин Д.В., Медведев Н.Я. Кипоть В.А. Моделирование геологического строения и разработки залежей нефти Сургутского свода. Казань: Изд-во "ДАС"-2001, -191с.

8. Валиханов A.B., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. Казань. Таткнигоиздат.-1971.

9. Валиханов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов H.A. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань. Таткнигоиздат,-1972.-92 с.

10. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И. Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласт. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2004.- № 6., С. 32-38.

11. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (Этапы развития, современное состояние и переспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. 2004, - 216с.

12. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-496 с.

13. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КубК-а, 1997.- 267 с.

14. Гайдышев И.С. Анализ и обработка данных. Специальный справочник, Спб.: Питер -2001,-751с.

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

16. Дияшев Р.Н., Кондрашкин В.Ф. и др. Совершенствование разработки низкопродуктивных коллекторов.// Нефтяное хоз-во,- № 2.-1987,- С.42-46.

17. Долженков В.Н., Сустенков В.Е. Отчет ТатНИПИнефть "Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти верей-башкирских отложений (залежи 301, 302) Ромашкинского месторождения". Бугульма, фонды ТатНИПИнефть. 1993.

18. Дюк В., Самойленко A. Data Mining. Учебный курс Спб.: Питер, 2001, -366с.

19. Евтушенко С.П., Штанин A.B. К методике определения параметров пласта методом фильтрационных волн давления // Известия ВУЗов, серия "Нефть и газ".- № 7.- Баку, 1988. С.58-62.

20. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов Е.П., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Исмагилов Т.А. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах.//Нефт.хоз-во.- 1998.- № 7.- С.26-27.

21. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баталова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. -М.: 2004. - 520 с.

22. Зарипов Р.Р., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском месторождении. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ " Нефтепромысловое дело",- 2004.- № 9., С. 51-54.

23. Зейгман Ю.В., Васильев В.И., Облеков Г.И., Демин В.М.: Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта. Уфа, Фонд содействия развитию научн. иссл., 1998,96 с.

24. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости и выделение проницаемых прослоев в пластах В1 и В2 верейского горизонта юго-востока Татарии.// Тр.ТатНИПИнефть.- Вып.26.- Казань, 1974.- С.92-99.

25. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости пластов в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов нефтяных месторождений юго-востока Татарии.// Тр.ТатНИПИнефть.- Вып.26.- Казань, 1974.- С.85-92.

26. Зиннатуллин Н.Х., Султанов С.А. Определение нижних пределов параметров продуктивных коллекторов. РНТС. Нефтегазовая геология и геофизика.- 1981,-№ 12.-С.26-29.

27. Зиннатуллин Н.Х., Юдинцев Е.А. Учет глинистости карбонатных пород при определении их пористости.// Нефт.хоз-во. 1988.- №11. С.36-38.

28. Ковалев А.Г., Ковалева О.В., Козлов Г.А., Маслов С.А. Перспективы выделения промытых продуктивных пластов при внутри контурном заводнении по данным анализа керна// Нефт. хоз-во. 1989.-№ 10.-С. 78-79.

29. Ковалев B.C. Определение трещиноватости карбонатного пласта A4 Кулешовского месторождения.// Тр. Гипровостокнефть.- Вып.9.- М.: Недра,1965.- С.95-102.

30. Ковалева О.В., Калери К.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту С1 Мухановского месторождения / Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западного Казахстана. Куйбышев, 1988.-С. 99-112.

31. Колганов В.И., Югин Л.Г., Солдаткина М.И., Каштанова Г.М. Коллекторские свойства пласта A4 башкирского яруса Бобровского месторождения.// Тр. Гипровостокнефть.-Вып.17.- М.: Недра, 1973. С.61-68.

32. Котенев Ю.А., Нугайбеков P.A., Каптелинин О.В. Повышение эффективности эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М.: Недра, 2004.- 236 с.

33. Коцюбинский В.Л, Ошитко В.М., Суханов H.A. Условия залегания и состояние эксплуатации слабопроницаемых коллекторов (алевролитов) горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.// Тр.ТатНИПИнефть. Вып.12. -Л.:Недра.-1968.

34. Краснова Т.Л., Телков А.Л. Расчет безводного периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования /Нефтепромысловое дело.- 1997.-№8-9, С 8-11.

35. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра.-1974.-192 с.

36. Лозин Е.В., Пантелеев В.Г.: Экспериментальная оценка полноты извлечения нефти, донасытившей обводненный нефтяной пласт. // Нефтепромысловое дело, №6, 1995, с. 36-38.

37. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.:Недра.-1993.- 312 с.

38. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Хамзин Р.Г. О неоднородности продуктивных пластов.// Тр.ТатНИИ.- 1964.Вып.6.

39. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977. -214с.

40. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. М.: Недра, 1983. - 175 с.

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

42. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань.: Таткнигоиздат.-1985.-176 с.

43. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами на месторождениях Татарстана. М.:Недра.-1983.

44. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2003. -596с.

45. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии.-Казань: Таткнигоиздат, 1989.136 с.

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

47. Муслимов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C., Ибатуллин P.P. Концепция развития нефтегазового комплекса республики Татарстан до 2015 года/ // Нефт.хоз-во.- 2000.-№8.- С.13-14.

48. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ.- 1995.-492 с.

49. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения./ В 2-х томах. Т. 2.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-286 с.

50. Мухаметшин В.Ш. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей.// Нефт хоз-во.-1989.- № 12.-С.26-29,

51. Мухаметшин Р.З., Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов.// Нефт.хоз-во. -1988. № 5.- С.34-38.

52. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки месторождений платформенного типа. М.: Недра.-1972.

53. Насибуллин М.Г., Зарипов Р.Р., Круглое М.П., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Оценка текущего состояния разработки и формирование ГТМ Тавельского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ " Нефтепромысловое дело". - 2004,- № 8„ С. 10-15.

54. Нафиков И.М., Исмагилов И.Ф., Сатаров И.Н., Сагитов Д.К. Коррозионная эффективность добываемой продукции скважин и методы ее предупреждения. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело".- 2005,- № 8., С. 65-68.

55. Обиход А.П., Папухин С.П., Пакшаев A.A., Сагитов Д.К., Поливанов С.А. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело",-2007.-№8., С. 37-40.

56. Патент 2299979. РФ. МПК. Cl, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Р.В. Вафин, М.С. Зарипов, И.М. Гимаев, Д.К. Сагитов, О.И. Буторин, И.В. Владимиров, Д.Л. Алексеев, Г.Н. Пияков /.- М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2007.-№15.

57. Патент РФ № 2189438. С1 7 Е 21 В 43/16 Способ разработки нефтяного месторождения / Нурмухаметов P.C., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Тазиев М.З., Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Буторин О.И., Халиуллин Ф.Ф. Б.И. № 26.-2002.

58. Пияков Т.Н., Усенко В.Ф., Кудашев Р.И., Мазитова Н.И.: Изменение остаточной нефтенасыщенности при повторном насыщении нефтью заводненного пласта. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, № 4,1984, с. 5-6.

59. Сагитов Д.К. Накопление "визуального опыта" с целью дальнейшего прогнозирования поведения процесса обводнения скважин на основе статистического моделирования. -М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ "Нефтепромысловое дело",- 2005.- № 12., С. 30-35.

60. Сазонов Б.Ф. Вытеснение нефти водою в трещиноватом пласте // Тр. Гипровостокнефть.- Вып.9.- М.: Недра.- С.169-174.

61. Сургучев M.J1., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. 347 с.

62. Сургучев M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра.-1984. 215 с.

63. Сургучев M.J1., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах//Нефт. хоз-во. 1988.-№9.-С. 31-36.

64. Тазетдинов Р.К., Тимашев Э.М. Определение оптимального давления нагнетания воды в нефтяные пласты по промысловым данным. //Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1979.-56 с.

65. Тазиев М.М., Казакова Т.Г., Сагитов Д.К. Проблемы и методы разработки водонефтяных зон. Тезис доклада VI Конгресса нефтепромышленников России. Научно-практическая конференция "Проблемы освоения трудноизвлекаемых углеводородов", Уфа

66. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 2000.-104 с.

67. Титов В.И., Жданов СА. Особенности состава и свойств остаточных нефтей // Нефт. хоз-во, 1989,- №4. -С. 28-31.

68. Хавкин А.Я. Гидродинамика многофазной фильтрации в пористой среде. // Нефтяное хоз-во,-№ 5.-1991.-С.23-27.

69. Хавкин А.Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низко проницаемых пластов. // Нефтяное хоз-во.- № 8.-1994,- С.31-34.

70. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде.Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. //Обзор информации. М.:ВНИИОЭНГ.-Вып.З. -1991.- 60 с.

71. Хавкин А.Я., Немченко Т.А., Никищенко А.Д. Исследование особенностей многофазной фильтрации на микромоделях пористых сред.// Нефтяное хоз-во.- № 10.1995.- С.36-37.

72. Хайрединов Н.Ш. Вскрытие и освоение пластов, представленных карбонатными коллекторами/ Тр. ТатНИИ.- Вып.8,- Л.: Недра, 1965.- С.179-188.

73. Хайрединов Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии //Тр.ТатНИПИнефть.- Вып.24.- Казань: Таткнигоиздат, 1973.- С. 77-84.

74. Хайрединов Н.Ш. Формирование залежей нефти в карбонатных отложениях// Тр.ТатНИПИнефть.- Вып.24,- Казань: Таткнигоиздат, 1973.- С.84-92.

75. Хайретдинов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии.// Нефтепромысловое дело 1996-№5, С 4-6.

76. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань -1996.- 288 с.

77. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Тазиев М.З., Нурмухаметов P.C. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами.-М.: ОАО "ВНИИОЭНГ.-2001.-184 с.

78. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". -2004. - 252 с.

79. Юсупова Т.Н., Семкин В.И., Петрова Л.М. Спектральные и термические свойства остаточных нефтей и природных битумов / Всесоюзн. конф. по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей: Тез. докл. -Казань.-1991.-С. 154-155.